KR20220006148A - 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법 - Google Patents

선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법 Download PDF

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Abstract

선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법이 개시된다. 본 발명의 선박의 증발가스 처리 방법은, 주엔진과 상기 주엔진보다 저압인 연료를 공급받는 연료소비처가 마련된 선박에서, 상기 선박의 저장탱크로부터 증발가스를 공급받아 압축하여 상기 주엔진 및 연료소비처로 공급하는 제1 압축기 및 제2 압축기를 마련하되, 상기 제1 압축기 및 제2 압축기는 상기 주엔진의 연료 공급 압력인 고압 모드와 상기 연료소비처의 연료 공급 압력인 저압 모드의 2가지 모드로 운전 가능하여, 상기 제1 및 제2 압축기 중 하나는 고압 모드로 운전하여 상기 주엔진으로 연료를 공급하고, 다른 하나는 저압 모드로 운전하면서 상기 연료소비처로 연료를 공급하면서, 상기 저압 모드로 운전되는 압축기에서 압축된 압축가스를 부스팅 압축기로 보내 임계압력보다 높은 압력으로 추가 압축하고 냉각하여 재액화하는 것을 특징으로 한다.

Description

선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법{Boil-off Gas Treatment System And Method For Ship}
본 발명은 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 제1 및 제2 압축기 중 하나는 고압 모드로 운전하면서 주엔진으로 연료를 공급하고, 다른 하나는 저압 모드로 운전하면서 연료소비처로 연료를 공급하고 추가 압축하여 재액화하는 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것이다.
LNG(Liquefied Natural Gas)나 LPG(Liquefied Petroleum Gas) 등의 액화가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있다. 액화가스는, 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 또는, 액화된 상태로 액화가스 운반선에 저장된 채 원거리의 소비처로 운반된다. LNG나 LPG 등의 액화가스는 천연가스 혹은 석유가스를 극저온(LNG의 경우 약 -163℃)으로 냉각하여 얻어지는 것으로 가스 상태일 때보다 그 부피가 대폭 감소하므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.
LNG는 메탄(methane)을 주성분으로 하는 천연가스를 약 -162℃로 냉각해서 액화시킴으로써 얻을 수 있는 무색투명한 액체로서, 천연가스와 비교해 약 1/600 정도의 부피를 가진다. 따라서, 천연가스를 액화시켜 이송할 경우 매우 효율적으로 이송할 수 있게 된다.
LPG의 액화 온도는 상압 약 -42℃의 저온이다.
따라서 LNG나 LPG 등의 액화가스는 탱크를 단열처리하더라도 수송과정에서 전달되는 외부 열에 의해 지속적으로 기화되어 다량의 증발가스(Boil-Off Gas)가 발생하게 된다.
증발가스는 일종의 손실로서 수송 효율에 있어 중요한 문제이다. 또한, 저장탱크 내에 증발가스가 축적되면 탱크 내압이 과도하게 상승할 수 있어, 심하면 탱크가 파손될 위험도 있다. 따라서, 저장탱크 내에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 다양한 방법이 연구되는데, 최근에는 증발가스의 처리를 위해, 증발가스를 재액화하여 저장탱크로 복귀시키는 방법, 증발가스를 선박의 엔진 등 연료수요처의 에너지원으로 사용하는 방법 등이 사용되고 있다.
최근에는 LPG 또는 LNG 운반선에서 LPG 또는 LNG 및 그로부터 발생하는 증발가스를 추진 연료로 사용하는 연료공급시스템의 적용이 늘어나고 있고, 국제적인 배기가스 배출규제 강화에 따라 LPG 또는 LNG 운반선 외에 일반 선박에서도 LNG 등을 추진 연료로 사용하는 선박이 증가하는 추세이다.
선박에 사용되는 엔진 중 천연가스를 연료로 사용할 수 있도록 개발된 엔진으로 대표적으로 DFDE, X-DF 엔진, ME-GI 엔진 등의 가스연료엔진이 있다.
DFDE은, 4행정으로 구성되며, 비교적 저압인 5.5 barg 정도의 압력을 가지는 천연가스를 연소공기 입구에 주입하여, 피스톤이 올라가면서 압축을 시키는 오토 사이클(Otto Cycle)을 채택하고 있다.
X-DF 엔진은, 2행정으로 구성되고, 15 barg 정도의 천연가스를 연료로 사용하며, 오토 사이클을 채택하고 있다.
ME-GI 엔진은, 2행정으로 구성되며, 300 barg 부근의 고압 천연가스를 피스톤의 상사점 부근에서 연소실에 직접 분사하는 디젤 사이클(Diesel Cycle)을 채택하고 있다.
도 1에는 선박의 증발가스 처리 시스템의 일 예를 개략적으로 도시하였다.
LNG 등 액화가스로부터 발생하는 증발가스를 연료로 공급받을 수 있는 주엔진, 발전엔진, 보일러, GCU 등이 설치된 선박에서, 저장탱크(미도시)로부터 배출된 증발가스는 압축기(100A, 100B)에서 압축하여 주엔진 및 발전엔진 등으로 공급한다.
압축기(100A, 100B)로 공급된 증발가스 중 연료로 공급되고 남은 잉여 증발가스는 냉각을 통해 재액화된다.
선내 엔진이 비교적 압력이 낮은 연료를 공급받는 경우, 압축기는 이러한 엔진의 연료 공급 압력 정도로 증발가스를 압축하고, 재액화 효율을 높이기 위해 재액화될 증발가스는 부스팅 컴프레서(Boosting Compressor, 200)를 거쳐 추가 압축 후 냉각시킬 수 있다.
선박 규정상 엔진으로 연료를 공급하는 압축기는, 비상 상황을 대비하여 리던던시(Redundancy) 설계를 하여야 하는데, 리던던시 설계란, 어느 한 대를 고장, 유지보수 등의 이유로 사용할 수 없을 때 다른 한 대를 대신 사용 할 수 있도록 설계하는 것을 의미한다. 이를 위해 도 1에 도시된 바와 같이 압축기는 주 압축기와 리던던시 압축기를 포함하여 복수로 마련된다.
본 발명은 리던던시 설계를 위해 복수로 마련된 압축기를 효율적으로 운용하여, 압축기의 전력 소모를 줄이고 GCU에서 태워 없애는 증발가스의 양을 줄여 연료 낭비를 막으면서, 재액화 효율을 유지할 수 있는 증발가스 처리 방법을 제안하고자 한다.
상술한 과제를 해결하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 주엔진과 상기 주엔진보다 저압인 연료를 공급받는 연료소비처가 마련된 선박에서,
상기 선박의 저장탱크로부터 증발가스를 공급받아 압축하여 상기 주엔진 및 연료소비처로 공급하는 제1 압축기 및 제2 압축기를 마련하되,
상기 제1 압축기 및 제2 압축기는 상기 주엔진의 연료 공급 압력인 고압 모드와 상기 연료소비처의 연료 공급 압력인 저압 모드의 2가지 모드로 운전 가능하여,
상기 제1 및 제2 압축기 중 하나는 고압 모드로 운전하여 상기 주엔진으로 연료를 공급하고, 다른 하나는 저압 모드로 운전하면서 상기 연료소비처로 연료를 공급하면서,
상기 저압 모드로 운전되는 압축기에서 압축된 압축가스를 부스팅 압축기로 보내 임계압력보다 높은 압력으로 추가 압축하고 냉각하여 재액화하는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 방법이 제공된다.
바람직하게는, 상기 부스팅 압축기에서 추가 압축된 압축가스는 상기 제1 및 제2 압축기로 도입될 미압축 증발가스와 열교환으로 냉각되고 감압될 수 있다.
바람직하게는, 상기 연료소비처는 발전엔진, 보일러 및 GCU(Gas Cumbusion Unit)을 포함할 수 있다.
본 발명의 다른 측면에 따르면, 주엔진과 상기 주엔진보다 저압인 연료를 공급받는 연료소비처가 마련된 선박에서,
상기 선박의 저장탱크로부터 증발가스를 공급받아 압축하여 상기 주엔진 및 연료소비처로 공급하는 제1 압축기 및 제2 압축기;
상기 제1 압축기로부터 상기 주엔진으로 압축가스를 공급하는 제1 공급라인;
상기 제2 압축기로부터 상기 연료소비처로 압축가스를 공급하는 제2 공급라인;
상기 제2 공급라인으로부터 분기되어 상기 제2 압축기에서 압축된 압축가스를 재액화하여 상기 저장탱크로 회수하는 재액화라인; 및
상기 재액화라인에 마련되어 상기 압축가스를 임계압력보다 높은 압력으로 추가 압축하는 부스팅 압축기;를 포함하되,
상기 제1 압축기 및 제2 압축기는 상기 주엔진의 연료 공급 압력인 고압 모드와 상기 연료소비처의 연료 공급 압력인 저압 모드의 2가지 모드로 운전 가능하며,
상기 제1 압축기는 고압 모드로 운전하고 상기 제2 압축기는 저압 모드로 운전하면서, 저압 모드로 운전되는 상기 제2 압축기에서 압축된 압축가스를 분기하여 재액화하는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템이 제공된다.
바람직하게는 상기 재액화라인에서 상기 부스팅 압축기 하류에 마련되어 상기 압축가스를 냉각하여 재액화하는 재액화부;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는 상기 재액화부는, 상기 부스팅 압축기에서 추가 압축된 상기 압축가스를 상기 제1 및 제2 압축기로 도입될 미압축 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기; 및 상기 열교환기에서 냉각된 상기 압축가스를 감압하는 감압장치;를 포함할 수 있다.
바람직하게는 상기 연료소비처는 발전엔진, 보일러 및 GCU(Gas Cumbusion Unit)을 포함할 수 있다.
본 발명에서는 증발가스 압축을 위해 복수로 마련된 압축기 중 제1 압축기는 고압 모드로 운전하여 주엔진으로 연료를 공급하고, 나머지 제2 압축기는 저압 모드로 운전하면서 발전엔진 등 연료소비처로 공급하고 저압 모드로 운전되는 제2 압축기에서 압축된 압축가스를 분기하여 재액화한다.
이와 같이 제1 압축기와 제2 압축기를 각각의 모드로 운전하여 효율적으로 운용함으로써, 압축기의 전력 소모를 줄이고 GCU에서 태워 없애는 증발가스의 양을 줄여 연료 낭비를 막으면서, 재액화 효율을 유지할 수 있다.
도 1은 선박의 증발가스 처리 시스템의 일 예를 개략적으로 도시한다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템을 개략적으로 도시한다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야 한다.
이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다.
이하 본 발명에서의 선박은, 액화가스 및 액화가스에서 발생하는 증발가스를 추진용 또는 발전용 엔진의 연료로 사용할 수 있는 엔진이 설치되거나 액화가스 또는 증발가스를 선내 기관의 연료로 사용하는 모든 종류의 선박으로, 대표적으로 LNG 운반선(LNG Carrier), 액화석유가스 운반선, LNG RV(Regasification Vessel)와 같은 자체 추진 능력을 갖춘 선박을 비롯하여, LNG FPSO(Floating Production Storage Offloading), LNG FSRU(Floating Storage Regasification Unit)와 같이 추진 능력을 갖추지는 않지만 해상에 부유하고 있는 해상 구조물도 포함될 수 있다.
또한, 본 발명에서 액화가스는, 가스를 저온으로 액화시켜 수송할 수 있고, 저장된 상태에서 증발가스가 발생하며 엔진 등의 연료로 사용될 수 있는 모든 종류의 액화가스를 포함할 수 있다. 이러한 액화가스는 예를 들어 LNG(Liquefied Natural Gas), LEG(Liquefied Ethane Gas), LPG(Liquefied Petroleum Gas), 액화에틸렌가스(Liquefied Ethylene Gas), 액화프로필렌가스(Liquefied Propylene Gas) 등과 같은 액화석유화학가스일 수 있다. 다만, 후술하는 실시예에서는 대표적인 액화가스 중 하나인 LNG가 적용되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
한편, 본 실시예들의 각 라인을 흐르는 유체는, 시스템의 운용 조건에 따라, 액체 상태, 기액 혼합 상태, 기체 상태, 초임계유체 상태 중 어느 하나의 상태일 수 있다.
도 2에는 본 발명의 일 실시예에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템을 개략적으로 도시하였다.
도 2에 도시된 바와 같이 주엔진과 주엔진보다 저압인 연료를 공급받는 연료소비처가 마련된 선박에 마련되는 증발가스 처리 시스템으로, 선박의 저장탱크로부터 증발가스를 공급받아 압축하여 주엔진 및 연료소비처로 공급하는 제1 압축기(100A) 및 제2 압축기(100B), 제1 압축기로부터 주엔진으로 압축가스를 공급하는 제1 공급라인(SL1), 제2 압축기로부터 연료소비처로 압축가스를 공급하는 제2 공급라인(SL2)을 포함하며, 제2 공급라인으로부터 제2 압축기에서 압축된 압축가스를 재액화하여 상기 저장탱크로 회수하는 재액화라인(RL)이 분기되어 마련된다.
재액화라인에는 압축가스를 임계압력보다 높은 압력으로 추가 압축하는 부스팅 압축기가 마련된다.
제1 및 제2 압축기(100A, 100B)는 증발가스를 압축하여 주엔진의 연료공급압력으로 압축할 수 있는 압축기로, 리던던시(Redundancy) 설계를 위해 병렬로 마련된 압축기이다. 도 2에 도시된 바와 같이, 제2 압축기로부터 주엔진으로 연료가 공급될 수 있도록 제1 공급라인으로 연결되는 배관(L2)이 마련되고, 제1 압축기에서 압축된 가스도 연료소비처 및 재액화라인으로 공급될 수 있도록 제2 공급라인으로 연결되는 배관(L1)이 마련되며, 제1 및 제2 공급라인과 각 배관을 개폐할 수 있는 제1 내지 제4 밸브(V1, V2, V3, V4)가 마련된다. 제1 및 제2 압축기 중 하나의 압축기만 운전하는 경우에도 제1 또는 제2 공급라인으로부터 주엔진 및 발전엔진 등 연료소비처에 압축가스를 공급할 수 있도록 연결라인(CL)이 마련되고, 연결라인을 개폐하는 제5 밸브(V5)가 마련된다.
본 실시예에서 제1 압축기 및 제2 압축기는 주엔진의 연료 공급 압력인 고압 모드와 연료소비처의 연료 공급 압력인 저압 모드의 2가지 모드로 운전 가능하게 마련되는데, 제1 압축기와 제2 압축기를 각각의 모드로 독립적으로 운전하여 주엔진 및 연료소비처로 압축가스를 효율적으로 공급하면서 압축기의 전력 소모량을 줄일 수 있는 것이 특징이다.
즉, 제1 압축기(100A)는 고압 모드로 운전하여 주엔진으로 연료를 공급하고 제2 압축기(100B)는 저압 모드로 운전하면서, 저압 모드로 운전되는 제2 압축기에서 압축된 압축가스를 주엔진 외의 발전엔진 등 각 연료소비처로 공급하면서 압축가스 일부를 분기하여 재액화한다.
제1 및 제2 압축기는, 일 예로 X-DF 엔진이 마련된 경우라면 고압 모드에서 14 내지 16 bar로 증발가스를 압축할 수 있다. 고압 모드로 운용되는 제1 압축기에서 주엔진의 연료 공급 압력으로 압축된 압축가스는 제1 공급라인을 따라 주엔진으로 공급된다. 주엔진의 연료공급압력이 높은 경우에는 필요에 따라 복수의 컴프레서와 중간 냉각기가 번갈아 배치되어 이들을 순차로 거쳐 증발가스를 압축하는 다단 압축기로 마련될 수도 있다.
연료소비처는 발전엔진(GE), 보일러(B) 및 GCU(Gas Cumbusion Unit)을 포함할 수 있다. 발전엔진은 일 예로 DFGE 또는 DFDE가 적용될 수 있다.
제2 압축기(100B)는 저압 모드로 운전되어, 증발가스를 연료소비처의 연료 공급 압력으로 압축하고, 발전엔진, 보일러 등 각 연료소비처의 연료로 공급하고, 재액화라인(RL)을 따라 부스팅 압축기(200)에서 추가 압축하고 재액화부를 거쳐 재액화한다.
예를 들어 발전엔진으로 DFGE가 각 마련된 경우라면, 저압 모드로 작동되는 제2 압축기는 5 내지 6 bar 내외의 DFGE의 연료공급압력에 맞추어 증발가스를 압축하며, 제2 압축기에서 압축된 압축가스는 각 연료소비처 및 재액화라인으로 분배되어 공급된다.
제2 압축기에서 압축된 압축가스 중 발전엔진, 보일러 등에 연료로 공급되거나 재액화라인의 부스팅 압축기를 거쳐 재액화되고 남은 압축가스는 GCU로 보내 태워 없앨 수 있다. 압축 압력에 따라 압축기에서 소모되는 전력량에 차이가 있는데, 본 실시예에서는 제2 압축기는 저압 모드로 운전하므로 전력 소모를 줄일 수 있고, GCU에서 태워 없애는 증발가스의 양을 줄일 수 있다.
한편, 증발가스의 주성분을 이루는 메탄의 임계점은 약 -80℃, 55bar로, 임계점 이상의 온도 및 압력에서 초임계 상태가 된다. 부스팅 압축기(200)에서는 저압 모드로 운전되는 제2 압축기에서 발전엔진의 연료공급압력으로 압축된 압축가스를 공급받아 임계압력 이상으로 추가 압축한다. 부스팅 압축기는 필요에 따라 복수의 컴프레서와 중간 냉각기를 포함하는 다단 압축기로 구성될 수 있다.
재액화라인에서 부스팅 압축기 하류에는 압축가스를 냉각하여 재액화하는 재액화부가 마련되며, 재액화부(300)는 부스팅 압축기에서 추가 압축된 압축가스를 제1 및 제2 압축기로 도입될 미압축 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기(미도시)와, 열교환기에서 냉각된 압축가스를 감압하는 감압장치(미도시)를 포함할 수 있다.
제2 압축기에서 압축된 증발가스 중 연료로 공급되지 않고 재액화라인으로 분기되어 재액화될 압축가스는 부스팅 압축기에서 임계압력 이상인 55 bar 이상으로 압축되어 재액화부의 열교환기로 공급되고, 열교환기에서 미압축 증발가스에 의해 냉각된다. 열교환기를 거쳐 냉각된 압축가스는, J-T 밸브나 팽창기 등과 같은 감압장치에서 단열팽창 또는 등엔트로피 팽창으로 추가 냉각된다.
압축, 추가 압축을 거친 후 열교환 및 감압으로 냉각된 증발가스는 적어도 일부가 재액화되며, 기액분리기에서 기상과 액상으로 분리되어 분리된 액체, 즉 LNG는 저장탱크로 저장된다.
본 발명자들은 시뮬레이션을 통해, 제1 및 제2 압축기를 고압 모드로 운전하여 14 barA로 증발가스 대부분을 차지하는 메탄을 압축하여 재액화될 가스를 분기하면 부스팅 압축기의 입구측 압력(suction pressure)은 11.5 barg, 토출 압력(discharge pressure)은 151 barg이고, 전력 소모량 783 kW, 재액 비율 65%인데 비해, 제2 압축기를 6barg의 저압 모드로 운전하면 부스팅 압축기의 입구측 압력은 6 barg, 토출 압력은 84.2 barg이고, 전력 소모량 470 kW, 재액 비율 53%임을 확인하였다. 이처럼 저압 모드로 운용하더라도 증발가스를 재액화할 수 있으며, 상당한 전력 소모량 감소 효과를 얻을 수 있다.
이와 같이 제1 압축기와 제2 압축기를 각각 고압 모드와 저압 모드로 독립적으로 운용함으로써 압축기의 전력 소모를 줄이고 GCU에서 태워 없애는 증발가스의 양을 줄여 연료 낭비를 막을 수 있다. 또한 재액화될 압축가스는 부스팅 압축기에서 추가 압축을 거쳐 재액화함으로써 상당한 재액화 효율을 유지할 수 있다.
본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고, 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 있어서 자명한 것이다.
ME: 주엔진
GE: 발전엔진
B: 보일러
SL1: 제1 공급라인
SL2: 제2 공급라인
RL: 재액화라인
CL: 연결라인
V1, V2, V3, V4, V5: 제1 내지 제5 밸브
100A: 제1 압축기
100B: 제2 압축기
200: 부스팅 압축기
300: 재액화부

Claims (7)

  1. 주엔진과 상기 주엔진보다 저압인 연료를 공급받는 연료소비처가 마련된 선박에서,
    상기 선박의 저장탱크로부터 증발가스를 공급받아 압축하여 상기 주엔진 및 연료소비처로 공급하는 제1 압축기 및 제2 압축기를 마련하되,
    상기 제1 압축기 및 제2 압축기는 상기 주엔진의 연료 공급 압력인 고압 모드와 상기 연료소비처의 연료 공급 압력인 저압 모드의 2가지 모드로 운전 가능하여,
    상기 제1 및 제2 압축기 중 하나는 고압 모드로 운전하여 상기 주엔진으로 연료를 공급하고, 다른 하나는 저압 모드로 운전하면서 상기 연료소비처로 연료를 공급하면서,
    상기 저압 모드로 운전되는 압축기에서 압축된 압축가스를 부스팅 압축기로 보내 임계압력보다 높은 압력으로 추가 압축하고 냉각하여 재액화하는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 방법.
  2. 제 1항에 있어서,
    상기 부스팅 압축기에서 추가 압축된 압축가스는 상기 제1 및 제2 압축기로 도입될 미압축 증발가스와 열교환으로 냉각되고 감압되는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 방법.
  3. 제 1항에 있어서,
    상기 연료소비처는 발전엔진, 보일러 및 GCU(Gas Cumbusion Unit)을 포함하는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 방법.
  4. 주엔진과 상기 주엔진보다 저압인 연료를 공급받는 연료소비처가 마련된 선박에서,
    상기 선박의 저장탱크로부터 증발가스를 공급받아 압축하여 상기 주엔진 및 연료소비처로 공급하는 제1 압축기 및 제2 압축기;
    상기 제1 압축기로부터 상기 주엔진으로 압축가스를 공급하는 제1 공급라인;
    상기 제2 압축기로부터 상기 연료소비처로 압축가스를 공급하는 제2 공급라인;
    상기 제2 공급라인으로부터 분기되어 상기 제2 압축기에서 압축된 압축가스를 재액화하여 상기 저장탱크로 회수하는 재액화라인; 및
    상기 재액화라인에 마련되어 상기 압축가스를 임계압력보다 높은 압력으로 추가 압축하는 부스팅 압축기;를 포함하되,
    상기 제1 압축기 및 제2 압축기는 상기 주엔진의 연료 공급 압력인 고압 모드와 상기 연료소비처의 연료 공급 압력인 저압 모드의 2가지 모드로 운전 가능하며,
    상기 제1 압축기는 고압 모드로 운전하고 상기 제2 압축기는 저압 모드로 운전하면서, 저압 모드로 운전되는 상기 제2 압축기에서 압축된 압축가스를 분기하여 재액화하는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  5. 제 4항에 있어서,
    상기 재액화라인에서 상기 부스팅 압축기 하류에 마련되어 상기 압축가스를 냉각하여 재액화하는 재액화부;를 더 포함하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  6. 제 5항에 있어서, 상기 재액화부는
    상기 부스팅 압축기에서 추가 압축된 상기 압축가스를 상기 제1 및 제2 압축기로 도입될 미압축 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기; 및
    상기 열교환기에서 냉각된 상기 압축가스를 감압하는 감압장치;를 포함하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  7. 제 4항에 있어서,
    상기 연료소비처는 발전엔진, 보일러 및 GCU(Gas Cumbusion Unit)을 포함하는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
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