KR20220049030A - A system mounted on a ship for processing gases contained within tanks for storage and/or transport of gases in liquid and gaseous phases. - Google Patents

A system mounted on a ship for processing gases contained within tanks for storage and/or transport of gases in liquid and gaseous phases. Download PDF

Info

Publication number
KR20220049030A
KR20220049030A KR1020227008973A KR20227008973A KR20220049030A KR 20220049030 A KR20220049030 A KR 20220049030A KR 1020227008973 A KR1020227008973 A KR 1020227008973A KR 20227008973 A KR20227008973 A KR 20227008973A KR 20220049030 A KR20220049030 A KR 20220049030A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
gas
tank
heat exchanger
gaseous
natural gas
Prior art date
Application number
KR1020227008973A
Other languages
Korean (ko)
Inventor
로맹 남
베르나르 아운
Original Assignee
가즈트랑스포르 에 떼끄니가즈
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 가즈트랑스포르 에 떼끄니가즈 filed Critical 가즈트랑스포르 에 떼끄니가즈
Publication of KR20220049030A publication Critical patent/KR20220049030A/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
    • B65D—CONTAINERS FOR STORAGE OR TRANSPORT OF ARTICLES OR MATERIALS, e.g. BAGS, BARRELS, BOTTLES, BOXES, CANS, CARTONS, CRATES, DRUMS, JARS, TANKS, HOPPERS, FORWARDING CONTAINERS; ACCESSORIES, CLOSURES, OR FITTINGS THEREFOR; PACKAGING ELEMENTS; PACKAGES
    • B65D90/00—Component parts, details or accessories for large containers
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B11/00—Interior subdivision of hulls
    • B63B11/04—Constructional features of bunkers, e.g. structural fuel tanks, or ballast tanks, e.g. with elastic walls
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
    • B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
    • B63H21/38—Apparatus or methods specially adapted for use on marine vessels, for handling power plant or unit liquids, e.g. lubricants, coolants, fuels or the like
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
    • B65D—CONTAINERS FOR STORAGE OR TRANSPORT OF ARTICLES OR MATERIALS, e.g. BAGS, BARRELS, BOTTLES, BOXES, CANS, CARTONS, CRATES, DRUMS, JARS, TANKS, HOPPERS, FORWARDING CONTAINERS; ACCESSORIES, CLOSURES, OR FITTINGS THEREFOR; PACKAGING ELEMENTS; PACKAGES
    • B65D88/00—Large containers
    • B65D88/54—Large containers characterised by means facilitating filling or emptying
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
    • B65D—CONTAINERS FOR STORAGE OR TRANSPORT OF ARTICLES OR MATERIALS, e.g. BAGS, BARRELS, BOTTLES, BOXES, CANS, CARTONS, CRATES, DRUMS, JARS, TANKS, HOPPERS, FORWARDING CONTAINERS; ACCESSORIES, CLOSURES, OR FITTINGS THEREFOR; PACKAGING ELEMENTS; PACKAGES
    • B65D88/00—Large containers
    • B65D88/74—Large containers having means for heating, cooling, aerating or other conditioning of contents
    • B65D88/744—Large containers having means for heating, cooling, aerating or other conditioning of contents heating or cooling through the walls or internal parts of the container, e.g. circulation of fluid inside the walls
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B67—OPENING, CLOSING OR CLEANING BOTTLES, JARS OR SIMILAR CONTAINERS; LIQUID HANDLING
    • B67D—DISPENSING, DELIVERING OR TRANSFERRING LIQUIDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B67D9/00—Apparatus or devices for transferring liquids when loading or unloading ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/002—Storage in barges or on ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/004—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels for large storage vessels not under pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F17C9/04—Recovery of thermal energy
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
    • F17D1/065—Arrangements for producing propulsion of gases or vapours
    • F17D1/07—Arrangements for producing propulsion of gases or vapours by compression
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
    • F17D3/01—Arrangements for supervising or controlling working operations for controlling, signalling, or supervising the conveyance of a product
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0275—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines adapted for special use of the liquefaction unit, e.g. portable or transportable devices
    • F25J1/0277—Offshore use, e.g. during shipping
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F28—HEAT EXCHANGE IN GENERAL
    • F28D—HEAT-EXCHANGE APPARATUS, NOT PROVIDED FOR IN ANOTHER SUBCLASS, IN WHICH THE HEAT-EXCHANGE MEDIA DO NOT COME INTO DIRECT CONTACT
    • F28D21/00—Heat-exchange apparatus not covered by any of the groups F28D1/00 - F28D20/00
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0169—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL subcooled
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/043—Localisation of the removal point in the gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/046—Localisation of the removal point in the liquid
    • F17C2223/047—Localisation of the removal point in the liquid with a dip tube
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0146—Two-phase
    • F17C2225/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2225/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0146—Two-phase
    • F17C2225/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2225/0169—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL subcooled
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/04—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid after transfer
    • F17C2225/042—Localisation of the filling point
    • F17C2225/046—Localisation of the filling point in the liquid
    • F17C2225/047—Localisation of the filling point in the liquid with a dip tube
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0157—Compressors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0306—Heat exchange with the fluid by heating using the same fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0327—Heat exchange with the fluid by heating with recovery of heat
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0369—Localisation of heat exchange in or on a vessel
    • F17C2227/0374—Localisation of heat exchange in or on a vessel in the liquid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/04—Methods for emptying or filling
    • F17C2227/047—Methods for emptying or filling by repeating a process cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/03—Dealing with losses
    • F17C2260/031—Dealing with losses due to heat transfer
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/04—Reducing risks and environmental impact
    • F17C2260/046—Enhancing energy recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/037—Treating the boil-off by recovery with pressurising
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • F17C2270/0107—Wall panels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/90—Mixing of components
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/24—Multiple compressors or compressor stages in parallel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/34—Details about subcooling of liquids
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/62—Details of storing a fluid in a tank
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T70/00—Maritime or waterways transport
    • Y02T70/50—Measures to reduce greenhouse gas emissions related to the propulsion system
    • Y02T70/5218—Less carbon-intensive fuels, e.g. natural gas, biofuels

Abstract

본 발명은 선박에 장착되고, 액체상 및 기체상의 가스를 저장 및/또는 이송하기 위한 탱크(200) 내에 수용된 가스를 처리하기 위한 시스템(100)에 관련되고, 상기 시스템(100)은, - 탱크(200)로부터 인출된 기체상의 가스와 탱크(200)로부터 나오는 압축 가스 사이의 열교환을 수행하도록 구성된 열교환기(110)와, - 열교환기(110)로부터 나오는 기체상의 가스를 압축하도록 구성된 압축 부재(120)와, - 기체상의 가스를 소비하고 압축 가스를 공급받도록 구성된 가스 소비 장치(130, 131)와, - 기체상의 가스를 소비하는 기체 소비 장치(130, 131)에 압축 부재(120)를 연결하는 제 1 파이프(101)와, - 제 1 파이프(101)를 열교환기(110)의 유입구에 연결하는 제 2 파이프(102)와, - 열교환기(110)의 유출구(116)를 탱크 바닥부(200)에 연결하는 제 3 파이프(103)와, - 제 3 파이프(103)에 연결되고 열교환기(110)로부터 나오는 기체상의 가스를 탱크 바닥부(200)로 분배하도록 구성된 버블링 부재(140)를 적어도 포함한다.The present invention relates to a system (100) for treating gas mounted on a ship and contained within a tank (200) for storing and/or transporting gases in liquid and gaseous phases, said system (100) comprising: a heat exchanger 110 configured to perform heat exchange between the gaseous gas drawn out from the tank 200 and the gaseous gas drawn from the tank 200 , and a compression member 120 configured to compress the gaseous gas exiting the heat exchanger 110 . ), and - gas consuming devices 130 and 131 configured to consume gaseous gas and receive compressed gas, and -connecting the compression member 120 to gas consuming devices 130 and 131 for consuming gaseous gas a first pipe 101 , a second pipe 102 connecting the first pipe 101 to the inlet of the heat exchanger 110 , and an outlet 116 of the heat exchanger 110 at the bottom of the tank ( a third pipe 103 connecting to the third pipe 103 and a bubbling member 140 connected to the third pipe 103 and configured to distribute the gaseous gas exiting the heat exchanger 110 to the tank bottom 200 includes at least

Description

선박에 장착되고, 액체상 및 기체상의 가스를 저장 및/또는 이송하기 위해 탱크 내에 수용된 가스를 처리하는 시스템A system mounted on a ship for processing gases contained within tanks for storage and/or transport of gases in liquid and gaseous phases.

본 발명은 선박 분야에 관련되고, 선박의 추진 엔진에는 천연가스가 공급되고, 또한 액화 천연가스를 포함 및/또는 이송할 수 있다.The present invention relates to the field of ships, the propulsion engines of ships being supplied with natural gas and may also contain and/or transport liquefied natural gas.

따라서, 이러한 선박은 통상적으로 액체상의 천연가스를 포함하는 탱크를 포함한다. 천연가스는 대기압으로 -160℃ 미만의 온도의 액체이다. 이러한 탱크는 결코 완벽하게 단열되지 않는다, 즉, 천연가스의 적어도 일부가 내부에서 증발된다는 것을 의미한다. 따라서, 이러한 탱크는 액체 형태의 천연가스와 기체 형태의 천연가스를 모두 포함한다. 이 기체 형태의 천연가스는 탱크의 상부에 블랭킷(blanket)을 형성하고, 탱크를 손상시키지 않기 위해 이러한 탱크의 상부의 압력은 제어될 필요가 있다. 알려진 바와 같이, 탱크에 기체 형태로 존재하는 천연가스의 적어도 일부는 따라서, 무엇보다도 선박을 추진하는 엔진을 공급하는데 사용된다.Accordingly, such vessels typically include tanks containing natural gas in liquid phase. Natural gas is a liquid with a temperature below -160°C at atmospheric pressure. These tanks are never completely insulated, meaning that at least some of the natural gas is evaporated inside. Accordingly, these tanks contain both natural gas in liquid form and natural gas in gaseous form. This gaseous natural gas forms a blanket at the top of the tank, and the pressure at the top of this tank needs to be controlled in order not to damage the tank. As is known, at least a portion of the natural gas present in gaseous form in the tanks is thus used, among other things, to supply engines to propel ships.

그러나, 선박이 정지되어 있는 경우, 이러한 엔진에 의한 기체상 천연가스의 소비는 0 또는 거의 0에 가깝다. 탱크에 기체 상태로 존재하는 천연가스는 더 이상 이러한 엔진에 의해 소비되지 않는다. 탱크에 존재하는 증발 천연가스가 응축되게 하는 재액화 시스템은 따라서, 이 가스를 액체상으로 이 탱크로 되돌리기 위해 선박에 장착된다.However, when the vessel is stationary, the consumption of gaseous natural gas by these engines is zero or near zero. The natural gas present in the gaseous state in the tanks is no longer consumed by these engines. A reliquefaction system that allows the evaporated natural gas present in the tank to be condensed is therefore mounted on the vessel to return this gas in the liquid phase to this tank.

현재 사용 중인 재액화 시스템은 매우 고가이며, 본 발명은 현재 시스템보다 더 적은 구성요소를 포함하는 가스를 처리하기 위한 시스템을 제안함으로써 이러한 단점을 극복하고자 하여, 이러한 시스템의 작동 비용을 절감하는 동시에, 적어도 잘 수행할 수 있다.Reliquefaction systems currently in use are very expensive, and the present invention seeks to overcome these disadvantages by proposing a system for treating gases that contains fewer components than current systems, thereby reducing the operating costs of such systems; At least it can perform well.

따라서, 본 발명의 하나의 주제는 선박에 장착되고, 액체 상태 및 기체상의 가스를 저장 및/또는 이송하기 위한 탱크 내에 수용된 가스의 처리를 위한 시스템이며, 시스템은,Accordingly, one subject of the present invention is a system for the treatment of gases mounted on a ship and accommodated in tanks for storing and/or transporting gases in liquid and gaseous states, the system comprising:

- 탱크로부터 인출된 기체상의 가스와 탱크로부터 나오는 압축 가스 사이의 열교환을 구현하도록 구성된 열교환기와,- a heat exchanger configured to effect heat exchange between the gaseous gas withdrawn from the tank and the compressed gas exiting the tank;

- 열교환기로부터 나오는 기체상의 가스를 압축하도록 구성된 압축 부재와,- a compression member configured to compress the gaseous gas exiting the heat exchanger;

- 기체상의 가스를 소비하고 압축 가스를 공급받도록 구성된 가스 소비 장치와,- a gas consuming device configured to consume a gaseous gas and to be supplied with a compressed gas;

- 기체상의 가스를 소비하는 기체 소비 장치에 압축 부재를 연결하는 제 1 파이프와,- a first pipe connecting the compression member to a gas consuming device for consuming gas in the gaseous phase;

- 제 1 파이프를 열교환기의 유입구 오리피스에 연결하는 제 2 파이프와,- a second pipe connecting the first pipe to the inlet orifice of the heat exchanger;

- 열교환기의 유출구 오리피스를 탱크의 바닥부에 연결하는 제 3 파이프와,- a third pipe connecting the outlet orifice of the heat exchanger to the bottom of the tank;

- 제 3 파이프에 연결되고 열교환기로부터 나오는 기체상의 가스를 탱크의 바닥부로 분배하도록 구성된 버블링 부재를 적어도 포함한다.- at least a bubbling member connected to the third pipe and configured to distribute gaseous gas exiting the heat exchanger to the bottom of the tank.

"탱크의 바닥부"가 의미하는 것은, 탱크의 바닥 벽과 이 바닥 벽에 병렬로 위치된 평면으로부터 연장되는 탱크의 일부이며, 최대로는 탱크의 총 높이의 20%이며, 이 총 높이는 이 탱크의 2개의 대향 단부 사이에서 탱크 바닥 벽에 수직인 직선을 따라 측정된다. 유리하게는, "탱크의 바닥부"의 경계 짓는데 기여하는 탱크의 바닥 벽에 평행한 평면은 탱크의 총 높이의 10%에 위치될 수도 있다. 대안적으로, 버블링 부재는 탱크의 바닥 벽에 고정될 수도 있다. 상기로부터, 열교환기는 탱크로부터 인출된 증발 가스와 압축 부재에 의해 압축된 가스 사이에서 열교환을 구현하도록 구성된다는 것이 인식된다. 즉, 이 열교환기는 유입구 오리피스가 탱크에 연결되고 유출구 오리피스가 압축 부재에 연결되는 적어도 제 1 패스와, 유입구 오리피스가 압축 부재에 연결되고 유출구 오리피스가 탱크에 연결되는 적어도 제 2 패스를 포함한다. 본 발명에 따르면, 버블링 부재는 보다 구체적으로, 가스 버블을 생성하고 이를 탱크의 바닥부에서 분배시키도록 구성된다. 이러한 가스 버블은 그 다음에, 탱크에 존재하는 액체 가스와 접촉한다. 이러한 가스 버블과 탱크에 존재하는 액체 가스 사이의 온도차로 인해 이러한 가스 버블이 응축된다.By "bottom of a tank" it is meant that part of the tank extending from the bottom wall of the tank and a plane positioned parallel to the bottom wall, at a maximum of 20% of the total height of the tank, the total height of which is this tank Measured along a straight line perpendicular to the tank bottom wall between the two opposite ends of the Advantageously, a plane parallel to the bottom wall of the tank contributing to the delimiting of the “bottom of the tank” may be located at 10% of the total height of the tank. Alternatively, the bubbling member may be fixed to the bottom wall of the tank. From the above, it is recognized that the heat exchanger is configured to implement heat exchange between the boil-off gas drawn from the tank and the gas compressed by the compression member. That is, the heat exchanger includes at least a first pass in which the inlet orifice is connected to the tank and the outlet orifice is connected to the compression member, and at least a second pass in which the inlet orifice is connected to the compression member and the outlet orifice is connected to the tank. According to the invention, the bubbling element is more particularly configured to create gas bubbles and distribute them at the bottom of the tank. These gas bubbles then contact the liquid gas present in the tank. The temperature difference between these gas bubbles and the liquid gas present in the tank causes them to condense.

본 발명의 일 특징에 따르면, 가스 처리 시스템은 팽창 수단 및 열교환기를 포함하고, 열교환기에는 탱크로부터 액체상으로 인출된 가스가 공급되는 적어도 하나의 제 1 패스와, 탱크로부터 액체상으로 인출된 가스가 공급되는 적어도 하나의 제 2 패스가 구비되며, 팽창 수단은 탱크와 열교환기의 제 1 패스 사이에 배치된다.According to one aspect of the present invention, a gas treatment system includes an expansion means and a heat exchanger, wherein the heat exchanger is supplied with at least one first pass through which gas drawn from the tank in a liquid phase is supplied, and the gas withdrawn from the tank in a liquid phase is supplied. at least one second pass is provided, wherein the expansion means is arranged between the tank and the first pass of the heat exchanger.

즉, 제 1 패스에 공급된 액체 가스는 이 제 1 패스에 도달하기 전에 팽창, 즉, 압력 감소를 경험하는 반면에, 열교환기의 제 2 패스로 보내지는 액체 가스는 탱크를 떠난 직후에, 즉, 펌핑 자체와 관련된 것 외에 압력 또는 온도의 임의의 변화를 경험하는 일 없이, 이러한 제 2 패스에 도달한다는 것이 인식된다. 즉, 이 열교환기는 팽창된 액체 가스와 팽창되지 않은 액체 가스 사이에서 열교환을 수행하도록 구성된다는 것이 인식된다. 예를 들어, 팽창된 액체 가스는 대기압 미만의 압력으로 팽창될 수도 있다. 유리하게는, 제 1 패스에서 순환하는 액체 가스와 제 2 패스에서 순환하는 액체 가스 사이의 압력, 그러므로 온도의 차이는 제 1 패스에서 순환하는 액체 가스가 증발되게 하고, 제 2 패스에서 순환하는 액체 가스가 냉각되게 한다. 예를 들어, 열교환기의 제 2 패스의 유출구 오리피스는 탱크에 유체 연결될 수도 있고, 그에 따라 열교환기의 제 2 패스를 통과함으로써 냉각된 액체 가스가 이 탱크로 되돌아올 수 있다. 따라서, 냉각된 액체 가스를 주입하는 것은 탱크 내의 안정적인 온도를 유지하고, 따라서 탱크 내에 수용된 액체 가스가 증발하는 현상을 제한하는데 기여하는 것이 인식된다.That is, the liquid gas supplied to the first pass experiences expansion, i.e. pressure reduction, before reaching this first pass, whereas the liquid gas sent to the second pass of the heat exchanger immediately after leaving the tank, i.e. , it is recognized that this second pass is reached without experiencing any change in pressure or temperature other than that associated with the pumping itself. That is, it is recognized that this heat exchanger is configured to perform heat exchange between the expanded liquid gas and the unexpanded liquid gas. For example, the expanded liquid gas may expand to a pressure below atmospheric pressure. Advantageously, the difference in pressure, and therefore temperature, between the liquid gas circulating in the first pass and the liquid gas circulating in the second pass causes the liquid gas circulating in the first pass to evaporate, and the liquid circulating in the second pass Let the gas cool. For example, the outlet orifice of the second pass of the heat exchanger may be fluidly connected to the tank such that liquid gas cooled by passing through the second pass of the heat exchanger may be returned to the tank. Therefore, it is recognized that injecting the cooled liquid gas contributes to maintaining a stable temperature in the tank and thus limiting the phenomenon of evaporation of the liquid gas contained in the tank.

본 발명에 따르면, 버블링 부재는 예를 들면, 가스 버블을 생성하는 오리피스가 제공된 적어도 하나의 붐을 포함할 수도 있다. 유리하게는, 이러한 오리피스는 붐의 전체 길이, 즉, 이러한 붐의 가장 긴 치수에 걸쳐서 균일하게 분배되고, 그에 따라 가스 버블이 탱크의 바닥부에 균일하게 분배된다.According to the invention, the bubbling element may comprise, for example, at least one boom provided with an orifice for generating gas bubbles. Advantageously, such orifices are distributed uniformly over the entire length of the boom, ie the longest dimension of such a boom, so that the gas bubbles are evenly distributed at the bottom of the tank.

본 발명의 예시적인 일 실시예에 따르면, 붐의 오리피스는 각각 0.0078㎟ 내지 315㎟인 단면을 갖는다. 유리하게는, 이러한 단면은 신속하게 응축되어서 탱크 내에 수용된 액체 가스와 신속하게 혼합되기에 충분히 작은 가스 버블을 생성할 수 있다.According to one exemplary embodiment of the present invention, the orifices of the boom each have a cross section of between 0.0078 mm 2 and 315 mm 2 . Advantageously, this cross-section can condense quickly to create gas bubbles small enough to quickly mix with the liquid gas contained in the tank.

본 발명의 일 특징에 따르면, 적어도 하나의 팽창 부재가 제 1 파이프 상에 배치된다. 즉, 압축 부재를 떠나는 가스는 열교환기에 도달하기 전에 팽창되어서, 이 열교환기에서 일어나는 열교환을 현저하게 용이하게 하는 것이 인식된다. 대안적으로, 천연가스는 팽창되는 일 없이, 열교환기에 도달할 수도 있다, 즉, 이어서 천연가스는 열교환기에 도달하기 전에 팽창을 경험하는 경우보다 더 높은 압력으로 버블링 부재에 도달한다.According to one feature of the invention, at least one expandable member is arranged on the first pipe. That is, it is recognized that the gas leaving the compression member expands before reaching the heat exchanger, significantly facilitating the heat exchange taking place in the heat exchanger. Alternatively, the natural gas may reach the heat exchanger without being expanded, ie, the natural gas then reaches the bubbling member at a higher pressure than it would have experienced expansion before reaching the heat exchanger.

본 발명에 따르면, 가스 처리 시스템은 압축 부재와 병렬로 배치된 압축 장치를 포함할 수도 있으며, 압축 부재는 열교환기로부터 나오는 기체상의 가스의 제 1 부분을 압축하도록 구성되고, 압축 장치는 열교환기로부터 나오는 기체상의 가스의 제 2 부분을 압축하도록 구성되며, 열교환기로부터 나오는 가스의 제 1 부분은 열교환기로부터 나오는 가스의 제 2 부분과는 별개이다. 대안적으로, 압축 장치는 압축 부재의 잠재적인 고장을 경감하는데 사용될 수도 있다.According to the present invention, the gas treatment system may comprise a compression device arranged in parallel with the compression member, the compression member configured to compress a first portion of gaseous gas exiting the heat exchanger, the compression device being configured to compress the first portion of the gaseous gas exiting the heat exchanger. configured to compress a second portion of the gaseous gas exiting the heat exchanger, wherein the first portion of the gas exiting the heat exchanger is distinct from the second portion of the gas exiting the heat exchanger. Alternatively, the compression device may be used to mitigate potential failure of the compression member.

예를 들어, 탱크에 저장 및/또는 이송되는 가스는 천연가스이다. 대안적으로, 본 발명에 따른 가스 처리 시스템은 예를 들면, 가스상 탄화수소 또는 수소와 같은 다른 유형의 가스와 함께 사용될 수도 있다.For example, the gas stored and/or transported in the tank is natural gas. Alternatively, the gas treatment system according to the present invention may be used with other types of gases such as, for example, gaseous hydrocarbons or hydrogen.

본 발명의 예시적인 일 실시예에 따르면, 가스 처리 시스템은 적어도 하나의 제 1 가스 소비 장치 및 적어도 하나의 제 2 가스 소비 장치를 포함하고, 제 1 가스 소비 장치는 제 1 압력으로 압축 가스가 공급되도록 구성되고, 제 2 가스 소비 장치는 제 2 압력으로 압축 가스가 공급되도록 구성되며, 제 1 압력은 제 2 압력보다 낮다. 예를 들어, 제 1 가스 소비 장치는 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric) 방식의 발전기, 즉, 선박에 전력을 공급하도록 구성된 가스 소비 장치이고, 제 2 가스 소비 장치는 ME-GI 또는 X-DF 엔진과 같은 선박을 추진하기 위해 사용된 엔진일 수도 있다.According to an exemplary embodiment of the present invention, a gas processing system comprises at least one first gas consuming device and at least one second gas consuming device, the first gas consuming device being supplied with compressed gas at a first pressure. and the second gas consuming device is configured to be supplied with compressed gas at a second pressure, the first pressure being lower than the second pressure. For example, the first gas consuming device is a DFDE (Dual Fuel Diesel Electric) type generator, that is, a gas consuming device configured to supply power to a ship, and the second gas consuming device is an ME-GI or X-DF engine and It may be the engine used to propel the same vessel.

본 발명은 또한 액화 가스 화물을 위한 적어도 하나의 탱크와, 증발 가스를 소비하는 적어도 하나의 가스 소비 장치 및 상술된 적어도 하나의 가스 처리 시스템을 포함하는 액화 가스 이송용 선박에 관련된다.The invention also relates to a vessel for transporting liquefied gas comprising at least one tank for a cargo of liquefied gas, at least one gas consuming device for consuming boil-off gas and at least one gas treatment system as described above.

본 발명은 추가적으로 액체 가스를 로딩 또는 오프로딩하기 위한 시스템에 관련되고, 이는 적어도 하나의 육상 수단과 본 발명에 따른 적어도 하나의 액체 가스 이송 선박을 조합한다.The invention further relates to a system for loading or offloading liquid gas, which combines at least one land means and at least one liquid gas transport vessel according to the invention.

본 발명은 또한 방법에 관련되고,The invention also relates to a method,

상기 방법은,The method is

- 탱크로부터 기체상의 가스를 인출하는 단계와,- withdrawing gaseous gas from the tank;

- 압축 부재에 의해 압축된 가스와 열교환기에서 수행된 열교환에 의해 탱크로부터 기체상으로 인출된 가스를 가온하는 단계와,- warming the gas compressed by the compression member and the gas drawn into the gas phase from the tank by heat exchange performed in the heat exchanger;

- 압축 부재를 사용하여 가온된 가스를 압축하는 단계와,- compressing the warmed gas using a compression member;

- 증발 가스를 소비하는 적어도 하나의 가스 소비 장치에 가온 및 압축된 가스의 제 1 부분을 공급하는 단계와,- supplying a first portion of the warmed and compressed gas to at least one gas consuming device consuming the boil-off gas;

- 탱크로부터 기체상으로 인출된 가스와 열교환기에서 수행된 열교환에 의해 가온 및 압축된 가스의 제 2 부분을 냉각하는 단계와,- cooling a second portion of the gas drawn into the gas phase from the tank and the gas warmed and compressed by the heat exchange carried out in the heat exchanger;

- 열교환기를 통과함으로써 냉각된 가스의 제 2 부분을 탱크의 바닥부로 분배하는 단계를 적어도 포함한다.- distributing a second portion of the cooled gas to the bottom of the tank by passing it through a heat exchanger.

본 발명에 따르면, 냉각된 가스의 제 2 부분을 분배하는 단계는 냉각된 가스의 제 2 부분을 버블링하는 것으로 구성된다.According to the invention, the step of dispensing the second portion of the cooled gas consists in bubbling the second portion of the cooled gas.

본 발명의 하나의 특징에 따르면, 제 3 파이프에 대한 유입구 압력은 탱크의 바닥부에서 측정된 압력보다 높다.According to one feature of the invention, the inlet pressure to the third pipe is higher than the pressure measured at the bottom of the tank.

본 발명에 따른 가스 처리 방법은 또한 탱크로부터 액체상으로 인출된 천연가스를 과냉각하는 적어도 하나의 단계와, 탱크의 바닥부에 과냉각된 천연가스를 저장하는 적어도 하나의 단계를 포함할 수 있다. 본 발명에 따르면, 과냉각하는 단계는 탱크로부터 액체상으로 인출되고 대기압으로 유지되는 천연가스와, 탱크로부터 액체상으로 인출되고 대기압 이하로 팽창되는 천연가스 사이의 열교환에 의해 수행된다. 즉, 상기로부터, 탱크로부터 액체상으로 인출된 천연가스를 과냉각하는 단계는 상술된 열교환기에서 수행된다는 것이 인식된다.The gas treatment method according to the present invention may also comprise at least one step of supercooling the natural gas withdrawn from the tank in liquid phase, and at least one step of storing the supercooled natural gas at the bottom of the tank. According to the present invention, the step of supercooling is carried out by heat exchange between natural gas withdrawn from the tank in the liquid phase and maintained at atmospheric pressure, and natural gas withdrawn from the tank into the liquid phase and expanded below atmospheric pressure. That is, from the above, it is recognized that the step of supercooling the natural gas withdrawn in the liquid phase from the tank is performed in the heat exchanger described above.

유리하게는, 탱크로부터 액체상으로 인출된 천연가스를 과냉각하는 단계와, 탱크의 바닥부에 과냉각된 천연가스를 저장하는 단계와, 열교환기를 통과함으로써 냉각된 가스의 제 2 부분을 탱크의 바닥부로 분배하는 단계는 이 순서대로 2회 이상 연속적으로 수행된다. 이전에 언급된 바와 같이, 과냉각하는 단계와, 과냉각된 액체 천연가스를 저장하는 단계는 탱크에 액체상으로 존재하는 천연가스의 온도를 낮출 수 있다. 냉각된 가스의 제 2 부분을 탱크의 바닥부로 분배하는 단계는 탱크에서 액체상으로 존재하는 천연가스의 온도를 증가시키는 경향이 있다. 즉, 과냉각하는 단계와, 과냉각된 천연가스를 저장하는 단계는, 과도한 증발이 탱크의 상부에 존재하는 기체상 천연가스의 양의 증가, 따라서 궁극적으로 동일하게 손상될 수 있는 이 탱크의 압력의 증가로 이어지므로, 가스를 탱크의 바닥부로 분배하는 단계 동안에, 너무 많은 양의 이러한 액화 천연가스가 증발하는 것을 방지하기 위해, 탱크 내에 수용된 액체 천연가스의 온도를 유지하는데 사용될 수 있다. 그러므로, 탱크의 천연가스를 과냉각, 저장 및 분배하는 단계는 이 탱크의 압력 안정성에 기여한다.Advantageously, supercooling the natural gas withdrawn in liquid phase from the tank and storing the supercooled natural gas at the bottom of the tank and distributing a second portion of the cooled gas to the bottom of the tank by passing through a heat exchanger This step is performed two or more times consecutively in this order. As previously mentioned, the subcooling and storing the supercooled liquid natural gas can lower the temperature of the natural gas present in the liquid phase in the tank. Dispensing a second portion of the cooled gas to the bottom of the tank tends to increase the temperature of the natural gas present in the liquid phase in the tank. That is, the step of supercooling and storing the supercooled natural gas is an increase in the pressure in this tank where excessive evaporation can result in an increase in the amount of gaseous natural gas present at the top of the tank, and thus ultimately equally damaging. It can be used to maintain the temperature of the liquid natural gas contained in the tank, in order to prevent too much of this liquefied natural gas from evaporating during the step of distributing the gas to the bottom of the tank. Therefore, the steps of subcooling, storing and dispensing the natural gas in the tank contribute to the pressure stability of this tank.

본 발명은 마지막으로, 액체 가스를, 본 발명에 따른 가스 이송 선박으로 로딩하거나 가스 이송 선박으로부터 오프로딩하는 방법에 관련된다.The invention finally relates to a method for loading liquid gas into or offloading a gas transport vessel according to the invention.

본 발명의 추가 특징부, 상세 및 이점은, 한편으로는 이하의 설명을 읽음으로써, 다른 한편으로는 비제한적인 표시에 의해 그리고 첨부 도면을 참조하여 주어진 예시적인 실시예로부터 더욱 명백해진다.Further features, details and advantages of the present invention become more apparent from the exemplary embodiments given on the one hand by a non-limiting indication on the one hand and with reference to the accompanying drawings by reading the following description.

도 1은 본 발명에 따른 가스 처리 시스템을 개략적으로 도시하는 도면.
도 2는 도 1에 도시된 가스 처리 시스템의 제 1 작동 모드를 개략적으로 도시하는 도면.
도 3은 도 1에 도시된 가스 처리 시스템의 제 2 작동 모드를 개략적으로 도시하는 도면.
도 4는 도 1에 도시된 가스 처리 시스템의 제 3 작동 모드를 개략적으로 도시하는 도면.
도 5는 메탄 이송선의 탱크와 이 탱크로부터의 로딩 및/또는 오프로딩을 위한 터미널의 절단면을 갖는 개략도.1 schematically shows a gas treatment system according to the invention;
Fig. 2 schematically shows a first mode of operation of the gas treatment system shown in Fig. 1;
Fig. 3 schematically shows a second mode of operation of the gas treatment system shown in Fig. 1;
Fig. 4 schematically shows a third mode of operation of the gas treatment system shown in Fig. 1;
5 is a schematic view with a cross section of a tank of a methane transfer ship and a terminal for loading and/or offloading from this tank;

설명의 나머지 부분에서 "상류측" 및 "하류측"이라는 용어는 액체, 기체 또는 2상 상태의 가스가 해당 요소를 순환하는 방향에 따르는 것을 의미한다. 도 2 내지 도 4에서, 실선은 가스가 액체, 기체 또는 2상 상태로 순환하는 회로 파이프를 나타내고, 점선은 가스가 순환하지 않는 회로 파이프을 나타낸다.In the remainder of the description, the terms "upstream" and "downstream" mean along the direction in which a liquid, gas, or gas in two phases circulates through the element. 2 to 4, a solid line indicates a circuit pipe in which gas circulates in a liquid, gas or two-phase state, and a dotted line indicates a circuit pipe in which gas does not circulate.

도 1 내지 도 4는 탱크(200) 내의 액체 상태 및 기체상의 가스를 처리하기 위한 시스템(100) 및 이 가스 처리 시스템(100)의 다양한 작동 모드를 도시한다. 이하의 설명에서, 기체상의 가스가 차지하는 탱크(200) 내의 공간은 "탱크의 상부(201)"로 지칭된다. 본 발명에 따른 시스템(100)은 정지 상태인 경우, 즉, 기체상, 액체상 또는 2상 상태에 있는 가스가 순환하지 않는 경우를 먼저, 도 1을 참조하여 설명한다. 본 발명에 따른 가스 처리 시스템(100)의 작동의 3개의 별개 모드는 그 다음에, 도 2 내지 도 4를 참조하여 설명되며, "평형 상태"로 지칭되는 제 1 작동 모드와, "강제 증발 상태"로 지칭되는 제 2 작동 모드와, "재액화"로 지칭되는 제 3 작동 모드로 구별된다. 설명의 나머지 부분에서, "가스 처리 시스템(100)" 및 "시스템(100)"이라는 용어는 구별 없이 사용된다.1 to 4 show a system 100 for treating gases in liquid and gaseous states within a tank 200 and various modes of operation of the gas treatment system 100 . In the following description, the space in the tank 200 occupied by gaseous gas is referred to as "the upper part 201 of the tank". A case in which the system 100 according to the present invention is in a stationary state, that is, a case in which gas in a gaseous, liquid, or two-phase state does not circulate, will first be described with reference to FIG. 1 . Three distinct modes of operation of the gas treatment system 100 according to the present invention are then described with reference to FIGS. A second mode of operation is referred to as ", and a third mode of operation is referred to as "reliquefaction". In the remainder of the description, the terms "gas processing system 100" and "system 100" are used interchangeably.

이하의 설명은 탱크(200)가 천연가스를 포함하는 본 발명의 적용의 하나의 특정한 예를 제공한다. 이는 단지 적용의 예이며, 본 발명에 따른 가스 처리 시스템(100)은 예를 들면, 기체상 탄화수소 또는 수소와 같은 다른 유형의 가스와 함께 사용될 수 있다는 것을 이해해야 한다.The following description provides one specific example of an application of the present invention in which tank 200 contains natural gas. It should be understood that this is merely an example of application, and that the gas treatment system 100 according to the present invention may be used with other types of gases such as, for example, gaseous hydrocarbons or hydrogen.

도 1은 먼저, 정지 상태인 경우, 본 발명에 따른 탱크(200) 내에 수용된 가스의 처리를 위한 시스템(100)을 개략적으로 도시한다. 본 발명에 따르면, 시스템(100)은 적어도 열교환기(110), 적어도 압축 부재(120), 적어도 가스 소비 장치(130) 및 적어도 버블링 부재(140)를 포함한다. 본 명세서에 나타낸 예에 따르면, 시스템(100)은 압축 장치(121), 압축 수단(122), 열교환기(170) 및 다른 가스 소비 장치(131)를 더 포함한다.1 schematically shows, firstly, a system 100 for the treatment of gases contained in a tank 200 according to the invention when stationary. According to the invention, the system 100 comprises at least a heat exchanger 110 , at least a compression member 120 , at least a gas consuming device 130 and at least a bubbling member 140 . According to the example presented herein, the system 100 further comprises a compression device 121 , a compression means 122 , a heat exchanger 170 and other gas consuming devices 131 .

도시된 바와 같이, 적어도 제 1 파이프(101)는 압축 부재(120)와 가스 소비 장치(130) 사이에 배치되고, 적어도 제 2 파이프(102)는 제 1 파이프(101)와 열교환기(110) 사이에 배치되고, 적어도 제 3 파이프(103)는 열교환기(110)와 탱크의 바닥부, 즉, 탱크(200)의 바닥 벽(202)과 이 바닥 벽에 병렬로 위치된 평면으로부터 연장되는 탱크의 일부 사이에 배치되며, 최대로는 탱크의 총 높이(h)의 20%이며, 이 총 높이(h)는 이 탱크의 2개의 대향 단부 사이에서 탱크 바닥 벽에 수직인 직선을 따라 측정된다. 유리하게는, "탱크의 바닥부"의 경계 짓는데 기여하는 탱크의 바닥 벽에 평행한 평면은 탱크의 총 높이(h)의 10%에 위치될 수도 있다. 대안적으로, 버블링 부재는 탱크의 바닥 벽(202)에 고정될 수도 있다.As shown, at least a first pipe 101 is disposed between the compression member 120 and the gas consuming device 130 , and at least a second pipe 102 is disposed between the first pipe 101 and the heat exchanger 110 . disposed between the tank and at least a third pipe 103 extending from the heat exchanger 110 and the bottom of the tank, ie the bottom wall 202 of the tank 200 and a plane positioned parallel to the bottom wall. at a maximum of 20% of the total height (h) of the tank, this total height (h) being measured along a straight line perpendicular to the tank bottom wall between the two opposite ends of the tank. Advantageously, a plane parallel to the bottom wall of the tank contributing to the delimiting of the “bottom of the tank” may be located at 10% of the total height h of the tank. Alternatively, the bubbling member may be fixed to the bottom wall 202 of the tank.

열교환기(110)는 한편으로는, 탱크(200)에, 보다 구체적으로는 탱크의 상부(201)에, 다른 한편으로는, 압축 부재(120)에 연결된 적어도 제 1 패스(111)와, 한편으로는, 압축 부재(120)에, 다른 한편으로는, 탱크(200)에 자체적으로 연결된 적어도 하나의 제 2 패스(112)를 포함한다는 것이 또한 지적되어야 한다. 보다 구체적으로, 제 1 패스(111)의 유입구 오리피스(113)는 제 4 파이프(104)에 의해 탱크의 상부(201)에 연결되고, 제 1 패스(111)의 유출구 오리피스(114)는 제 5 파이프(105)에 의해 압축 부재(120)에 연결되고, 제 2 패스(112)의 유입구 오리피스(115)는 자체적으로, 제 2 파이프(102)에 의해 압축 부재(120)에 연결되며, 이 제 2 패스(112)의 유출구 오리피스(116)는 제 3 파이프(103)에 의해 탱크(200)의 바닥부에 연결된다. 즉, 열교환기(110)의 제 1 패스(111)는 이를 통과하여, 탱크(200)로부터, 보다 구체적으로 탱크의 상부(201)로부터 인출된 기체상의 천연가스를 갖고, 이 열교환기(110)의 제 2 패스(112)는 이를 통과하여, 탱크(200)로부터, 보다 구체적으로 탱크의 상부(201)로부터 인출된 천연가스(그 다음에, 압축 부재(120)에 의해 압축됨)를 갖는 것이 인식된다. 즉, 열교환기(110)는 탱크의 상부(201)로부터 기체상으로 인출되고 열교환기(110)로 직접 보내지는 가스와, 탱크의 상부(201)로부터 기체상으로 인출되고 압축 부재(120)에 의해 적어도 부분적으로 압축되는 가스 사이의 열교환을 수행하도록 구성된다. "열교환기(110)로 직접 보내진다"는 것은, 기체상으로 인출된 천연가스가 열교환기(110), 보다 구체적으로 이 열교환기(110)의 제 1 패스(111)에 도달하기 전에 작성되는 것과 관련된 것 외에, 압력 또는 온도의 변화를 경험하지 않는다는 것을 의미한다. 제 2 파이프(102) 상, 즉, 제 1 파이프(101)와 열교환기(110) 사이에 밸브(150)가 있다. 대안적으로, 밸브(150)는 열교환기(110)의 하류측에 안착, 즉, 제 3 파이프(103)에 배치될 수 있다는 것이 또한 유의된다. 이 밸브(150)는 따라서, 열교환기(110)의 제 2 패스(112)로의 기체상 천연가스의 공급을 제어한다.The heat exchanger 110 has, on the one hand, at least a first pass 111 connected to the tank 200 , more specifically to the upper part 201 of the tank and, on the other hand, to the compression element 120 , on the other hand. It should also be pointed out that it comprises at least one second pass 112 which is connected itself to the compression element 120 and, on the other hand, to the tank 200 . More specifically, the inlet orifice 113 of the first pass 111 is connected to the upper part 201 of the tank by a fourth pipe 104, and the outlet orifice 114 of the first pass 111 is connected to the fifth Connected to the compression member 120 by a pipe 105 , the inlet orifice 115 of the second pass 112 is itself connected to the compression member 120 by a second pipe 102 , which is now The outlet orifice 116 of the two passes 112 is connected to the bottom of the tank 200 by a third pipe 103 . That is, the first pass 111 of the heat exchanger 110 passes therethrough, has gaseous natural gas withdrawn from the tank 200 , more specifically from the upper part 201 of the tank, and the heat exchanger 110 . A second pass 112 passes therethrough to have natural gas (then compressed by a compression member 120 ) withdrawn from the tank 200 , more specifically from the top 201 of the tank. is recognized That is, the heat exchanger 110 is withdrawn in the gas phase from the upper part 201 of the tank and sent directly to the heat exchanger 110 , and is drawn out in the gas phase from the upper part 201 of the tank and applied to the compression member 120 . and perform heat exchange between the gases at least partially compressed by the "Sent directly to the heat exchanger 110" means that the natural gas withdrawn in the gaseous phase is created before reaching the heat exchanger 110, more specifically the first pass 111 of the heat exchanger 110. It means that it does not experience changes in pressure or temperature, other than being associated with it. There is a valve 150 on the second pipe 102 , ie between the first pipe 101 and the heat exchanger 110 . It is also noted that, alternatively, the valve 150 may be disposed downstream of the heat exchanger 110 , ie in the third pipe 103 . This valve 150 thus controls the supply of gaseous natural gas to the second pass 112 of the heat exchanger 110 .

게다가, 제 3 파이프(103)는 탱크의 바닥부로 연장되는 버블링 부재(140)에 연결된다. 본 명세서에 예시된 예에 따른 이러한 버블링 부재(140)는 천연가스의 버블(143)을 생성하도록 구성된 오리피스(142)가 제공된 붐(141)을 포함한다. 예를 들어, 이러한 오리피스(142)는 각각 0.0078㎟ 내지 315㎟ 인 단면을 갖는다. 이하에 훨씬 더 상세히 설명되는 바와 같이, 특히 본 발명에 따른 시스템(100)의 제 3 작동 모드를 참조하여, 천연가스의 이러한 버블(143)은 따라서, 탱크(200)에 존재하는 액체 천연가스와 혼합되고, 이는 이러한 가스 버블(143)이 형성된 기체상 천연가스가 응축되어 액체상으로 되돌아간다.In addition, the third pipe 103 is connected to a bubbling member 140 extending to the bottom of the tank. This bubbling member 140 according to the example illustrated herein comprises a boom 141 provided with an orifice 142 configured to create a bubble 143 of natural gas. For example, these orifices 142 each have a cross section of 0.0078 mm 2 to 315 mm 2 . As will be explained in even greater detail below, and with particular reference to the third mode of operation of the system 100 according to the present invention, this bubble 143 of natural gas is thus formed with the liquid natural gas present in the tank 200 . It is mixed, and the gaseous natural gas in which the gas bubbles 143 are formed is condensed and returned to the liquid phase.

압축 부재(120) 및 압축 장치(121)는 모두 시스템(100)의 동일한 요소에 연결되고, 이는, 압축 부재(120) 및 압축 장치(121)는 한편으로는, 제 5 파이프(105)에 의해, 열교환기(110)의 제 1 패스(111)에 연결되고, 다른 한편으로는, 제 1 파이프(101)에 의해 제 1 가스 소비 장치(130)에, 그리고 제 6 파이프(106)에 의해 제 2 가스 소비 장치(131)에 연결된다. 보다 구체적으로, 압축 부재(120)에 의해 압축된 기체상 천연가스와 압축 장치(121)에 의해 압축된 기체상 천연가스는 단일 파이프에서 혼합될 수도 있고, 그 다음에, 단일 파이프는 제 1 또는 제 2 가스 소비 장치(130, 131)에 도달하도록 분할된다는 것이 유의된다. 예를 들어, 제 1 가스 소비 장치(130)는 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric) 방식의 발전기, 즉, 선박에 전력을 공급하도록 구성된 가스 소비 장치이고, 제 2 가스 소비 장치(131)는 ME-GI 또는 X-DF 엔진과 같은 선박 추진용 엔진일 수도 있다. 이는 본 발명의 단지 하나의 예시적인 실시예이며, 본 발명의 내용을 일탈하는 일없이 설치될 상이한 가스 소비 장치에 대한 제공이 이루어질 수 있다는 것이 이해되어야 한다. 게다가, 제 6 파이프(106)는 또한 제 2 파이프(102)에 유동적으로 연결된다. 즉, 제 2 가스 소비 장치(131)에 공급하도록 의도된 압축 천연가스의 일부는 열교환기(110)의 제 2 패스(112)를 공급하도록 우회될 수도 있다. 제 2 가스 소비 장치(131)에 공급하도록 의도된 압축 천연가스의 이러한 우회를 제어하기 위해, 밸브(151)는 제 6 파이프(106)와 열교환기(110) 사이에 끼워맞춰진다.Both the compression member 120 and the compression device 121 are connected to the same element of the system 100 , which means that the compression member 120 and the compression device 121 are, on the one hand, by a fifth pipe 105 . , connected to the first pass 111 of the heat exchanger 110 , on the other hand, to the first gas consuming device 130 by way of a first pipe 101 and to the first gas consuming device 130 by way of a sixth pipe 106 . 2 is connected to the gas consuming device 131 . More specifically, the gaseous natural gas compressed by the compression member 120 and the gaseous natural gas compressed by the compression device 121 may be mixed in a single pipe, and then, the single pipe is It is noted that it is divided to reach the second gas consuming device 130 , 131 . For example, the first gas consuming device 130 is a DFDE (Dual Fuel Diesel Electric) type generator, that is, a gas consuming device configured to supply power to a ship, and the second gas consuming device 131 is ME-GI Alternatively, it may be an engine for propulsion of a ship, such as an X-DF engine. It should be understood that this is only one exemplary embodiment of the present invention, and that provision may be made for different gas consuming devices to be installed without departing from the teachings of the present invention. In addition, the sixth pipe 106 is also fluidly connected to the second pipe 102 . That is, a portion of the compressed natural gas intended to be supplied to the second gas consuming device 131 may be diverted to supply the second pass 112 of the heat exchanger 110 . To control this bypass of compressed natural gas intended to be supplied to the second gas consuming device 131 , a valve 151 is fitted between the sixth pipe 106 and the heat exchanger 110 .

본 발명의 다양한 적용 예에 따르면, 압축 부재(120)만 작동하도록 제공될 수도 있으며, 압축 장치(121)는 그 다음에, 중복성을 제공한다, 즉, 압축 장치(121)는 그 다음에, 압축 부재(120)가 실패할 경우에 압축을 대신할 수 있다. 대안적으로, 압축 부재(120) 및 압축 장치(121)가 동시에 작동하도록, 즉, 열교환기(110)로부터 나오는 천연가스의 제 1 부분이 그 다음에 압축 부재에 의해 압축되도록, 그리고 열교환기(110)로부터 나오는 천연가스의 제 2 부분이 압축 장치(121)에 의해 압축되도록 제공할 수 있으며, 열교환기로부터 나오는 천연가스의 제 1 부분과 제 2 부분은 구별된다.According to various applications of the present invention, only the compression member 120 may be provided to actuate, the compression device 121 then providing redundancy, ie, the compression device 121 then compressing Compression can be substituted in case member 120 fails. Alternatively, such that the compression member 120 and the compression device 121 operate simultaneously, ie such that the first portion of natural gas exiting the heat exchanger 110 is then compressed by the compression member, and It may be provided that a second portion of natural gas exiting 110 is compressed by means of a compression device 121 , wherein a first portion and a second portion of natural gas exiting the heat exchanger are distinct.

이러한 적용예 중 어느 하나에 따르면, 천연가스는 기체상으로, 약 1bar의 압력으로 압축 부재(120) 및/또는 압축 장치(121)에 도달하고, 이 천연가스는 기체상으로, 고압, 즉, 1bar 내지 400bar 사이, 유리하게는, 1bar 내지 17bar 사이, 더욱 유리하게는, 6bar 내지 17bar 사이의 압력으로 압축 부재(120) 및/또는 압축 장치(121)를 떠난다. 이 압축 부재(120) 및/또는 이 압축 장치(121)의 유출구에서의 압축 수준은 공급될 가스 소비 장치의 유형에 따라 결정된다.According to any one of these applications, the natural gas reaches the compression element 120 and/or the compression device 121 in the gaseous phase, with a pressure of about 1 bar, which natural gas in the gaseous phase, at high pressure, ie It leaves the compression element 120 and/or the compression device 121 with a pressure between 1 bar and 400 bar, advantageously between 1 bar and 17 bar, more advantageously between 6 bar and 17 bar. The compression level at the outlet of the compression element 120 and/or the compression device 121 depends on the type of gas consuming device to be supplied.

게다가, 팽창 부재(181)는 제 1 파이프(101) 상에, 보다 구체적으로는, 압축 부재(120)와 제 2 파이프(102) 사이에 배치되어서, 이 가스가 열교환기(110)에 도달하기 전에, 압축 부재(120) 및/또는 압축 장치(121)를 떠나는 천연가스를 팽창시킬 수도 있으며. 이하에 훨씬 더 상세히 설명되는 바와 같이, 압축된 천연가스는 탱크의 상부(201)로부터 이 열교환기(110)로 직접 보내지는 기체상의 천연가스에 열에너지를 제공할 것이다. 제 6 파이프(106)에는 팽창 부재가 없다는 것에 유의한다. 즉, 제 6 파이프(106)와 열교환기(110) 사이에 위치한 밸브(151)가 개방되어서, 이 열교환기(110)의 제 2 패스(112)를 공급할 때, 이 제 2 패스(112)에 공급되는 천연가스는 1bar 내지 400bar, 유리하게는, 1bar 내지 17bar, 더욱 유리하게는 여전히, 6bar 내지 17bar의 압력이다. 즉, 제 6 파이프(106)와 열교환기(110) 사이에 위치된 밸브(151)의 개방은 버블링 부재(140)에 고압의 천연가스가 공급되게 한다. 그러므로, 제 2 파이프(102) 상에 배치된 밸브(150) 및 제 6 파이프(106)와 열교환기(110) 사이에 배치된 밸브(151)는 결코 동시에 개방되지 않는다는 것이 이해된다.Furthermore, the expandable member 181 is disposed on the first pipe 101 , more specifically between the compression member 120 and the second pipe 102 , so that this gas reaches the heat exchanger 110 . Before, the compression member 120 and/or the natural gas leaving the compression device 121 may be expanded. As will be explained in even greater detail below, the compressed natural gas will provide thermal energy to the gaseous natural gas that is sent directly from the top 201 of the tank to this heat exchanger 110 . Note that there is no expandable member in the sixth pipe 106 . That is, when the valve 151 located between the sixth pipe 106 and the heat exchanger 110 is opened, and the second pass 112 of the heat exchanger 110 is supplied, the second pass 112 is The natural gas supplied is at a pressure of 1 bar to 400 bar, advantageously 1 bar to 17 bar, more advantageously still, 6 bar to 17 bar. That is, the opening of the valve 151 located between the sixth pipe 106 and the heat exchanger 110 allows high-pressure natural gas to be supplied to the bubbling member 140 . Therefore, it is understood that the valve 150 disposed on the second pipe 102 and the valve 151 disposed between the sixth pipe 106 and the heat exchanger 110 never open at the same time.

열교환기(170)의 일부는 또한, 제 1 패스(171) 및 제 2 패스(172)를 포함한다. 도시된 바와 같이, 제 1 패스(171)는 한편으로는, 탱크(200)의 바닥부에 배치된 제 1 펌프(210)에, 다른 한편으로는, 압축 수단(122)에 연결되고, 제 2 패스(172)는 그 자체가 한편으로는, 탱크(200)의 바닥부에 배치된 제 2 펌프(220)에, 다른 한편으로는, 또한 탱크(200)에, 보다 정확하게는 천연가스가 액체상으로 저장되는 탱크(200)의 일부에 연결된다. 보다 구체적으로, 제 1 패스(171)의 유입구 오리피스(173)는 제 1 펌프(210)에 연결되고, 제 1 패스(171)의 유출구 오리피스(174)는 압축 수단(122)에 연결되고, 제 2 패스(172)의 유입구 오리피스(175)는 제 2 펌프(220)에 연결되며, 제 2 패스(172)의 유출구 오리피스(176)는 탱크(200)에 연결된다. 본 명세서에서, "탱크에 연결된다"는 것은 제 7 파이프(107)가 열교환기(170)의 제 2 패스(172)의 유출구 오리피스에 연결된다는 것과, 이 제 7 파이프(107)가 탱크(200) 내로 개방된다는 것을 의미한다. 본 명세서에 도시되지 않은 예시적인 실시예에 따르면, 열교환기의 제 1 패스와 제 2 패스는 모두 하나의 동일한 펌프에 의해 공급될 수도 있으며, 이어서, 이 단일 펌프와 열교환기의 제 1 및 제 2 패스의 유입구 오리피스 사이에 포크(fork)가 형성된다.A portion of the heat exchanger 170 also includes a first pass 171 and a second pass 172 . As can be seen, a first pass 171 is connected, on the one hand, to a first pump 210 arranged at the bottom of the tank 200 and, on the other hand, to a compression means 122 , the second The pass 172 itself passes, on the one hand, to a second pump 220 arranged at the bottom of the tank 200 , and, on the other hand, also to the tank 200 , more precisely natural gas to the liquid phase. It is connected to a part of the tank 200 to be stored. More specifically, the inlet orifice 173 of the first pass 171 is connected to the first pump 210 , and the outlet orifice 174 of the first pass 171 is connected to the compression means 122 , The inlet orifice 175 of the second pass 172 is connected to the second pump 220 , and the outlet orifice 176 of the second pass 172 is connected to the tank 200 . As used herein, "connected to the tank" means that the seventh pipe 107 is connected to the outlet orifice of the second pass 172 of the heat exchanger 170, and that the seventh pipe 107 is connected to the tank 200 ) means that it is open to According to an exemplary embodiment not shown here, both the first pass and the second pass of the heat exchanger may be supplied by one and the same pump, followed by this single pump and the first and second passes of the heat exchanger. A fork is formed between the inlet orifices of the pass.

게다가, 제 1 펌프(210)와 열교환기(170) 사이에는 팽창 수단(182)이 배치된다. 즉, 제 1 펌프(210)에 의해 탱크(200)로부터 액체상으로 인출된 가스는 열교환기(170)의 제 1 패스(171)에 도달하기 전에 팽창된다. "팽창된다"는 것은 액체 천연가스가 압력 감소를 경험한다는 것을 의미한다. 즉, 제 1 펌프(210)에 의해 액체상의 탱크로부터 인출된 천연가스는 대기압 이하의 압력으로 열교환기(170)에 도달한다. 대조적으로, 제 2 펌프(220)는 탱크(200)로부터 액체상으로 인출된 천연가스를 열교환기(170)의 제 2 패스(172)로 직접 보내도록 구성된다는 것이 탱크(200)로부터 액체상으로 인출된 천연가스가 열교환기(170)의 제 2 패스(172)에 도달하기 전에, 펌핑 자체와 관련된 것 외의 온도 또는 압력의 변화를 경험하지 않는다는 것을 의미한다는 것이 유의된다. 열교환기(170)는 따라서, 탱크(200)로부터 인출되고 팽창을 겪는 액체상의 가스와, 탱크(200)로부터 인출되고 임의의 압력 변화를 경험하지 않는 액체상의 가스 사이에서 열교환을 수행하도록 구성된다. 열교환기의 제 1 패스 및 제 2 패스가 동일한 펌프를 통해 공급되는 도시되지 않은 실시예에 따르면, 팽창 수단은 포크의 하류측, 즉, 열교환기의 포크와 제 1 패스 사이에 위치된다. 그러므로, 상기로부터, 제 1 패스(171)에서 순환하는 액체 천연가스는 끓는점까지 가온되는 반면, 제 2 패스(172)에서 순환하는 액체 천연가스는 탱크(200)의 바닥부로 되돌아오기 전에 과냉각된다는 것이 인식된다.Furthermore, an expansion means 182 is arranged between the first pump 210 and the heat exchanger 170 . That is, the gas drawn into the liquid phase from the tank 200 by the first pump 210 is expanded before reaching the first pass 171 of the heat exchanger 170 . By “expanded” it is meant that the liquid natural gas experiences a decrease in pressure. That is, the natural gas withdrawn from the liquid tank by the first pump 210 reaches the heat exchanger 170 at a pressure below atmospheric pressure. In contrast, the second pump 220 is configured to direct the natural gas withdrawn in the liquid phase from the tank 200 to the second pass 172 of the heat exchanger 170 . It is noted that prior to reaching the second pass 172 of the heat exchanger 170, it means that the natural gas does not experience changes in temperature or pressure other than those associated with the pumping itself. The heat exchanger 170 is thus configured to perform heat exchange between the liquid gas withdrawn from the tank 200 and undergoing expansion and the liquid gas withdrawn from the tank 200 and not experiencing any pressure change. According to an embodiment, not shown, in which the first pass and the second pass of the heat exchanger are fed via the same pump, the expansion means are located downstream of the fork, ie between the fork and the first pass of the heat exchanger. Therefore, from the above, it is understood that the liquid natural gas circulating in the first pass 171 is warmed to its boiling point, while the liquid natural gas circulating in the second pass 172 is supercooled before returning to the bottom of the tank 200 . is recognized

상기에 언급된 바와 같이, 액체 천연가스는 대기압 미만의 압력으로 열교환기(170)의 제 1 패스(171)에서 순환한다. 따라서, 이 액체 천연가스가 흐르는 것을 보장하기 위해, 이 열교환기(170)와 압축 부재(120) 사이에 위치된 압축 수단(122)은 이 열교환기(170)를 떠나는 천연가스를 대기압에 가까운 압력으로 되돌리도록 구성된다. 예를 들어, 이 압축 수단(122)은 천연가스를 0.35bar 내지 1bar로 압축하도록 구성된다. 따라서, 압축된 천연가스는 압축 부재(120) 및/또는 압축 장치(121) 중 하나 또는 각각이 제 2 압축을 경험하는 압축 부재(120) 및/또는 압축 장치(121)에 도달할 수 있다.As mentioned above, liquid natural gas is circulated in the first pass 171 of the heat exchanger 170 at a pressure below atmospheric pressure. Accordingly, in order to ensure that this liquid natural gas flows, the compression means 122 located between the heat exchanger 170 and the compression member 120 presses the natural gas leaving the heat exchanger 170 to a near-atmospheric pressure. is configured to return to For example, this compression means 122 is configured to compress natural gas to 0.35 bar to 1 bar. Accordingly, the compressed natural gas may reach the compression member 120 and/or the compression device 121 where one or each of the compression member 120 and/or the compression device 121 undergoes a second compression.

이제, 본 발명에 따른 시스템(100)의 제 1 작동 모드가 도 2를 참조하여 설명된다. 이전에 언급된 바와 같이, 이러한 제 1 작동 모드는 "평형 상태"로 지칭된다. 즉, 이러한 제 1 작동 모드는 기체상의 탱크의 상부(201)에 존재하는 증발 천연가스의 양이 가스 소비 장치(130 및/또는 131)의 필요조건과 동일하다는 완벽한 시나리오에 대응한다. 개략적으로 도시된 바와 같이, 이러한 제 1 작동 모드에서, 밸브(150, 151)는 폐쇄되고, 제 1 및 제 2 펌프(210, 220)는 작동하지 않는다. 이러한 제 1 작동 모드에서, 천연가스는 따라서, 탱크의 상부(201)로부터 기체 상태로 인출된 다음에, 압축 부재(120) 및/또는 압축 장치(121)로 직접 보내지고, 그에 따라 천연가스의 압력이 증가되어서 가스 소비 장치(130 및/또는 131)에 공급될 수 있다.A first mode of operation of the system 100 according to the invention is now described with reference to FIG. 2 . As previously mentioned, this first mode of operation is referred to as the “equilibrium state”. That is, this first mode of operation corresponds to the perfect scenario that the amount of evaporative natural gas present in the top 201 of the gaseous tank is equal to the requirements of the gas consuming devices 130 and/or 131 . As schematically shown, in this first mode of operation, the valves 150 , 151 are closed, and the first and second pumps 210 , 220 are inoperative. In this first mode of operation, natural gas is thus withdrawn in the gaseous state from the upper part 201 of the tank and then sent directly to the compression element 120 and/or the compression device 121 , whereby the natural gas The pressure may be increased and supplied to the gas consuming device 130 and/or 131 .

도 3은 본 발명에 따른 시스템(100)의 제 2 작동 모드를 도시하며, 이러한 제 2 작동 모드는 "강제 증발"로 지칭된다. 이러한 제 2 작동 모드는 탱크의 상부(201)에 존재하는 기체상 천연가스의 양이 가스 소비 장치의 물품(item)/물품들의 필요조건 미만일 때 수행된다. 이러한 제 2 작동 모드는 유리하게는, 장치의 이 물품 또는 이러한 물품들을 공급할 수 있도록 가스상 천연가스가 액체 천연가스로부터 발생되게 한다.3 shows a second mode of operation of the system 100 according to the invention, this second mode of operation is referred to as “forced evaporation”. This second mode of operation is performed when the amount of gaseous natural gas present in the upper part 201 of the tank is less than the requirements of the item/items of the gas consuming device. This second mode of operation advantageously allows gaseous natural gas to be generated from liquid natural gas in order to be able to supply this article or these articles of the apparatus.

도 3에 도시된 바와 같이, 이러한 제 2 작동 모드에서, 제 1 펌프(210) 및 제 2 펌프(220)가 모두 활성화되는 반면, 제 2 파이프(102) 상에, 그리고 제 6 파이프(106)와 열교환기(110) 사이에 배치된 밸브(150, 151)는 각각 폐쇄되고, 그에 따라 압축 부재(120) 및/또는 압축 장치(121)로부터 나오는 압축된 천연가스는 가스 소비 장치의 물품/물품들에 그 전부가 보내진다. 즉, 이러한 제 2 작동 모드에서, 열교환기(110)의 제 2 패스(112)는 공급되지 않고, 탱크로부터 인출된 기체상의 천연가스는 압축 부재(120) 및/또는 압축 장치(121)로 직접 보내진다.As shown in FIG. 3 , in this second mode of operation, both the first pump 210 and the second pump 220 are activated, while on the second pipe 102 and on the sixth pipe 106 . The valves 150 , 151 disposed between and the heat exchanger 110 are closed, respectively, so that the compressed natural gas coming out of the compression member 120 and/or the compression device 121 is an article/article of the gas consuming device. All of it is sent to the fields. That is, in this second operating mode, the second pass 112 of the heat exchanger 110 is not supplied, and the gaseous natural gas drawn from the tank is directed to the compression member 120 and/or the compression device 121 . are sent

열교환기(170)의 일부에는 탱크(200)로부터 액체 상태로 인출된 천연가스가 공급된다. 따라서, 제 1 펌프(210)는 탱크(200)로부터 액체 천연가스를 끌어올리며, 이러한 액체 천연가스는 압력 감소를 경험하는 팽창 수단(182)을 통과한다. 예를 들어, 액체 천연가스가 대기압, 즉, 약 1bar 내지 대기압 미만의 압력, 예를 들면, 약 0.35bar의 압력으로 통과하게 하는 이러한 팽창을 제공할 수 있다. 따라서, 열교환기(170)의 제 1 패스(171)에는 저압의 액체 천연가스가 공급된다.A portion of the heat exchanger 170 is supplied with natural gas withdrawn from the tank 200 in a liquid state. Accordingly, the first pump 210 draws liquid natural gas from the tank 200 , which liquid natural gas passes through an expansion means 182 which experiences a decrease in pressure. For example, it is possible to provide such expansion which allows liquid natural gas to pass at atmospheric pressure, ie a pressure of about 1 bar to a pressure below atmospheric pressure, eg about 0.35 bar. Accordingly, the low-pressure liquid natural gas is supplied to the first pass 171 of the heat exchanger 170 .

제 2 펌프(220)는 또한 열교환기(170)의 제 2 패스(172)를 직접 공급하기 위해 탱크(200)로부터 액체 천연가스를 끌어올린다. 따라서, 열교환기(170)의 제 2 패스(172)에는 대기압의 액체 천연가스가 공급된다. 이전에 언급된 바와 같이, 열교환은 그 다음에, 열교환기(170)에서, 제 1 패스(171)에서 순환하는 저압 액체 천연가스와 제 2 패스(172)에서 순환하는 대기압의 액체 천연가스 사이에서 수행된다. 이는 제 1 패스(171)에서 순환하는 저압 액체 천연가스가 증발되게 하고, 제 2 패스(172)에서 순환하는 대기압으로 액체 천연가스가 과냉각되게 한다. 과냉각된 액체 천연가스는 그 다음에, 제 7 파이프(107)를 통해 탱크(200)의 바닥부에 되돌아갈 수 있는 반면, 증발 천연가스는 압력의 증가를 경험하는 압축 수단(122)에 도달하도록 기체상의 제 1 패스(171)를 떠난다. 상기 언급한 바와 같이, 압축 수단(122)은 기체상 천연가스를 약 0.35bar 내지 약 1bar의 압력으로 압축할 수 있다. 따라서, 기체상 천연가스는 대기압으로 압축 수단(122)을 떠나고, 압축 부재(120) 및/또는 압축 장치(121)에 도달하며, 압축 부재(120) 및/또는 압축 장치(121) 중 하나 및/또는 둘 모두에서, 그 압력이 여전히 높고, 그에 따라 이 기체상 천연가스는 가스 소비 장치의 물품/물품들을 위한 연료로 사용될 수 있다.The second pump 220 also draws liquid natural gas from the tank 200 directly to feed the second pass 172 of the heat exchanger 170 . Accordingly, liquid natural gas at atmospheric pressure is supplied to the second pass 172 of the heat exchanger 170 . As previously mentioned, heat exchange then occurs in heat exchanger 170 between low pressure liquid natural gas circulating in a first pass 171 and atmospheric pressure liquid natural gas circulating in a second pass 172 . is carried out This causes the low pressure liquid natural gas circulating in the first pass 171 to evaporate, and the liquid natural gas to be supercooled to atmospheric pressure circulating in the second pass 172 . The supercooled liquid natural gas can then be returned to the bottom of the tank 200 via a seventh pipe 107 while the evaporative natural gas reaches the compression means 122 where it experiences an increase in pressure. Leave the first pass 171 in the gas phase. As mentioned above, the compression means 122 may compress gaseous natural gas to a pressure of about 0.35 bar to about 1 bar. Accordingly, the gaseous natural gas leaves the compression means 122 at atmospheric pressure and arrives at the compression member 120 and/or the compression device 121 , and at one of the compression member 120 and/or the compression device 121 and In/or both, the pressure is still high, so that this gaseous natural gas can be used as fuel for the article/articles of the gas consuming device.

상기로부터, 본 발명에 따른 시스템(100)의 제 2 작동 모드에서, 열교환기(170)는 유리하게 한편으로는, 가스 소비 장치(130, 131)에 가스가 공급되게 하고, 다른 한편으로는, 냉기가 탱크(200)의 바닥부에 저장되게 한다. 이하에 훨씬 더 상세히 설명되는 바와 같이, 탱크(200)에 과냉각된 액체 천연가스를 저장하면, 탱크(200) 내에 수용된 액체 천연가스의 증발을 줄이기 위해, 탱크(200) 내에 수용된 이 액체 천연가스의 온도가 낮아진다.From the above, in the second mode of operation of the system 100 according to the invention, the heat exchanger 170 advantageously causes, on the one hand, gas to be supplied to the gas consuming devices 130 , 131 , and on the other hand, Cold air is stored at the bottom of the tank 200 . Storing supercooled liquid natural gas in tank 200 , as will be described in even greater detail below, reduces the evaporation of liquid natural gas contained within tank 200 . the temperature is lowered;

도 4에 도시된 "재액화"로 지칭되는 제 3 작동 모드 자체는 탱크의 상부(201)에서 기체상으로 존재하는 천연가스의 양이 가스 소비 장치(130 및/또는 131)의 가스 필요조건을 초과하는 시스템(100)의 작동 모드에 대응한다.The third mode of operation itself, referred to as "reliquefaction" shown in FIG. 4, is such that the amount of natural gas present in the gaseous phase at the top 201 of the tank meets the gas requirements of the gas consuming devices 130 and/or 131. Corresponds to the mode of operation of the system 100 in excess.

이러한 제 3 작동 모드에서, 천연가스는 탱크의 상부(201)로부터 기체 상태로 인출되어서 열교환기(110)에, 보다 구체적으로는, 이 열교환기(110)의 제 1 패스(111)에 공급된다. 이 열교환기(110)에서, 기체상의 천연가스는 상술된 바와 같이, 제 2 패스(112)에서 순환하는 가스상의 압축 천연가스로부터 열에너지를 수집한다. 따라서, 천연가스는 기체 상태로, 그리고 탱크의 상부(201)에서 가졌던 온도보다 더 높은 온도로 열교환기(110)를 떠난다. 따라서, 이 가온된 가스상 천연가스는 압축 부재(120) 및/또는 압축 장치(121)에 도달하고, 이들 중 하나 또는 둘 모두는 가스 소비 장치(130, 131)의 물품 중 적어도 하나를 공급하기에 충분한 값으로 압력의 증가를 경험한다. 따라서, 이 가온되고 압축된 기체상 천연가스의 일부가 가스 소비 장치(130 및/또는 131)에 공급된다. 밸브(150, 151) 중 적어도 하나는 자체적으로 개방되어서, 이 가온되고 압축된 기체상 천연가스의 다른 부분이 열교환기(110)의 제 2 패스(112)에 도달하게 한다. 가스 소비 장치(130 및/또는 131)에 공급되는 가온되고 압축된 기체상 천연가스는 열교환기(110)의 제 2 패스(112)에 도달하는 이 가온되고 압축된 기체상 천연가스의 다른 부분과 구별된다는 것이 인식되어야 한다. 상술된 바와 같이, 열교환기(110)의 제 2 패스(112)에서 순환하는 기체상 천연가스는 이 열교환기(110)의 제 1 패스(111)에서 순환하는 기체상 천연가스에 열에너지를 제공하고, 그에 따라 기체상 천연가스가 열교환기(110)를 빠져나가고, 기체상 천연가스가 제 2 패스(112)에 들어갈 때의 온도보다 낮은 온도로 제 3 파이프(103)에 도달한다. 그러나, 천연가스는 기체 상태로 열교환기(110)의 제 2 패스(112)를 떠난다는 것이 인식되어야 한다.In this third mode of operation, natural gas is withdrawn in gaseous state from the upper part 201 of the tank and supplied to the heat exchanger 110 , and more specifically to the first pass 111 of the heat exchanger 110 . . In this heat exchanger 110 , gaseous natural gas collects thermal energy from gaseous compressed natural gas circulating in second pass 112 , as described above. Thus, the natural gas leaves the heat exchanger 110 in a gaseous state and at a higher temperature than it had at the top 201 of the tank. Accordingly, this warmed gaseous natural gas reaches a compression member 120 and/or a compression device 121 , one or both of which is adapted to supply at least one of the articles of the gas consuming device 130 , 131 . Experience an increase in pressure to a sufficient value. Accordingly, a portion of this warmed and compressed gaseous natural gas is supplied to the gas consuming device 130 and/or 131 . At least one of the valves 150 , 151 opens by itself, allowing another portion of this warmed compressed gaseous natural gas to reach the second pass 112 of the heat exchanger 110 . The warmed compressed gaseous natural gas supplied to the gas consuming device 130 and/or 131 is combined with the other portion of this warmed compressed gaseous natural gas reaching the second pass 112 of the heat exchanger 110 . It should be recognized that they are distinct. As described above, the gaseous natural gas circulating in the second pass 112 of the heat exchanger 110 provides thermal energy to the gaseous natural gas circulating in the first pass 111 of the heat exchanger 110 and , so that the gaseous natural gas exits the heat exchanger 110 , and reaches the third pipe 103 at a temperature lower than the temperature at which the gaseous natural gas enters the second pass 112 . However, it should be appreciated that natural gas leaves the second pass 112 of the heat exchanger 110 in a gaseous state.

상술된 바와 같이, 제 3 파이프(103)는 버블링 부재(140)에 연결된다. 따라서, 냉각된 열교환기(110)의 제 2 패스(112)를 떠나는 기체상 천연가스는 이 버블링 부재(140)에 도달하고, 이 버블링 부재(140)의 붐(141) 내에 형성된 오리피스(142)를 통과하고, 그에 따라 가스 버블(143)은 생성되어서 탱크(200)의 바닥부에 방출된다. 따라서 이러한 가스 버블(143) 자체는 탱크(200) 내에 수용된 액체 천연가스와 접촉하도록 발견되어서, 이러한 가스 버블이 응축되어서 액체 천연가스(그 다음에, 탱크(200)에 존재하는 액체 천연가스의 나머지와 혼합된)가 된다.As described above, the third pipe 103 is connected to the bubbling member 140 . Accordingly, the gaseous natural gas leaving the second pass 112 of the cooled heat exchanger 110 reaches this bubbling member 140 and an orifice formed in the boom 141 of the bubbling member 140 ( 142 , whereby gas bubbles 143 are created and discharged to the bottom of the tank 200 . Thus, these gas bubbles 143 themselves are found to come into contact with the liquid natural gas contained within the tank 200 , such that these gas bubbles condense to liquid natural gas (then the remainder of the liquid natural gas present in the tank 200 ). mixed with).

유리하게는, 버블링 부재(140)의 오리피스(142)는 붐(141)의 전체 길이, 즉, 이러한 붐(141)의 가장 긴 치수에 걸쳐서 균일하게 분배되고, 그에 따라 가스 버블(143)이 탱크(200)의 바닥부에 균일하게 분배되고, 따라서 각각의 탱크(200) 내에 수용된 액체 천연가스와 가스 버블 사이의 접촉 면적 및 온도차가 증가한다. 이러한 가스 버블(143)의 방출은 탱크(200) 내에 수용된 액체 천연가스의 온도를 증가시키는 경향이 있다는 것이 인식된다.Advantageously, the orifices 142 of the bubbling member 140 are evenly distributed over the entire length of the boom 141 , ie the longest dimension of this boom 141 , such that the gas bubbles 143 It is uniformly distributed at the bottom of the tanks 200, thus increasing the contact area and temperature difference between the gas bubbles and the liquid natural gas contained in each tank 200. It is recognized that the release of these gas bubbles 143 tends to increase the temperature of the liquid natural gas contained within the tank 200 .

본 발명에 따르면, 제 2 동작 모드 및 제 3 동작 모드는 유리하게 연속적으로 수행된다. 특히, 도 3을 참조하여 설명된 바와 같이, 제 2 작동 모드는 열교환기(170)에서 수행된 열교환에 의해 과냉각된 천연가스가 이러한 탱크의 바닥부로 되돌아오기 때문에, 탱크 바닥부에 냉기가 저장된다. 따라서, 탱크(200) 내에 수용된 액체 천연가스의 온도가 낮아지고, 제 3 작동 모드의 수행이 제어될 때 가스 버블(143)이 버블링 부재(140)를 통해 방출됨으로써 이 액체 천연가스의 온도 상승이 발생한다. 다시 말해서, 사전 저온 저장 단계 없이, 버블링 부재(140)에 의한 가스 버블(143)의 방출은 탱크(200) 내에 수용된 액체 천연가스의 온도를 과도하게 상승시켜서 본 액체 천연가스의 증발, 그러므로 탱크(200)에 손상을 줄 수 있는 압력 증가를 야기한다. 즉, 제 2 작동 모드는, 시스템(100)이 제 3 작동 모드로 전환될 때 버블 발생 부재(140)에 의한 가스 버블(143)의 방출의 결과로서, 탱크(200) 내에 수용된 액체 천연가스의 온도 상승을 예상하여 냉기가 저장되게 한다.According to the invention, the second operating mode and the third operating mode are advantageously performed successively. In particular, as described with reference to FIG. 3 , in the second operating mode, the supercooled natural gas by the heat exchange performed in the heat exchanger 170 returns to the bottom of this tank, so that cold air is stored at the bottom of the tank. . Accordingly, the temperature of the liquid natural gas contained in the tank 200 is lowered, and the gas bubble 143 is discharged through the bubbling member 140 when the performance of the third operating mode is controlled, thereby increasing the temperature of the liquid natural gas. This happens. In other words, without a prior cold storage step, the release of the gas bubbles 143 by the bubbling member 140 excessively raises the temperature of the liquid natural gas contained in the tank 200 so that the evaporation of the liquid natural gas, hence the tank (200) causes an increase in pressure that can damage it. That is, the second mode of operation is a result of the release of gas bubbles 143 by the bubble generating member 140 when the system 100 is switched to the third mode of operation, wherein the liquid natural gas contained in the tank 200 is Anticipate a rise in temperature so that cold air is stored.

상기로부터, 시스템(100)의 최적의 작동, 즉, 탱크의 상부(201)의 압력이 제어되는 작동을 위해, 이 시스템(100)의 제 2 작동 모드와 제 3 작동 모드 사이를 교대로 행하는 것이 필요하다는 것이 인식된다.It can be seen from the above that for optimal operation of the system 100 , i.e., operation in which the pressure in the upper part 201 of the tank is controlled, alternating between the second and third modes of operation of the system 100 is desirable. It is recognized that there is a need

마지막으로, 도 5는 액체 상태 및 기체상의 천연가스를 포함하는 탱크(200)를 도시하는 선박(70)의 단면도이며, 이 탱크(200)는 전체 각주 형상이고 선박의 이중 선체(72)에 장착된다. 탱크(200)의 벽은 탱크 내에 수용된 액화 가스와 접촉하도록 의도된 1차 시일 멤브레인과, 1차 시일 멤브레인과 선박의 이중 선체(72) 사이에 배치된 2차 시일 멤브레인과, 1차 시일 멤브레인과 2차 시일 멤브레인 사이, 그리고 2차 시일 멤브레인과 이중 선체(72) 사이에 각각 배치된 2개의 절연 장벽을 포함한다.Finally, FIG. 5 is a cross-sectional view of a vessel 70 showing a tank 200 containing natural gas in liquid and gaseous phases, which tank 200 is generally prismatic in shape and mounted on the double hull 72 of the vessel. do. The wall of the tank 200 comprises a primary seal membrane intended to be in contact with the liquefied gas contained therein, a secondary seal membrane disposed between the primary seal membrane and the double hull 72 of the ship, the primary seal membrane and and two insulating barriers respectively disposed between the secondary seal membrane and between the secondary seal membrane and the double hull 72 .

선박의 상부 데크에 배치된 로딩 및/또는 오프로딩 파이프라인(73)은 적절한 커넥터에 의해 해상 또는 항구 터미널에 결합되어서 액체상의 천연가스 화물을 탱크(1)로부터 또는 탱크(1)로 이송할 수도 있다.Loading and/or offloading pipelines 73 arranged on the upper deck of the vessel may be coupled to sea or port terminals by suitable connectors to transport liquid natural gas cargoes from or to tank 1 . there is.

도 5는 또한 로딩 및/또는 오프로딩 스테이션(75), 수중 파이프(76) 및 육상 설비(77)를 포함하는 해양 터미널의 예를 도시한다. 로딩 및/또는 오프로딩 스테이션(75)은 모바일 아암(mobile arm)(74)과 모바일 아암(74)을 지지하는 타워(78)를 포함하는 고정 해상 설비이다. 모바일 아암(74)은 로딩 및/또는 오프로딩 파이프라인(73)에 연결될 수 있는 절연 파이프라인(79)의 다발을 지지한다. 배향가능한 모바일 아암(74)은 모든 크기의 선박에 적응될 수 있다. 로딩 및 오프로딩 스테이션(75)은 육상 설비(77)로부터 또는 육상 설비(77)로의 선박(70)의 로딩 및/또는 오프로딩을 허용한다. 육상 설비(77)는 액화 가스 저장 탱크(80)와, 수중 파이프(76)에 의해 로딩 또는 오프로딩 스테이션(75)에 연결된 연결 파이프(81)를 포함한다. 수중 파이프(76)는 로딩 또는 오프로딩 스테이션(75)과 육상 설비(77) 사이에서 액화 가스를 먼 거리, 예를 들면, 5㎞에 걸쳐서 이송하는데 사용되며, 이는 선박(70)이 로딩 및/또는 오프로딩 작업 동안에 해상에서 멀리 떨어지게 한다.5 also shows an example of a marine terminal comprising a loading and/or offloading station 75 , a submersible pipe 76 and an onshore installation 77 . The loading and/or offloading station 75 is a fixed marine installation comprising a mobile arm 74 and a tower 78 supporting the mobile arm 74 . Mobile arm 74 supports bundles of insulated pipelines 79 , which may be connected to loading and/or offloading pipelines 73 . The orientable mobile arm 74 can be adapted to ships of all sizes. The loading and offloading station 75 allows loading and/or offloading of the vessel 70 from or to the onshore facility 77 . The onshore installation 77 comprises a liquefied gas storage tank 80 and a connecting pipe 81 connected to the loading or offloading station 75 by means of a submersible pipe 76 . The submersible pipe 76 is used to transport liquefied gas between the loading or offloading station 75 and the onshore installation 77 over a large distance, for example 5 km, where the vessel 70 is loaded and/or Or keep them away from the sea during off-road operations.

액화 가스를 이송하는데 필요한 압력을 생성하기 위해, 오프로딩 펌프, 또는 탱크(200)에 속하는 로딩 및/또는 오프로딩 타워에 의해 지지되는 상기 언급된 펌프, 및/또는 육상 설비(77)가 장착되는 펌프, 및/또는 로딩 및 오프로딩 스테이션(75)이 장착된 펌프가 사용된다.In order to generate the pressure necessary to transport the liquefied gas, an offloading pump, or the aforementioned pump supported by a loading and/or offloading tower belonging to a tank 200, and/or an onshore facility 77 is mounted. A pump equipped with a pump and/or a loading and offloading station 75 is used.

물론, 본 발명은 방금 설명된 실시예로 제한되지 않으며, 본 발명의 범위를 일탈하는 일 없이 이러한 예에 대해 많은 변경이 이루어질 수도 있다.Of course, the present invention is not limited to the embodiments just described, and many changes may be made to these examples without departing from the scope of the present invention.

따라서, 본 발명은 선박에 존재하는 가스 소비 장치에 강제로 증발시킨 액화 가스로 자연적으로 증발시킨 가스를 공급되게 하고, 또한 자연적으로 증발된 가스가 선박의 가스 소비 장치의 에너지 요구량에 비해 너무 많은 경우에 유리하게는 제한된 비용으로 응축되게 하는 가스 처리 장치를 제안한다.Accordingly, the present invention allows the naturally evaporated gas to be supplied as the forcibly evaporated liquefied gas to the gas consuming device existing in the ship, and also when the naturally evaporated gas is too much for the energy demand of the gas consuming device of the ship Advantageously, it proposes a gas treatment device that allows condensing at a limited cost.

본 발명은 당연히 본 명세서에 설명되고 예시된 수단 및 구성으로 제한되지 않으며, 또한 임의의 동등 수단 및 임의의 동등 구성과, 이러한 수단의 임의의 기술적으로 실행 가능한 조합으로 확장된다.The invention is, of course, not limited to the means and arrangements described and illustrated herein, but also extends to any equivalent means and any equivalent arrangement, and any technically feasible combination of such means.

Claims (17)

선박에 장착되고, 액체상 및 기체상의 가스를 저장 및/또는 이송하기 위한 탱크(200) 내에 수용된 가스를 처리하는 시스템(100)에 있어서,
- 상기 탱크(200)로부터 인출된 기체상의 가스와 상기 탱크(200)로부터 나오는 압축 가스 사이의 열교환을 수행하도록 구성된 열교환기(110)와,
- 상기 열교환기(110)로부터 나오는 기체상의 가스를 압축하도록 구성된 압축 부재(120)와,
- 상기 기체상의 가스를 소비하고 상기 압축 가스를 공급받도록 구성된 가스 소비 장치(130, 131)와,
- 상기 기체상의 가스를 소비하는 상기 기체 소비 장치(130, 131)에 상기 압축 부재(120)를 연결하는 제 1 파이프(101)와,
- 상기 제 1 파이프(101)를 상기 열교환기(110)의 유입구 오리피스(115)에 연결하는 제 2 파이프(102)와,
- 상기 열교환기(110)의 유출구 오리피스(116)를 상기 탱크(200)의 바닥부에 연결하는 제 3 파이프(103)와,
- 상기 제 3 파이프(103)에 연결되고 상기 열교환기(110)로부터 나오는 기체상의 가스를 상기 탱크(200)의 바닥부로 분배하도록 구성된 버블링 부재(140)를 적어도 포함하는
가스 처리 시스템.A system (100) mounted on a ship for processing gas contained within a tank (200) for storing and/or transporting liquid and gaseous gases, the system (100) comprising:
- a heat exchanger (110) configured to perform heat exchange between the gaseous gas drawn from the tank (200) and the compressed gas coming out of the tank (200);
- a compression member (120) configured to compress the gaseous gas exiting the heat exchanger (110);
- a gas consuming device (130, 131) configured to consume said gaseous gas and to be supplied with said compressed gas;
- a first pipe (101) connecting the compression member (120) to the gas consuming device (130, 131) for consuming the gaseous gas;
- a second pipe (102) connecting said first pipe (101) to an inlet orifice (115) of said heat exchanger (110);
- a third pipe (103) connecting the outlet orifice (116) of the heat exchanger (110) to the bottom of the tank (200);
- at least a bubbling member (140) connected to the third pipe (103) and configured to distribute the gaseous gas exiting the heat exchanger (110) to the bottom of the tank (200)
gas processing system. 제 1 항에 있어서,
팽창 수단(182) 및 열교환기(170)를 포함하고,
상기 열교환기(170)에는 상기 탱크(200)로부터 액체상으로 인출된 가스가 공급되는 적어도 하나의 제 1 패스(171)와, 상기 탱크(200)로부터 액체상으로 인출된 가스가 공급되는 적어도 하나의 제 2 패스(172)가 구비되며,
상기 팽창 수단(182)은 상기 탱크(200)와 상기 열교환기(170)의 제 1 패스(171) 사이에 배치되는
가스 처리 시스템.The method of claim 1,
expansion means (182) and a heat exchanger (170);
The heat exchanger 170 includes at least one first pass 171 through which the gas drawn from the tank 200 in a liquid phase is supplied, and at least one second pass through which the gas drawn from the tank 200 in a liquid phase is supplied. 2 passes 172 are provided,
The expansion means 182 is disposed between the tank 200 and the first pass 171 of the heat exchanger 170 .
gas processing system. 제 1 항 또는 제 2 항에 있어서,
상기 버블링 부재(140)는 가스 버블(143)을 생성하는 오리피스(142)가 제공된 적어도 하나의 붐(141)을 포함하는
가스 처리 시스템.3. The method of claim 1 or 2,
The bubbling member 140 comprises at least one boom 141 provided with an orifice 142 for generating gas bubbles 143 .
gas processing system. 제 3 항에 있어서,
상기 붐(141)의 오리피스(142)는 각각 0.0078㎟ 내지 315㎟인 단면을 갖는
가스 처리 시스템.4. The method of claim 3,
The orifices 142 of the boom 141 each have a cross section of 0.0078 mm 2 to 315 mm 2
gas processing system. 제 1 항 내지 제 4 항 중 어느 한 항에 있어서,
적어도 하나의 팽창 부재(181)가 상기 제 1 파이프(101) 상에 배치되는
가스 처리 시스템.5. The method according to any one of claims 1 to 4,
at least one expandable member 181 is disposed on the first pipe 101
gas processing system. 제 1 항 내지 제 5 항 중 어느 한 항에 있어서,
상기 압축 부재(120)와 병렬로 배치된 압축 장치(121)를 포함하고,
상기 압축 부재(120)는 상기 열교환기(110)로부터 나오는 기체상의 가스의 제 1 부분을 압축하도록 구성되고, 상기 압축 장치(121)는 상기 열교환기(110)로부터 나오는 기체상의 가스의 제 2 부분을 압축하도록 구성되며, 상기 열교환기(110)로부터 나오는 가스의 제 1 부분은 상기 열교환기(110)로부터 나오는 가스의 제 2 부분과는 별개인
가스 처리 시스템.6. The method according to any one of claims 1 to 5,
and a compression device 121 disposed in parallel with the compression member 120,
The compression member 120 is configured to compress a first portion of the gaseous gas exiting the heat exchanger 110 , and the compression device 121 is configured to compress a second portion of the gaseous gas exiting the heat exchanger 110 . wherein the first portion of the gas exiting the heat exchanger (110) is distinct from the second portion of the gas exiting the heat exchanger (110).
gas processing system. 제 1 항 내지 제 6 항 중 어느 한 항에 있어서,
상기 탱크(200)에 저장 및/또는 이송되는 가스는 천연가스인
가스 처리 시스템.7. The method according to any one of claims 1 to 6,
The gas stored and/or transported in the tank 200 is natural gas.
gas processing system. 제 1 항 내지 제 7 항 중 어느 한 항에 있어서,
적어도 하나의 제 1 가스 소비 장치(130) 및 적어도 하나의 제 2 가스 소비 장치(131)를 포함하고,
상기 제 1 가스 소비 장치(130)는 제 1 압력으로 압축 가스가 공급되도록 구성되고, 상기 제 2 가스 소비 장치(131)는 제 2 압력으로 압축 가스가 공급되도록 구성되며, 상기 제 1 압력은 상기 제 2 압력보다 낮은
가스 처리 시스템.8. The method according to any one of claims 1 to 7,
at least one first gas consuming device (130) and at least one second gas consuming device (131);
The first gas consuming device 130 is configured to supply compressed gas at a first pressure, the second gas consuming device 131 is configured to supply compressed gas to a second pressure, and the first pressure is the lower than the second pressure
gas processing system. 액화 가스를 이송하기 위한 선박에 있어서,
액화 가스 화물을 위한 적어도 하나의 탱크(200)와, 증발 가스를 소비하는 적어도 하나의 가스 소비 장치(130, 131)와, 제 1 항 내지 제 8 항 중 어느 한 항에 기재된 적어도 하나의 가스 처리 시스템(100)을 포함하는
액화 가스 이송 선박.In a ship for transporting liquefied gas,
At least one tank ( 200 ) for liquefied gaseous cargo, at least one gas consuming device ( 130 , 131 ) for consuming boil-off gas and at least one gas treatment according to claim 1 . system 100 comprising
Liquefied gas transport vessel. 액체 가스를 로딩 또는 오프로딩하기 위한 시스템(100)에 있어서,
적어도 하나의 육상 수단과 제 9 항에 기재된 적어도 하나의 액체 가스 이송 선박을 조합하는
시스템.A system (100) for loading or offloading a liquid gas, comprising:
Combining at least one land means and at least one liquid gas transport vessel according to claim 9 .
system. 선박에 장착된 탱크(200) 내에 수용된 가스를 처리하기 위한 방법으로서, 제 1 항 내지 제 8 항 중 어느 한 항에 기재된 가스 처리 시스템(100)을 구현하는, 상기 방법에 있어서,
- 상기 탱크(200)로부터 기체상의 가스를 인출하는 단계와,
- 압축 부재(120)에 의해 압축된 가스와 열교환기(110)에서 수행된 열교환에 의해 상기 탱크(200)로부터 기체상으로 인출된 가스를 가온하는 단계와,
- 상기 압축 부재(120)를 사용하여 가온된 가스를 압축하는 단계와,
- 증발 가스를 소비하는 적어도 하나의 가스 소비 장치(130, 131)에 가온 및 압축된 가스의 제 1 부분을 공급하는 단계와,
- 상기 탱크(200)로부터 기체상으로 인출된 가스와 상기 열교환기(110)에서 수행된 열교환에 의해 가온 및 압축된 가스의 제 2 부분을 냉각하는 단계와,
- 상기 열교환기(110)를 통과함으로써 냉각된 상기 가스의 제 2 부분을 상기 탱크(200)의 바닥부로 분배하는 단계를 적어도 포함하는
방법.9. A method for treating gas contained in a tank (200) mounted on a ship, which implements the gas treatment system (100) according to any one of claims 1 to 8, the method comprising:
- withdrawing gaseous gas from the tank (200);
- heating the gas compressed by the compression member 120 and the gas drawn into the gas phase from the tank 200 by heat exchange performed in the heat exchanger 110;
- compressing the heated gas using the compression member (120);
- supplying a first portion of the warmed and compressed gas to at least one gas consuming device (130, 131) consuming the boil-off gas;
- cooling a second portion of the gas withdrawn from the tank 200 in the gas phase and the gas heated and compressed by the heat exchange performed in the heat exchanger 110;
- distributing a second portion of the gas cooled by passing through the heat exchanger (110) to the bottom of the tank (200)
Way. 제 11 항에 있어서,
상기 냉각된 가스의 제 2 부분을 분배하는 단계는 상기 냉각된 가스의 이러한 제 2 부분을 버블링하는 것으로 구성되는
방법.12. The method of claim 11,
wherein dispensing the second portion of the cooled gas comprises bubbling the second portion of the cooled gas.
Way. 제 11 항 또는 제 12 항에 있어서,
상기 제 3 파이프(103)에 대한 유입구의 압력은 상기 탱크(200)의 바닥부에서 측정된 압력보다 높은
방법.13. The method according to claim 11 or 12,
The pressure at the inlet to the third pipe 103 is higher than the pressure measured at the bottom of the tank 200 .
Way. 제 11 항 내지 제 13 항 중 어느 한 항에 있어서,
상기 탱크(200)로부터 액체상으로 인출된 천연가스를 과냉각하는 적어도 하나의 단계와, 상기 탱크(200)의 바닥부에서 과냉각된 천연가스를 저장하는 적어도 하나의 단계를 포함하는
방법.14. The method according to any one of claims 11 to 13,
At least one step of supercooling the natural gas withdrawn from the tank (200) in a liquid phase, and at least one step of storing the supercooled natural gas at the bottom of the tank (200)
Way. 제 14 항에 있어서,
상기 과냉각하는 단계는 상기 탱크(200)로부터 액체상으로 인출되고 대기압으로 유지되는 천연가스와, 상기 탱크(200)로부터 액체상으로 인출되고 대기압 이하로 팽창되는 천연가스 사이의 열교환에 의해 수행되는
방법.15. The method of claim 14,
The supercooling step is performed by heat exchange between natural gas withdrawn from the tank 200 in a liquid phase and maintained at atmospheric pressure, and natural gas withdrawn from the tank 200 in a liquid phase and expanded below atmospheric pressure.
Way. 제 14 항 또는 제 15 항에 있어서,
상기 탱크(200)로부터 액체상으로 인출된 천연가스를 과냉각하는 단계와, 상기 탱크(200)의 바닥부에 과냉각된 천연가스를 저장하는 단계와, 상기 열교환기(110)를 통과함으로써 냉각된 상기 가스의 제 2 부분을 상기 탱크(200)의 바닥부로 분배하는 단계는 이 순서대로 2회 이상 연속적으로 수행되는
방법.16. The method according to claim 14 or 15,
Supercooling the natural gas withdrawn in liquid form from the tank 200 , storing the supercooled natural gas at the bottom of the tank 200 , and passing through the heat exchanger 110 , the cooled gas The step of distributing the second portion of the tank 200 to the bottom part is performed continuously two or more times in this order.
Way. 액체 가스를, 제 9 항에 기재된 가스 이송 선박으로 로딩하거나 가스 이송 선박으로부터 오프로딩하는
방법.Loading liquid gas into or offloading from the gas transport vessel according to claim 9
Way.
KR1020227008973A 2019-08-19 2020-08-17 A system mounted on a ship for processing gases contained within tanks for storage and/or transport of gases in liquid and gaseous phases. KR20220049030A (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1909275 2019-08-19
FR1909275A FR3100055B1 (en) 2019-08-19 2019-08-19 Gas treatment system contained in a tank for storing and / or transporting gas in the liquid state and in the gaseous state fitted to a ship
PCT/FR2020/051471 WO2021032925A1 (en) 2019-08-19 2020-08-17 System for treating gas contained within a tank for storing and/or transporting gas in the liquid state and the gaseous state, the system being fitted on a ship

Publications (1)

Publication Number Publication Date
KR20220049030A true KR20220049030A (en) 2022-04-20

Family

ID=68581992

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020227008973A KR20220049030A (en) 2019-08-19 2020-08-17 A system mounted on a ship for processing gases contained within tanks for storage and/or transport of gases in liquid and gaseous phases.

Country Status (5)

Country Link
EP (1) EP4018119A1 (en)
KR (1) KR20220049030A (en)
CN (1) CN114423691A (en)
FR (1) FR3100055B1 (en)
WO (1) WO2021032925A1 (en)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR3121504B1 (en) * 2021-04-01 2023-04-14 Gaztransport Et Technigaz Method for cooling a heat exchanger of a gas supply system of a gas-consuming device of a ship

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AT6266U1 (en) * 2002-05-17 2003-07-25 Steyr Daimler Puch Ag STORAGE CONTAINER FOR LOW-COLD LIQUID GAS WITH DRAWING DEVICE
AT9291U1 (en) * 2005-07-08 2007-07-15 Magna Steyr Fahrzeugtechnik Ag STORAGE CONTAINER FOR LOW-COLD LIQUEFIED GAS USING A REMOVAL DEVICE
US8820096B2 (en) * 2007-02-12 2014-09-02 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. LNG tank and operation of the same
FR2938498B1 (en) * 2008-11-17 2012-02-03 Gaztransp Et Technigaz SHIP OR FLOATING SUPPORT EQUIPPED WITH A DEVICE FOR ATTENUATING THE MOVEMENTS OF LIQUID CARENES
CN101881549B (en) * 2010-06-25 2014-02-12 华南理工大学 Re-condensation reclaiming system for evaporated gas of liquefied natural gas receiving station and reclaiming method thereof
FR2980550B1 (en) * 2011-09-22 2014-12-12 Snecma METHOD FOR HEATING A CRYOGENIC LIQUID
FR3032258B1 (en) * 2015-01-30 2017-07-28 Gaztransport Et Technigaz STORAGE AND TRANSPORTATION INSTALLATION OF A CRYOGENIC FLUID EMBEDDED ON A SHIP
JP6498785B2 (en) * 2015-02-04 2019-04-10 サムスン ヘビー インダストリーズ カンパニー リミテッド Ship evaporative gas processing apparatus and processing method
FR3033874B1 (en) * 2015-03-20 2018-11-09 Gaztransport Et Technigaz METHOD FOR COOLING A LIQUEFIED GAS
JP6776370B2 (en) * 2016-05-11 2020-10-28 イノベイティブ クライオジェニック システムズ， インコーポレイテッド Gas storage and processing equipment
FR3066257B1 (en) * 2018-01-23 2019-09-13 Gaztransport Et Technigaz CRYOGENIC HEAT PUMP AND ITS USE FOR THE TREATMENT OF LIQUEFIED GAS
FR3066248B1 (en) * 2017-05-12 2020-12-11 Gaztransport Et Technigaz GAS TREATMENT METHOD AND SYSTEM OF A GAS STORAGE INSTALLATION FOR A GAS TRANSPORT VESSEL
DE102017211157A1 (en) * 2017-06-30 2019-01-03 Robert Bosch Gmbh Storage tank for a cryogenic medium
FR3077867B1 (en) * 2018-02-09 2020-01-31 Gaztransport Et Technigaz METHOD AND SYSTEM FOR GAS TREATMENT OF A GAS STORAGE FACILITY FOR A GAS TRANSPORT VESSEL

Also Published As

Publication number Publication date
FR3100055A1 (en) 2021-02-26
CN114423691A (en) 2022-04-29
EP4018119A1 (en) 2022-06-29
FR3100055B1 (en) 2021-07-23
WO2021032925A1 (en) 2021-02-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6089022A (en) Regasification of liquefied natural gas (LNG) aboard a transport vessel
KR101751340B1 (en) Fuel gas supplying system in ships
KR100748734B1 (en) Fuel gas supply system of lng carrier being attached engine using double fuel
US20080053110A1 (en) Apparatus And Methods For Converting A Cryogenic Fluid Into Gas
KR101784842B1 (en) Fuel gas supplying system in ships
US20210164728A1 (en) Method and system for processing gas in a gas storage facility for a gas tanker
KR101751331B1 (en) Fuel gas supplying system in ships
KR20220049030A (en) A system mounted on a ship for processing gases contained within tanks for storage and/or transport of gases in liquid and gaseous phases.
KR100885796B1 (en) Boil-off gas reliquefaction apparatus
US20230032594A1 (en) System for supplying gas to at least one gas-consuming appliance equipping a ship
KR20230166112A (en) How to cool the heat exchanger of the gas supply system for gas consumers on board the ship
JP2024503496A (en) Gas supply systems for high-pressure and low-pressure gas consumers
KR100878976B1 (en) Apparatus and method for cycling condensate using venturi effect
CN113767246B (en) System for controlling pressure in liquefied natural gas container
CN113316696B (en) Device for producing gaseous gases from liquefied gases
KR20190041859A (en) Reliquefaction apparatus of liquified gas using fuel LNG and liquefied gas carrier having the same
RU2816277C2 (en) System for treating gas contained inside tank for storing and/or transporting gas in liquefied state and gaseous state which is installed on ship
KR20160096564A (en) Apparatus for retreating boil off gas
KR101751850B1 (en) LNG Unloading Method and Fuel Supply Operating System and Method the Same of Liquefied Gas Carrier
KR101751332B1 (en) Fuel gas supplying system in ships
KR101751337B1 (en) Fuel gas supplying system in ships
KR101751339B1 (en) Fuel gas supplying system in ships
RU2815414C1 (en) System for supplying gas to at least one gas consuming equipment with which ship is equipped
RU2786300C2 (en) Device for production of gas in gaseous form from liquefied gas
RU2808506C1 (en) System for processing gas contained in tank for storing and/or transporting gas in liquid and gaseous state