RU2481234C1 - Device and method of stripping gas processing at liquefied natural gas tanker with electric propeller plant and reliquefaction function - Google Patents

Device and method of stripping gas processing at liquefied natural gas tanker with electric propeller plant and reliquefaction function Download PDF

Info

Publication number
RU2481234C1
RU2481234C1 RU2011139968/11A RU2011139968A RU2481234C1 RU 2481234 C1 RU2481234 C1 RU 2481234C1 RU 2011139968/11 A RU2011139968/11 A RU 2011139968/11A RU 2011139968 A RU2011139968 A RU 2011139968A RU 2481234 C1 RU2481234 C1 RU 2481234C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
refrigerant
natural gas
liquefied natural
stripping
Prior art date
Application number
RU2011139968/11A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Дза Ик ЛИ
Чеол Хо КИМ
Дзае Воонг ШИН
Хо Киеонг КИМ
Йоунг Дал ЧОИ
Original Assignee
ЭсТиЭкс ОФФШОР ЭНД ШИПБИЛДИНГ КО., ЛТД.
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 ЭсТиЭкс ОФФШОР ЭНД ШИПБИЛДИНГ КО., ЛТД. filed Critical ЭсТиЭкс ОФФШОР ЭНД ШИПБИЛДИНГ КО., ЛТД.
Application granted granted Critical
Publication of RU2481234C1 publication Critical patent/RU2481234C1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
    • 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
    • B63H21/20—Use of propulsion power plant or units on vessels the vessels being powered by combinations of different types of propulsion units
    • 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
    • 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
    • B63H21/12—Use of propulsion power plant or units on vessels the vessels being motor-driven
    • 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
    • F25J1/0047—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/005—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 an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by expansion of a gaseous refrigerant stream with extraction of work
    • 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
    • F25J1/006—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the refrigerant fluid used
    • F25J1/007—Primary atmospheric gases, mixtures thereof
    • F25J1/0072—Nitrogen
    • 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
    • F25J1/0203—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 a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0204—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 a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow SCR cycle
    • 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
    • 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
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0285—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings
    • F25J1/0288—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings using work extraction by mechanical coupling of compression and expansion of the refrigerant, so-called companders
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63J—AUXILIARIES ON VESSELS
    • B63J99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
    • B63J2099/001—Burning of transported goods, e.g. fuel, boil-off or refuse
    • 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
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • 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
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • 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
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

FIELD: transport.
SUBSTANCE: invention relates to gas processing and ship building. Proposed device comprises stripping gas cooler, gas compressor, dual-fuel diesel-electric engine, cooler of gas fed to said engine, and heat exchanger for gas reliquefaction. Said cooler receives stripping natural gas formed in tanker cargo tank to cool it by heat exchange with coolant. Gas compressor receives said cooled gas to compress to pressure suitable for use in propeller plant engine. Cooler of gas fed to engine cools stripping natural gas heated on passing through gas compressor to temperature suitable for use in propeller plant engine and feed thereto. Heat exchanger receives surplus stripping natural gas not used in aforesaid engine downstream of gas cooler. After cooling and reliquefaction, heat exchanger feed gas into tanker cargo tank. Method of stripping gas processing comprises its pretreatment, compression, cooling and reliquefaction of surplus gas.
EFFECT: efficient control and processing.
19 cl, 2 dwg

Description

Область техникиTechnical field

Настоящее изобретение относится к устройству для обработки отпарного газа и способу его осуществления на танкере СПГ с электрической гребной установкой, имеющем функцию повторного сжижения газа, и, более конкретно, к устройству для обработки отпарного газа и способу его осуществления на танкере СПГ, которое может энергетически эффективно управлять отпарным природным газом (N-BOG), генерируемым в грузовом танке танкера СПГ, в качестве источника энергии для осуществления движения судна и дополнительно минимизировать потери избыточного газа, который не используется для гребной установки.The present invention relates to a device for processing a stripping gas and a method for its implementation on an LNG tanker with an electric propulsion system having a function of re-liquefying gas, and, more particularly, to a device for processing a stripping gas and a method for its implementation on a LNG tanker that can be energy-efficient to control natural gas (N-BOG) generated in the cargo tank of an LNG tanker as an energy source for the movement of the vessel and further minimize the loss of excess ha but that is not used for propulsion.

Уровень техникиState of the art

Танкер сжиженного природного газа (танкер СПГ) представляет собой судно для транспортировки сжиженного природного газа (СПГ) от сооружений добычи газа к местам нахождения потребителей и обычно сокращенно называется танкер СПГ или СПГТ. Сжиженный природный газ представляет собой природный газ, содержащий в основном метан (CH4), сжиженный при -162°C и атмосферном давлении, в котором объемное отношение жидкости к газу составляет 1:600, и удельная плотность СПГ в сжиженном состоянии составляет от 0,43 до 0,50.A liquefied natural gas tanker (LNG tanker) is a vessel for transporting liquefied natural gas (LNG) from gas production facilities to consumer locations and is commonly referred to as an LNG or LNG tanker. Liquefied natural gas is natural gas containing mainly methane (CH 4 ), liquefied at -162 ° C and atmospheric pressure, in which the volumetric ratio of liquid to gas is 1: 600, and the specific gravity of LNG in the liquefied state is from 0, 43 to 0.50.

В зависимости от конструкции грузовых танков танкеры СПГ подразделяются в основном на два типа, такие как тип танкера с вкладными грузовыми танками и танками мембранного типа. Танкеры СПГ типа танкеров с вкладными грузовыми танками включают в себя танкеры СПГ типа «Moss», разработанные компанией Moss Rosenberg Co. (Норвегия), которая обладает выданными на них патентами, и танкеры СПГ мембранного типа подразделяются на тип Mark III и тип NO96 E2, разработанные компанией GTT во Франции.Depending on the design of the cargo tanks, LNG tankers are mainly divided into two types, such as the type of tanker with auxiliary cargo tanks and membrane type tanks. LNG-type tankers with self-propelled cargo tankers include Moss-type LNG tankers developed by Moss Rosenberg Co. (Norway), which holds patents issued for them, and membrane-type LNG tankers are divided into type Mark III and type NO96 E2, developed by GTT in France.

Обычно во время рейса танкера СПГ, загруженного СПГ, в грузовых танках танкера СПГ самопроизвольно образуется отпарной газ в количестве от 4 до 6 тонн в час, и поэтому танкер обеспечивается системой повторного сжижения для повторного сжижения отпарного природного газа, или двухтопливный дизель-электрический (DFDE) двигатель гребной установки используется с попеременным применением дизельного топлива и отпарного газа, как требуют обстоятельства, тем самым уменьшая огромные потери газа.Typically, during a voyage of an LNG carrier loaded with LNG, in the cargo tanks of the LNG tanker, spontaneous gas is generated spontaneously from 4 to 6 tons per hour, and therefore the tanker is provided with a re-liquefaction system for re-liquefying the stripped natural gas, or dual-fuel diesel-electric (DFDE ) the propeller engine is used with alternating use of diesel fuel and stripping gas, as circumstances require, thereby reducing huge gas losses.

Однако, поскольку существующий танкер СПГ с системой повторного сжижения газа оборудован двигателем, использующим тяжелое дизельное топливо (HFO, bunker C), эксплуатационные издержки резко повышаются в связи с повышением цен на HFO. Существующий танкер СПГ с электрической гребной установкой, оборудованной двухтопливным дизель-электрическим (DFDE) двигателем, при нагрузке, соответствующей 18-20,5 узлам, не может использовать все количество отпарного природного газа, и, следовательно, во время перевозки или доставки большое количество газа должно сжигаться или стравливаться в воздух.However, since the existing LNG tanker with a gas re-liquefaction system is equipped with an engine using heavy diesel fuel (HFO, bunker C), operating costs rise sharply due to higher prices for HFOs. An existing LNG tanker with an electric propulsion system equipped with a dual-fuel diesel-electric (DFDE) engine, with a load corresponding to 18–20.5 knots, cannot use the entire amount of stripped natural gas, and therefore, during transportation or delivery, a large amount of gas must be burned or vented.

Когда существующий танкер СПГ с электрической гребной установкой движется с экономической скоростью около 17 узлов, около 30% от максимального количества отпарного природного газа остается в виде избыточного газа (например, в случае танкера СПГ вместимостью 173 тыс. куб.м во время рейса со скоростью 17 узлов используется около 3700 кг/час отпарного природного газа из общего количества 5100 кг/час, и, следовательно, около 1400 кг/час избыточного газа остается), и, следовательно, необходима разработка устройства для обработки отпарного газа, которое может эффективно обрабатывать и управлять избыточным газом без его потери.When an existing LNG tanker with an electric propulsion system moves at an economic speed of about 17 knots, about 30% of the maximum amount of stripped natural gas remains in the form of excess gas (for example, in the case of an LNG tanker with a capacity of 173 thousand cubic meters during a cruise at a speed of 17 nodes, about 3700 kg / h of stripping natural gas from a total of 5100 kg / h are used, and, therefore, about 1400 kg / h of excess gas remains), and, therefore, it is necessary to develop a device for treating stripping gas It can efficiently process and manage excess gas without losing it.

При объединении существующего DFDE-двигателя гребной установки с существующей системой повторного сжижения газа, когда отпарной газ сжимается до давления (от 4 до 6 бар), подходящего для применения в существующем DFDE-двигателе гребной установки, эффективность повторного сжижения значительно уменьшается в связи с повышением температуры газа. Следовательно, необходимо обязательно обеспечивать отдельный компрессор только для DFDE-двигателя гребной установки или эксплуатировать существующую систему повторного сжижения газа при низкой эффективности повторного сжижения.When combining an existing propeller DFDE engine with an existing gas re-liquefaction system, when the stripping gas is compressed to a pressure (4 to 6 bar) suitable for use in an existing propeller DFDE engine, the efficiency of re-liquefaction is significantly reduced due to an increase in temperature gas. Therefore, it is necessary to provide a separate compressor only for the propeller DFDE engine or to operate an existing gas re-liquefaction system with low re-liquefaction efficiency.

Техническая задачаTechnical challenge

Соответственно, настоящее изобретение выполнено для решения описанных выше проблем, и задачей настоящего изобретения является создание устройства для обработки отпарного газа и способа его осуществления на танкере СПГ с электрической гребной установкой, имеющем функцию повторного сжижения, в котором система повторного сжижения газа объединена с танкером СПГ с электрической гребной установкой, использующей DFDE-двигатель гребной установки, для повторного сжижения избыточного газа, остающегося после использования отпарного газа, необходимого для эксплуатации танкера СПГ с электрической гребной установкой, следовательно, эффективно обрабатывающего и управляющего отпарным природным газом (N-BOG) без его потери.Accordingly, the present invention is made to solve the problems described above, and an object of the present invention is to provide a stripping gas treatment device and a method for its implementation on an LNG tanker with an electric propulsion system having a re-liquefaction function, in which a gas re-liquefaction system is combined with an LNG tanker with An electric propulsion system using a DFDE propulsion engine to re-liquefy the excess gas remaining after using the stripping gas is necessary which is suitable for the operation of an LNG tanker with an electric propulsion system, therefore, efficiently processing and controlling natural steam (N-BOG) without its loss.

Еще одной задачей настоящего изобретения является создание устройства для обработки отпарного газа и способа его осуществления на танкере СПГ с электрической гребной установкой, имеющем функцию повторного сжижения, которое может обеспечивать высокую эффективность повторного сжижения без применения отдельного компрессора только для DFDE-двигателя гребной установки, используемого на танкере СПГ с электрической гребной установкой и объединенного с системой повторного сжижения газа.Another objective of the present invention is to provide a device for treating stripping gas and a method for its implementation on an LNG tanker with an electric propulsion system having a re-liquefaction function that can provide high efficiency of re-liquefaction without the use of a separate compressor only for the DFDE engine of the propulsion system used on LNG tanker with an electric propulsion system and combined with a gas re-liquefaction system.

Техническое решениеTechnical solution

Для решения упомянутых выше задач одним из аспектов настоящего изобретения является создание устройства для обработки отпарного газа на танкере СПГ с электрической гребной установкой, имеющего функцию повторного сжижения и содержащего: охладитель 10 отпарного газа, который принимает отпарной природный газ, образующийся в грузовом танке танкера СПГ, и охлаждает газ путем теплообмена с хладагентом; газовый компрессор 20, который принимает охлажденный отпарной природный газ из охладителя 10 отпарного газа и сжимает газ до давления, подходящего для применения в двухтопливном дизель-электрическом (DFDE) двигателе 3 гребной установки; охладитель 30 газа, подаваемого в двигатель, который охлаждает отпарной природный газ, нагреваемый по мере прохождения через газовый компрессор 20, до температуры, подходящей для применения в DFDE-двигателе 3 гребной установки, и подает охлажденный газ в DFDE-двигатель 3 гребной установки; и теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения, который принимает избыточный отпарной природный газ, который не используется в DFDE-двигателе 3 гребной установки, после охладителя 30 газа, подаваемого в двигатель, и после охлаждения и повторного сжижения путем теплообмена с хладагентом подает газ в грузовой танк танкера СПГ.To solve the above problems, one of the aspects of the present invention is to provide a device for treating off-gas on an LNG tanker with an electric propulsion system having a re-liquefaction function and comprising: a off-gas cooler 10 that receives the stripping natural gas generated in the cargo tank of the LNG tanker, and cools the gas by heat exchange with a refrigerant; a gas compressor 20, which receives the cooled natural gas from the steam gas cooler 10 and compresses the gas to a pressure suitable for use in a dual-fuel diesel-electric (DFDE) propulsion engine 3; a gas cooler 30 supplied to the engine, which cools the stripped natural gas, heated as it passes through the gas compressor 20, to a temperature suitable for use in the DFDE engine 3 of the propeller unit, and supplies the cooled gas to the DFDE engine 3 of the propeller unit; and a heat exchange apparatus 50 for re-liquefaction, which receives excess stripping natural gas that is not used in the DFDE engine 3 of the propulsion system, after the gas cooler 30 supplied to the engine, and after cooling and re-liquefaction by heat exchange with a refrigerant, supplies gas to the cargo tank LNG tanker.

Устройство согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать: компандер 61 хладагента, включающий в себя множество компрессоров 61a хладагента, которые выполнены с возможностью осуществления многоступенчатого сжатия газообразного хладагента, и детандер 61b хладагента для расширения хладагента, сжимаемого и нагреваемого по мере прохождения через компрессоры 61a хладагента, чтобы стать охлажденным до более низкой температуры, чем точка замерзания СПГ; и охладитель 62 хладагента, который охлаждает хладагент, текущий в компрессоры 61a хладагента или из них, для повышения индикаторного коэффициента полезного действия компрессора 61a хладагента.The device according to the present invention may further comprise: a refrigerant compander 61, comprising a plurality of refrigerant compressors 61a that are capable of multi-stage compression of the gaseous refrigerant, and a refrigerant expander 61b for expanding the refrigerant compressed and heated as it passes through the refrigerant compressors 61a so that become cooled to a lower temperature than the freezing point of LNG; and a refrigerant chiller 62 that cools the refrigerant flowing to or from the refrigerant compressors 61a to increase the indicator efficiency of the refrigerant compressor 61a.

Устройство согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать буферный резервуар 63 для хладагента, который соединяется с блоком подачи хладагента, для выборочного приема хладагента и включает в себя емкость для хранения, предназначенную для хранения в ней большого количества газообразного хладагента, и газоотвод для того, чтобы восполнять потери хладагента во время переноса и теплообмена, чтобы компенсировать (гидродинамический) удар в результате изменения давления или пропускной способности подводящего трубопровода для хладагента и чтобы уменьшать избыточное давление.The device according to the present invention may further comprise a buffer tank 63 for refrigerant, which is connected to the refrigerant supply unit for selectively receiving refrigerant and includes a storage container for storing therein a large amount of gaseous refrigerant, and a gas outlet in order to make up for losses refrigerant during transfer and heat transfer to compensate for the (hydrodynamic) shock resulting from changes in pressure or throughput of the supply pipe for refrigerant and to reduce overpressure.

Устройство согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать: первый подводящий трубопровод 64a для хладагента, который подает хладагент, проходящий через компандер 61 хладагента, к теплообменному аппарату 50 для повторного сжижения газа и подает хладагент, нагреваемый по мере прохождения через теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа, в буферный резервуар 63 для хладагента; и второй подводящий трубопровод 64b для хладагента, который подает хладагент, проходящий через компандер 61 хладагента, к охладителю 10 отпарного газа и подает хладагент, нагреваемый по мере прохождения через охладитель 10 отпарного газа, в буферный резервуар 63 для хладагента.The device according to the present invention may further comprise: a first refrigerant supply pipe 64a that delivers refrigerant passing through the refrigerant compander 61 to the heat exchanger 50 for re-liquefying the gas and delivers the refrigerant heated as it passes through the heat exchanger 50 for re-liquefying the gas, into the buffer tank 63 for the refrigerant; and a second refrigerant supply pipe 64b that delivers refrigerant passing through the refrigerant compander 61 to the stripping gas cooler 10 and delivers refrigerant heated as it passes through the stripping gas cooler 10 to the refrigerant buffer tank 63.

Устройство согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать клапан-регулятор температуры 65, который регулирует интенсивность подачи хладагента, проходящего через второй подводящий трубопровод 64b для хладагента, пропорционально температуре и интенсивности подачи отпарного природного газа, проходящего через охладитель 10 отпарного газа.The device according to the present invention may further comprise a temperature control valve 65, which regulates the flow rate of the refrigerant passing through the second refrigerant supply pipe 64b in proportion to the temperature and flow rate of the natural gas that passes through the steam gas cooler 10.

Устройство согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать третий подводящий трубопровод 64c для хладагента, который подает хладагент, проходящий через множество компрессоров хладагента 61a, к теплообменному аппарату 50 для повторного сжижения газа, охлаждает хладагент, нагреваемый по мере прохождения через теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа, путем теплообмена с хладагентом, проходящим через первый подводящий трубопровод 64a для хладагента, и подает охлажденный хладагент к детандеру 61b хладагента.The device according to the present invention may further comprise a third refrigerant inlet conduit 64c that delivers refrigerant passing through the plurality of refrigerant compressors 61a to the gas re-liquefaction heat exchanger 50, cools the refrigerant heated as it passes through the heat exchanger 50 to re-liquefy the gas, by heat exchange with the refrigerant passing through the first refrigerant supply pipe 64a, and supplies the cooled refrigerant to the refrigerant expander 61b.

Охладитель 30 газа, подаваемого в двигатель, может быть оснащен охладителем на основе пресной воды, который осуществляет теплообмен с помощью пресной воды в качестве хладагента, и охладитель 62 хладагента может быть оснащен охладителем на основе морской воды, который осуществляет теплообмен с помощью морской воды.The gas cooler 30 supplied to the engine may be equipped with a fresh water cooler that exchanges heat using fresh water as a refrigerant, and the refrigerant cooler 62 may be equipped with a sea water cooler that exchanges heat with sea water.

Хладагент может представлять собой N2, точка замерзания которого ниже, чем точка замерзания СПГ, и который не является взрывоопасным.The refrigerant may be N 2 , the freezing point of which is lower than the freezing point of LNG, and which is not explosive.

Охладитель 10 отпарного газа может содержать выпускное отверстие для СПГ, которое образуется при открытии в нижней части охладителя 10 отпарного газа таким образом, что отпарной природный газ, частично сжиженный путем теплообмена с хладагентом, самотеком подается в грузовой танк танкера СПГ.The off-gas cooler 10 may comprise an LNG outlet, which is formed when the off-gas gas is opened at the bottom of the cooler 10 in such a way that the off-gas natural gas, partially liquefied by heat exchange with the refrigerant, is gravity fed into the cargo tank of the LNG tanker.

Устройство согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать: измеритель 41 расхода газа, который измеряет количество отпарного природного газа, подаваемого в DFDE-двигатель 3 гребной установки; и клапан 42 распределения нагрузки (газораспределительный клапан), который регулирует интенсивность подачи отпарного природного газа, текущего в теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения, исходя из количества газа, необходимого для DFDE-двигателя 3 гребной установки в соответствии с изменением нагрузки во время рейса судна и количеством газа, измеряемым с помощью измерителя расхода газа 41.The device according to the present invention may further comprise: a gas flow meter 41, which measures the amount of stripped natural gas supplied to the DFDE engine 3 of the propulsion system; and a load balancing valve 42 (gas distribution valve) that controls the rate of supply of the stripped natural gas flowing to the heat exchanger 50 for re-liquefying based on the amount of gas required for the DFDE engine 3 of the propulsion system in accordance with the change in load during the voyage of the vessel and the amount of gas measured using a gas flow meter 41.

Компандер 61 хладагента может увеличивать и уменьшать интенсивность подачи или скорость потока хладагента пропорционально интенсивности подачи газа, проходящего через клапан 42 распределения нагрузки.The refrigerant compander 61 can increase and decrease the flow rate or flow rate of the refrigerant in proportion to the flow rate of gas passing through the load distribution valve 42.

Устройство согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать сепаратор 70 отпарного газа и СПГ, включающий в себя емкость для хранения, которая может одновременно содержать жидкофазный СПГ, повторно сжиженный в теплообменном аппарате для повторного сжижения газа и подаваемый в грузовой танк танкера СПГ, и газ или N2, образующийся отдельно от повторно сжиженного СПГ, и газоотвод, который отводит газ, присутствующий в емкости для хранения, тем самым обеспечивается подача в грузовой танк танкера СПГ только повторно сжиженного СПГ, от которого отделен газ или N2.The device according to the present invention may further comprise a stripping gas and LNG separator 70, including a storage container, which may simultaneously comprise a liquid phase LNG re-liquefied in a heat exchanger for re-liquefying the gas and supplied to the cargo tank of the LNG tanker, and gas or N 2 formed separately from re-liquefied LNG, and a gas outlet that discharges the gas present in the storage tank, thereby providing only re-liquefied C to the cargo tank of the LNG tanker GHG from which gas or N 2 is separated.

Устройство согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать нагнетательный насос 80 для СПГ, который устанавливается на трубопроводе для подачи СПГ, повторно сжиженного в теплообменном аппарате 50 для повторного сжижения, в грузовой танк танкера СПГ для того, чтобы принудительно подавать повторно сжиженный СПГ в грузовой танк танкера СПГ в случае, если СПГ, повторно сжиженный в теплообменном аппарате 50 для повторного сжижения газа, не подается естественным образом или самотеком в грузовой танк танкера СПГ или в случае потери напора в трубопроводе.The device according to the present invention may further comprise an LNG injection pump 80, which is installed in a pipeline for supplying LNG re-liquefied in a re-liquefaction heat exchanger 50 to a LNG tanker cargo tank in order to force-feed the re-liquefied LNG to the LNG tanker cargo tank in case the LNG re-liquefied in the heat exchanger 50 for re-liquefying the gas is not naturally or by gravity supplied to the cargo tank of the LNG tanker or in case of loss the pressure in the pipeline.

Устройство согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать камеру 90 сжигания газа, которая сжигает принимаемый отпарной природный газ, превышающий количество, необходимое для DFDE-двигателя 3 гребной установки, в том случае, если теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа эксплуатируется в аварийном режиме, или работа теплообменного аппарата 50 для повторного сжижения газа прекращается в связи с аварией, поломкой или неисправностью.The device according to the present invention may further comprise a gas burning chamber 90, which burns the received stripping natural gas in excess of the amount required for the DFDE engine 3 of the propulsion unit, if the heat exchanger 50 for re-liquefying gas is operating in emergency mode, or the heat exchanger 50 for re-liquefaction of gas is terminated due to an accident, breakdown or malfunction.

Устройство согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать устройство отображения ситуации во время рейса (не показано), которое генерирует сигнал, позволяющий рулевому судна визуально или на слух убеждаться, движется ли танкер СПГ с электрической гребной установкой с заданной экономической скоростью.The device according to the present invention may further comprise a display device of the situation during the voyage (not shown), which generates a signal that allows the steering vessel to visually or by ear to verify whether the LNG tanker is moving with an electric propulsion system at a given economic speed.

Для решения упомянутых выше задач еще один аспект настоящего изобретения состоит в создании способа обработки отпарного газа на танкере СПГ с электрической гребной установкой, с функцией повторного сжижения, способа, включающего: стадию предварительной обработки отпарного газа, на которой отпарной природный газ (N-BOG), образующийся в грузовом танке танкера СПГ, сначала охлаждается; стадию сжатия отпарного газа, на которой отпарной природный газ, охлажденный на стадии предварительной обработки отпарного газа, сжимается до давления, подходящего для применения в двухтопливном дизель-электрическом (DFDE) двигателе 3 гребной установки; стадию охлаждения отпарного газа, на которой отпарной природный газ, нагретый на стадии сжатия отпарного газа, повторно охлаждается до температуры, подходящей для применения в DFDE-двигателе 3 гребной установки, и подается в DFDE-двигатель 3 гребной установки; и стадию повторного сжижения избыточного газа, на которой избыточный природный отпарной газ, который не используется в DFDE-двигателе 3 гребной установки, охлаждается и повторно сжижается с помощью теплообменника 50 для повторного сжижения и подается в грузовой танк танкера СПГ.To solve the above problems, another aspect of the present invention is to provide a method for treating off-gas on an LNG tanker with an electric propulsion system, with the function of re-liquefaction, a method comprising: a stage of pre-treatment of the off-gas, in which the natural gas is stripped (N-BOG) generated in the cargo tank of the LNG tanker is first cooled; a stripping gas compression step in which the stripping natural gas cooled in the pre-treatment of the stripping gas is compressed to a pressure suitable for use in a dual-fuel diesel-electric (DFDE) engine 3 of the propulsion system; a stripping gas cooling step in which the stripping natural gas heated in the stripping gas compression step is re-cooled to a temperature suitable for use in the propeller DFDE engine 3 and supplied to the propeller DFDE engine 3; and a step for re-liquefying the excess gas, in which excess natural stripping gas, which is not used in the DFDE engine 3 of the propulsion system, is cooled and re-liquefied using a heat exchanger 50 for re-liquefaction and fed to the cargo tank of the LNG tanker.

Способ согласно настоящему изобретению может дополнительно включать стадию сжигания избыточного газа, на которой отпарной природный газ, превышающий количество газа, необходимое для DFDE-двигателя 3 гребной установки, сжигается в том случае, если теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа эксплуатируется в аварийном режиме, или работа теплообменного аппарата 50 для повторного сжижения газа прекращается в связи с аварией, поломкой или неисправностью.The method according to the present invention may further include the step of burning excess gas, in which the stripping natural gas in excess of the amount of gas required for the DFDE engine 3 of the propulsion system is burned if the heat exchanger 50 for re-liquefaction of gas is operating in emergency mode, or the operation of the heat exchanger 50 for re-liquefaction of gas is terminated due to an accident, breakdown or malfunction.

Эффекты изобретенияEffects of the invention

Согласно настоящему изобретению с описанной выше принципиальной схемой устройство для обработки отпарного газа для подачи в DFDE-двигатель гребной установки объединяется с системой повторного сжижения для повторного сжижения избыточного отпарного газа, который не используется для работы танкера СПГ с электрической гребной установкой, и, следовательно, потери отпарного природного газа сводятся к минимуму, улучшая при этом экономические показатели и эффективность.According to the present invention, with the above-described schematic diagram, a stripping gas treatment device for supplying a propulsion system to the propeller DFDE engine is combined with a re-liquefaction system for re-liquefying excess stripping gas, which is not used to operate an LNG tanker with an electric propulsion system, and therefore loss Stripping natural gas is minimized, while improving economic performance and efficiency.

Кроме того, поскольку отпарной природный газ по мере последовательного прохождения через охладитель отпарного газа, газовый компрессор и охладитель газа, подаваемого в двигатель, сжимается до высокого давления, при котором облегчается повторное сжижение, и одновременно обладает давлением и температурой, подходящими для применения в DFDE-двигателе гребной установки, можно эксплуатировать DFDE-двигатель гребной установки и обеспечивать высокую эффективность повторного сжижения без дополнительного применения дорогостоящего компрессора, обеспечивающего только работу DFDE-двигателя гребной установки.In addition, since the stripping natural gas as it passes successively through the stripping gas cooler, the gas compressor and the cooler of the gas supplied to the engine are compressed to a high pressure, which facilitates re-liquefaction, and at the same time has a pressure and temperature suitable for use in DFDE- the propeller engine, it is possible to operate the DFDE engine of the propulsion system and provide high efficiency of re-liquefaction without the use of an expensive compressor, bespechivaet only work DFDE-engine propulsion.

Кроме того, с помощью измерителя расхода газа можно определять, соответствует ли подаваемое количество газа нагрузке, приложенной к DFDE-двигателю гребной установки, или существует ли различие между количеством газа, подаваемым в DFDE-двигатель гребной установки в данный момент, и количеством газа, необходимым для DFDE-двигателя гребной установки, и с помощью клапана распределения нагрузки можно осуществлять устойчивый процесс регулирования количества газа, подаваемого в DFDE-двигатель гребной установки или в теплообменный аппарат для повторного сжижения газа, легко обеспечивая при этом автоматическую работу системы.In addition, using a gas flow meter, it is possible to determine whether the supplied amount of gas corresponds to the load applied to the propeller DFDE engine, or whether there is a difference between the amount of gas currently supplied to the DFDE propeller engine and the amount of gas required for the DFDE engine of the propulsion system, and with the help of the load balancing valve, it is possible to carry out a stable process of regulating the amount of gas supplied to the DFDE engine of the propulsion system or in the heat exchanger th liquefaction easily while ensuring automatic operation system.

Кроме того, поскольку на пути подачи отпарного природного газа, проходящего через охладитель подаваемого в двигатель газа к DFDE-двигателю гребной установки, применяют камеру для сжигания газа, можно сжигать отпарной природный газ, превышающий количество газа, необходимого для DFDE-двигателя гребной установки, путем эксплуатации камеры сжигания газа в том случае, если теплообменный аппарат для повторного сжижения газа эксплуатируется в аварийном режиме, или работа теплообменного аппарата для повторного сжижения газа прекращается в связи с аварией, поломкой или неисправностью, улучшая при этом стабильность работы.In addition, since a gas combustion chamber is used in the supply path of the stripping natural gas passing through the cooler of the gas supplied to the engine to the DFDE engine of the propulsion system, it is possible to burn the stripping natural gas in excess of the amount of gas required for the DFDE engine of the propulsion system, by operation of the gas combustion chamber in the event that the heat exchanger for re-liquefying gas is operated in emergency mode, or the operation of the heat exchanger for re-liquefying gas is interrupted due to accident, breakage or malfunction, while improving stability.

Дополнительно, путем применения охладителя отпарного газа и клапана-регулятора температуры можно эффективно охлаждать отпарной природный газ до заданного интервала температур, подходящего для работы газового компрессора, независимо от температуры отпарного природного газа в грузовом танке танкера СПГ и подачи охлажденного газа в газовый компрессор, и, следовательно, можно решать проблемы, которые возникают, когда при низком уровне жидкого СПГ в грузовом танке танкера СПГ сжатие и подача отпарного природного газа осуществляются неэффективно, и к компрессору прикладывается избыточная нагрузка из-за образования аэрозольной смеси СПГ.Additionally, by using a stripping gas cooler and a temperature control valve, it is possible to efficiently cool the stripping natural gas to a predetermined temperature range suitable for the operation of the gas compressor, regardless of the temperature of the stripping natural gas in the cargo tank of the LNG tanker and the supply of chilled gas to the gas compressor, and, therefore, it is possible to solve the problems that arise when, at a low level of liquid LNG in the cargo tank of an LNG tanker, the compression and supply of stripped natural gas are ineffective Optionally, an excess load is applied to the compressor due to the formation of an LNG aerosol mixture.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

На фиг.1 представлена схематическая диаграмма, показывающая устройство для обработки отпарного газа на танкере СПГ с электрической гребной установкой, обладающее функцией повторного сжижения, в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения.1 is a schematic diagram showing an apparatus for treating stripping gas on an LNG tanker with an electric propulsion system having a re-liquefaction function in accordance with a first embodiment of the present invention.

На фиг.2 представлена принципиальная схема, иллюстрирующая способ обработки отпарного газа на танкере СПГ с электрической гребной установкой, включающий в себя функцию повторного сжижения газа, в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения.2 is a schematic diagram illustrating a method for treating stripping gas on an LNG tanker with an electric propulsion system, including a gas re-liquefaction function, in accordance with a first embodiment of the present invention.

Способ осуществления изобретенияThe method of carrying out the invention

Ниже со ссылкой на сопровождающие чертежи будет описано устройство и способ обработки отпарного газа на танкере СПГ с электрической гребной установкой, имеющем функцию повторного сжижения газа, в соответствии с предпочтительными вариантами осуществления настоящего изобретения.Below, with reference to the accompanying drawings, an apparatus and method for treating stripping gas on an LNG tanker with an electric propulsion system having a gas re-liquefaction function in accordance with preferred embodiments of the present invention will be described.

На фиг.1 представлена схематическая диаграмма, показывающая устройство для обработки отпарного газа на танкере СПГ с электрической гребной установкой, имеющем функцию повторного сжижения газа, в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения; и на фиг.2 представлена принципиальная схема, показывающая способ обработки отпарного газа на танкере СПГ с электрической гребной установкой, имеющем функцию повторного сжижения, в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения.1 is a schematic diagram showing an apparatus for treating stripping gas on an LNG tanker with an electric propulsion system having a gas re-liquefaction function in accordance with a first embodiment of the present invention; and FIG. 2 is a schematic diagram showing a method of treating stripping gas on an LNG tanker with an electric propulsion system having a re-liquefaction function in accordance with a first embodiment of the present invention.

Устройство для обработки отпарного газа на танкере СПГ с электрической гребной установкой согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения, обладающее функцией повторного сжижения газа, может энергетически эффективно управлять отпарным природным газом, образующимся в грузовом танке танкера СПГ, в качестве источника энергии для осуществления движения судна и дополнительно минимизировать потери избыточного газа, который не используется для гребной установки. Как показано на фиг.1, устройство для обработки отпарного газа обычно содержит охладитель 10 отпарного газа, газовый компрессор 20, охладитель 30 газа, подаваемого в двигатель, и теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа.A device for processing off-gas on an LNG tanker with an electric rowing machine according to the first embodiment of the present invention, having a gas liquefaction function, can energy-efficiently control the off-gas natural gas generated in the cargo tank of the LNG tanker as an energy source for the vessel to move and minimize losses of excess gas that is not used for rowing. As shown in FIG. 1, a stripping gas treatment device typically comprises a stripping gas cooler 10, a gas compressor 20, a gas cooler 30 supplied to the engine, and a heat exchanger 50 for re-liquefying the gas.

Охладитель 10 отпарного газа принимает отпарной природный газ, образующийся в грузовом танке танкера СПГ (не показан), и сначала охлаждает газ путем теплообмена с хладагентом; и газовый компрессор 20 принимает отпарной природный газ, охлажденный в охладителе 10 отпарного газа, и сжимает газ до давления (например, от 4 до 7 бар), подходящего для применения в двухтопливном дизель-электрическом (DFDE) двигателе 3 гребной установки.The stripping gas cooler 10 receives the stripping natural gas generated in the cargo tank of the LNG tanker (not shown), and first cools the gas by heat exchange with a refrigerant; and the gas compressor 20 receives the stripping natural gas cooled in the stripping gas cooler 10 and compresses the gas to a pressure (e.g., 4 to 7 bar) suitable for use in a dual-fuel diesel-electric (DFDE) propulsion engine 3.

Когда в нижней части охладителя 10 отпарного газа при открытии образуется выпускное отверстие (не показано) для СПГ, отпарной природный газ частично сжижается путем теплообмена с хладагентом, и сжиженный СПГ естественным образом или самотеком течет по пути отпарного газа в охладитель отпарного газа 10 и собирается в нижней части емкости для хранения. В результате собранный при этом сжиженный СПГ, отделенный от отпарного природного газа, через выпускное отверстие для СПГ можно подавать в грузовой (графитовый) танк танкера СПГ.When an LNG outlet (not shown) is formed at the bottom of the stripping gas cooler 10 when opened, the stripped natural gas is partially liquefied by heat exchange with the refrigerant, and the liquefied LNG flows naturally or by gravity along the stripping gas path to the stripping gas cooler 10 and is collected in bottom of the storage tank. As a result, the liquefied LNG collected therefrom, separated from the stripping natural gas, can be fed through the LNG outlet to the cargo (graphite) tank of the LNG tanker.

Охладитель 30 газа, подаваемого в двигатель, охлаждает отпарной природный газ, нагреваемый (например, приблизительно от -140°C до интервала 70-80°C) по мере прохождения через газовый компрессор 20, до температуры (например, от интервала 70-80°C до интервала 10-50°C), подходящей для применения в DFDE-двигателе 3 гребной установки, и подает охлажденный газ в DFDE-двигатель 3 гребной установки. Теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа принимает избыточный отпарной природный газ, который не используется в DFDE-двигателе 3 гребной установки, после охладителя 30 газа, подаваемого в двигатель, и после охлаждения и повторного сжижения путем теплообмена с хладагентом подает газ в грузовой танк танкера СПГ.The gas cooler 30 supplied to the engine cools the natural gas that is heated (for example, from about -140 ° C to an interval of 70-80 ° C) as it passes through the gas compressor 20, to a temperature (for example, from an interval of 70-80 ° C to an interval of 10-50 ° C), suitable for use in the DFDE engine 3 of the propulsion unit, and delivers the cooled gas to the DFDE engine 3 of the propulsion unit. The heat exchanger 50 for re-liquefying gas receives excess stripping natural gas, which is not used in the DFDE engine 3 of the propulsion system, after the gas cooler 30 supplied to the engine, and after cooling and re-liquefaction by heat exchange with a refrigerant, supplies gas to the cargo tank of the LNG tanker .

По мере последовательного прохождения через охладитель 10 отпарного газа, газовый компрессор 20 и охладитель 30 газа, подаваемого в двигатель, отпарной природный газ сжимается до высокого давления, при котором облегчается повторное сжижение, и одновременно имеет давление и температуру, подходящие для применения в DFDE-двигателе 3 гребной установки. Следовательно, можно эксплуатировать DFDE-двигатель 3 гребной установки и обеспечивать высокую эффективность повторного сжижения без дополнительного применения дорогостоящего компрессора, обеспечивающего только работу DFDE-двигателя 3 гребной установки.As sequentially passing through the stripping gas cooler 10, the gas compressor 20 and the gas cooler 30 supplied to the engine, the stripping natural gas is compressed to a high pressure, which facilitates re-liquefaction, and at the same time has a pressure and temperature suitable for use in a DFDE engine 3 rowing machines. Therefore, it is possible to operate the DFDE engine 3 of the propeller unit and provide high efficiency of re-liquefaction without the addition of the use of an expensive compressor providing only the operation of the DFDE engine 3 of the propeller unit.

Для того чтобы регулировать количество газа, подаваемого в DFDE-двигатель 3 гребной установки, устройство для обработки отпарного газа предпочтительно может содержать прибор 41 учета расхода газа, который измеряет количество отпарного природного газа, подаваемого в DFDE-двигатель 3 гребной установки, и клапан 42 распределения нагрузки, который регулирует интенсивность подачи отпарного природного газа, текущего в теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа, исходя из количества газа, необходимого для DFDE-двигателя 3 гребной установки, в соответствии с изменением нагрузки во время рейса судна и количеством газа, измеряемым с помощью измерителя 41 расхода газа.In order to control the amount of gas supplied to the propeller DFDE engine 3, the stripping gas treatment device may preferably comprise a gas meter 41 that measures the amount of natural gas stripped to the propeller DFDE 3 and a distribution valve 42 load, which regulates the intensity of the supply of stripping natural gas flowing into the heat exchanger 50 for re-liquefaction of gas, based on the amount of gas required for the DFDE engine 3 of the propulsion system, in accordance with the change in load during the voyage of the vessel and the amount of gas measured using the meter 41 gas flow.

С помощью измерителя 41 расхода газа можно определить, подходит ли подаваемое количество газа для приложенной к DFDE-двигателю 3 гребной установки нагрузки или в данный момент существует различие между количеством газа, подаваемым в DFDE-двигатель 3 гребной установки, и количеством газа, необходимым для DFDE-двигателя 3 гребной установки, и с помощью клапана 42 распределения нагрузки можно стабильно регулировать количество газа, подаваемого в DFDE-двигатель 3 гребной установки или в теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа, легко обеспечивая при этом автоматическую работу системы.Using the gas flow meter 41, it is possible to determine whether the supplied amount of gas is suitable for the load applied to the DFDE engine 3 of the propeller installation or is there currently a difference between the amount of gas supplied to the DFDE engine 3 of the propeller installation and the amount of gas required for the DFDE -engine 3 of the propulsion system, and using the load distribution valve 42, it is possible to stably regulate the amount of gas supplied to the DFDE engine 3 of the propulsion system or heat exchanger 50 for re-liquefying the gas, easily while realizing the automatic operation of the system.

Хладагент, применяемый в охладителе 10 отпарного газа и теплообменном аппарате 50 для повторного сжижения газа, предпочтительно представляет собой N2, точка замерзания которого (-196°C) ниже точки замерзания СПГ (от -150 до -160°C), и который не является взрывоопасным. Кроме того, для подачи хладагента к охладителю 10 отпарного газа и теплообменному аппарату 50 для повторного сжижения газа предпочтительно применяется установка для сжижения, содержащая компандер 61 хладагента, охладитель 62 хладагента, буферный резервуар 63 для хладагента, первый-третий подводящие трубопроводы 64a, 64b и 64c для хладагента и клапан-регулятор температуры 65.The refrigerant used in the stripping gas cooler 10 and heat exchanger 50 for re-liquefying the gas is preferably N 2 , the freezing point of which (-196 ° C) is lower than the freezing point of LNG (-150 to -160 ° C), and which does not is explosive. In addition, a liquefaction apparatus comprising a refrigerant compander 61, a refrigerant cooler 62, a refrigerant buffer tank 63, a first through third supply lines 64a, 64b and 64c is preferably used to supply refrigerant to the stripping gas cooler 10 and the heat exchanger 50 for re-liquefying the gas. for refrigerant and temperature control valve 65.

Компандер 61 хладагента содержит множество компрессоров 61a хладагента, выполненных с возможностью многоступенчатого сжатия газообразного хладагента (например, от интервала 4-10 бар до интервала 40-60 бар), и детандер 61b хладагента для расширения хладагента (например, уменьшая давление от интервала 40-60 бар до интервала 4-6 бар), сжимаемого и нагреваемого по мере прохождения через компрессоры 61a хладагента, чтобы быть охлажденным до температуры (например, приблизительно от -20°C до интервала от -150 до -160°C) ниже, чем точка замерзания СПГ. Кроме того, предпочтительно увеличивать и уменьшать интенсивность подачи или скорость потока хладагента пропорционально интенсивности подачи газа, проходящего через клапан (газораспределительный клапан) распределения нагрузки 42, то есть интенсивность подачи отпарного природного газа, проходящего через теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа.The refrigerant compander 61 comprises a plurality of refrigerant compressors 61a configured to multi-stage compress the gaseous refrigerant (for example, from a range of 4-10 bar to a range of 40-60 bar), and a refrigerant expander 61b for expanding the refrigerant (e.g., reducing pressure from a range of 40-60 bar to an interval of 4-6 bar), compressed and heated as it passes through the refrigerant compressors 61a, to be cooled to a temperature (e.g., from about -20 ° C to about -150 to -160 ° C) lower than the freezing point LNG In addition, it is preferable to increase and decrease the flow rate or the flow rate of the refrigerant in proportion to the flow rate of the gas passing through the load distribution valve (gas distribution valve) 42, i.e., the flow rate of the stripped natural gas passing through the heat exchanger 50 for re-liquefying the gas.

Охладитель 62 хладагента размещен среди множества компрессоров 61a хладагента, чтобы охлаждать хладагент, текущий в компрессоры 61a хладагента или из них, для повышения индикаторного коэффициента полезного действия компрессора 61a хладагента, а также размещен между компрессором 61a хладагента и детандером 61b хладагента для повышения эффективности охлаждения детандера 61b хладагента.Refrigerant chiller 62 is placed among a plurality of refrigerant compressors 61a to cool the refrigerant flowing to or from the refrigerant compressors 61a to increase the indicator efficiency of the refrigerant compressor 61a, and is also located between the refrigerant compressor 61a and the refrigerant expander 61b to increase the cooling efficiency of the expander 61b refrigerant.

Буферный резервуар 63 для хладагента соединяется с блоком подачи хладагента (не показан) для выборочного приема хладагента и содержит емкость для хранения, предназначенную для хранения в ней большого количества газообразного хладагента, и газоотвод (не показан) для того, чтобы восполнять потерю хладагента во время переноса и теплообмена, чтобы компенсировать (гидродинамический) удар в результате изменения давления или пропускной способности подводящего трубопровода для хладагента и чтобы уменьшать избыточное давление.The refrigerant buffer tank 63 is connected to a refrigerant supply unit (not shown) for selectively receiving refrigerant and contains a storage container for storing a large amount of gaseous refrigerant therein, and a gas outlet (not shown) in order to make up for the loss of refrigerant during transfer and heat transfer to compensate for the (hydrodynamic) shock resulting from a change in pressure or throughput of the refrigerant supply pipe and to reduce overpressure.

Первый подводящий трубопровод 64a для хладагента обеспечивает путь потока для подачи хладагента (например, при температуре от -150 до -160° C и давлении от 4 до 6 бар), проходящего через компандер 61 хладагента в теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа, и подачу хладагента, нагреваемого по мере прохождения через теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа, в буферный резервуар 63 для хладагента.The first refrigerant supply line 64a provides a flow path for supplying refrigerant (e.g., at a temperature of -150 to -160 ° C and a pressure of 4 to 6 bar) passing through the refrigerant compander 61 to a heat exchanger 50 for re-liquefying the gas, and supplying refrigerant, heated as it passes through the heat exchanger 50 for re-liquefaction of gas, in the buffer tank 63 for the refrigerant.

Второй подводящий трубопровод 64b для хладагента обеспечивает путь потока для подачи хладагента (например, при температуре от -150 до -160°C и давлении от 4 до 6 бар), проходящего через компандер 61 хладагента к охладителю 10 отпарного газа, и подачу хладагента, нагреваемого по мере прохождения через охладитель 10 отпарного газа, в буферный резервуар 63 для хладагента.The second refrigerant supply line 64b provides a flow path for supplying refrigerant (e.g., at a temperature of from -150 to -160 ° C and a pressure of 4 to 6 bar) passing through the refrigerant compander 61 to the stripping gas cooler 10, and supplying the refrigerant heated as it passes through the cooler 10 of the stripping gas, into the buffer tank 63 for the refrigerant.

Когда клапан-регулятор температуры 65 для регулирования интенсивности подачи хладагента, проходящего через второй подводящий трубопровод 64b для хладагента, пропорционально температуре и интенсивности подачи отпарного природного газа, проходящего через охладитель 10 отпарного газа, устанавливается на второй подводящий трубопровод 64b для хладагента, можно поддерживать постоянную холодопроизводительность охладителя 10 отпарного газа.When the temperature control valve 65 for controlling the flow rate of the refrigerant passing through the second refrigerant supply pipe 64b in proportion to the temperature and the flow rate of the natural gas passing through the steam cooler 10 is installed on the second refrigerant supply pipe 64b, it is possible to maintain a constant cooling capacity gas cooler 10.

Когда в грузовом танке танкера СПГ содержится относительно небольшое количество СПГ (например, во время рейса без груза по сравнению с рейсом с полным грузом, когда грузовой танк танкера СПГ полностью загружен СПГ), отпарной природный газ локализуется в верхней части грузового танка танкера СПГ и, очевидно, находится на расстоянии далеко от жидкофазного СПГ, присутствующего в нижней части грузового танка танкера СПГ, и температура отпарного природного газа при этом относительно повышается.When a relatively small amount of LNG is contained in the cargo tank of the LNG tanker (for example, during a no-load flight compared to a full-load flight when the cargo tank of the LNG tanker is fully loaded with LNG), the stripped natural gas is located at the top of the cargo tank of the LNG tanker, and, obviously, it is located far away from the liquid phase LNG present in the lower part of the cargo tank of the LNG tanker, and the temperature of the stripped natural gas is relatively increased.

То есть, когда температура отпарного природного газа относительно повышается, индикаторный коэффициент полезного действия компрессора, установленного снаружи грузового танка танкера СПГ для сжатия отпарного природного газа, уменьшается. Следовательно, существующий танкер СПГ с электрической гребной установкой оборудуют устройством для предварительного охлаждения для образования аэрозоля жидкофазного или низкотемпературного СПГ в грузовом танке танкера СПГ и отдельным насосом для подачи СПГ для образования аэрозоля.That is, when the temperature of the stripping natural gas is relatively increased, the indicator efficiency of the compressor installed outside the cargo tank of the LNG tanker to compress the stripping natural gas decreases. Consequently, an existing LNG tanker with an electric propulsion system is equipped with a pre-cooling device for aerosol formation of a liquid-phase or low-temperature LNG in a cargo tank of an LNG tanker and a separate pump for supplying LNG for aerosol formation.

В частности, в существующем танкере СПГ с электрической гребной установкой при низком уровне жидкого СПГ в грузовом танке танкера СПГ необходимо эксплуатировать устройство для предварительного охлаждения и насос. Однако, когда в связи с движением судна усиливается движение СПГ в грузовом танке танкера СПГ, забор и подача СПГ происходят неэффективно, при этом работа устройства для предварительного охлаждения и насоса становится нестабильной. В результате необходимо обеспечивать отдельную систему для стабильного отсасывания СПГ с низким уровнем жидкости. В противном случае работа устройства для предварительного охлаждения или насоса должна быть прекращена или должна быть прервана подача отпарного природного газа в DFDE-двигатель 3 гребной установки.In particular, in an existing LNG tanker with an electric propulsion system with a low level of liquid LNG in the cargo tank of the LNG tanker, it is necessary to operate a pre-cooling device and a pump. However, when the movement of LNG in the cargo tank of the LNG tanker is increased due to the movement of the vessel, the intake and supply of LNG is inefficient, while the operation of the pre-cooling device and pump becomes unstable. As a result, it is necessary to provide a separate system for the stable suction of low-liquid LNG. Otherwise, the operation of the pre-cooling device or pump must be interrupted or the supply of stripped natural gas to the DFDE engine 3 of the propulsion system must be interrupted.

В настоящем изобретении благодаря применению охладителя отпарного газа 10 и клапана-регулятора температуры 65 можно эффективно охлаждать отпарной природный газ до заданного интервала температур, подходящего для работы газового компрессора 20, независимо от температуры отпарного природного газа в грузовом танке танкера СПГ и подачи охлажденного газа в газовый компрессор 20, и, следовательно, можно решить проблемы, которые возникают, когда уровень жидкого СПГ в грузовом танке танкера СПГ является низким, сжатие и подача отпарного природного газа осуществляются неэффективно, и к компрессору прикладывается избыточная нагрузка из-за образования аэрозольной смеси СПГ.In the present invention, by using a stripping gas cooler 10 and a temperature control valve 65, it is possible to efficiently cool the stripping natural gas to a predetermined temperature range suitable for the operation of the gas compressor 20, regardless of the temperature of the stripping natural gas in the cargo tank of the LNG tanker and the supply of chilled gas to the gas compressor 20, and therefore it is possible to solve the problems that arise when the level of liquid LNG in the cargo tank of the LNG tanker is low, the compression and supply of natural gas are ineffective, and the compressor applied excessive load due to the formation of aerosol LNG mixture.

Третий подводящий трубопровод 64c для хладагента подает хладагент, проходящий через множество компрессоров 61a хладагента, в теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа. Кроме того, третий подводящий трубопровод 64c для хладагента охлаждает хладагент, нагреваемый по мере прохождения через теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения, путем теплообмена с хладагентом, проходящим через первый подводящий трубопровод 64a для хладагента (например, от 40°C до 120°C), без применения отдельного охлаждающего теплообменного аппарата, и подает охлажденный хладагент в детандер 61b для хладагента.The third refrigerant supply line 64c supplies refrigerant passing through the plurality of refrigerant compressors 61a to the heat exchanger 50 for re-liquefying the gas. In addition, the third refrigerant supply pipe 64c cools the refrigerant heated as it passes through the re-liquefaction heat exchanger 50 by heat exchange with the refrigerant passing through the first refrigerant supply pipe 64a (e.g., from 40 ° C to 120 ° C), without using a separate cooling heat exchanger, and supplies the cooled refrigerant to the refrigerant expander 61b.

Предпочтительно охладитель 30 газа, подаваемого в двигатель, может представлять собой охладитель на основе пресной воды, который осуществляет теплообмен с помощью пресной воды, обладающей незначительным риском коррозии, в качестве хладагента, и каждый охладитель 62 хладагента может представлять собой охладитель на основе морской воды, который осуществляет теплообмен с помощью морской воды, которую можно получать в больших количествах, в качестве хладагента.Preferably, the gas cooler 30 supplied to the engine may be a fresh water cooler that exchanges heat using fresh water with little risk of corrosion as a refrigerant, and each refrigerant cooler 62 may be a sea water cooler, which carries out heat exchange with the help of sea water, which can be obtained in large quantities, as a refrigerant.

Когда на трубопроводе для подачи СПГ, повторно сжиженного в теплообменном аппарате 50 для повторного сжижения газа, в грузовой танк танкера СПГ устанавливается сепаратор 70 отпарного газа и СПГ, содержащий емкость для одновременного хранения повторно сжиженного жидкофазного СПГ и газа или N2, отделенного от повторно сжиженного СПГ, и газоотвод (не показан) для выхода газа, присутствующего в емкости для хранения, в грузовой танк танкера СПГ можно подавать только повторно сжиженный СПГ, от которого отделен газ или N2.When a stripper gas and LNG separator 70 is installed in the pipeline for supplying LNG re-liquefied in a heat exchanger 50 for re-liquefying gas, a stripper gas and LNG separator 70 containing a container for simultaneously storing re-liquefied liquid phase LNG and gas or N 2 separated from the re-liquefied gas is introduced into the cargo tank of the LNG tanker LNG, and a gas outlet (not shown) for the release of gas present in the storage tank, only re-liquefied LNG, from which gas or N 2 is separated, can be supplied to the cargo tank of the LNG tanker.

Кроме того, когда на трубопроводе для подачи СПГ, повторно сжиженного в теплообменном аппарате 50 для повторного сжижения газа, в грузовой танк танкера СПГ устанавливается нагнетательный насос 80 для СПГ, повторно сжиженный СПГ можно принудительно подавать в грузовой танк танкера СПГ путем эксплуатации нагнетательного насоса 80 для СПГ в том случае, если СПГ, повторно сжиженный в теплообменном аппарате 50 для повторного сжижения газа, не подается естественным образом или самотеком в грузовой танк танкера СПГ или в случае потери напора в трубопроводе.In addition, when an LNG pump 80 is installed in the LNG tanker’s cargo pipe for re-liquefying in the heat exchanger 50 for re-liquefying the gas, an LNG pump 80 is installed in the LNG tanker’s tank, liquefied LNG can be forced into the LNG tanker’s cargo tank by operating the LNG pump 80 LNG in the event that LNG re-liquefied in a heat exchanger 50 for re-liquefying gas is not supplied naturally or by gravity to the cargo tank of the LNG tanker or in case of pressure loss in the pipes the harbor.

Чтобы гарантировать стабильность обработки избыточного газа, обычно обеспечивают пару систем для повторного сжижения газа, обладающих одинаковой функцией. Однако, когда наряду с теплообменным аппаратом 50 для повторного сжижения газа на пути подачи отпарного природного газа, проходящего через охладитель 30 подаваемого в двигатель газа к DFDE-двигателю 3 гребной установки, применяется камера 90 для сжигания газа, можно сжигать отпарной природный газ, превышающий количество газа, необходимое для DFDE-двигателя 3 гребной установки, путем эксплуатации камеры 90 для сжигания газа в том случае, если теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа эксплуатируется в аварийном режиме, или работа теплообменного аппарата 50 для повторного сжижения газа прекращается в связи с аварией, поломкой или неисправностью, при этом стабильность работы системы повышается.In order to guarantee the stability of the processing of excess gas, a pair of systems for re-liquefying gas having the same function is usually provided. However, when along with the heat exchanger 50 for re-liquefying the gas in the supply path of the stripping natural gas passing through the cooler 30 supplied to the engine gas to the DFDE engine 3 of the propulsion system, a gas burning chamber 90 is used, it is possible to burn the stripped natural gas in excess of gas required for the DFDE engine 3 of the propulsion system, by operating the chamber 90 for burning gas in the event that the heat exchanger 50 for re-liquefaction of gas is operated in emergency mode, or BMENA apparatus 50 for re-liquefaction of gas ceases in connection with the accident, breakage or malfunction, the stability of the system increases.

Согласно настоящему изобретению можно повторно сжижать избыточный газ, который не используется для гребной установки судна, и возвращать повторно сжиженный газ в грузовой танк танкера СПГ для хранения в нем независимо от того, движется ли танкер СПГ с электрической гребной установкой с заданной экономической скоростью. Однако предпочтительно обеспечивать устройство отображения ситуации во время рейса (не показано) для генерации сигнала, позволяющего рулевому судна визуально или на слух убеждаться, движется ли танкер СПГ с электрической гребной установкой с заданной экономической скоростью, такой, при которой судно может двигаться в оптимальном состоянии.According to the present invention, it is possible to re-liquefy excess gas that is not used for rowing the ship, and to return the re-liquefied gas to the cargo tank of the LNG tanker for storage therein regardless of whether the LNG tanker is moving with an electric rowing machine at a given economic speed. However, it is preferable to provide a situation display device during the voyage (not shown) for generating a signal allowing the steering vessel to visually or by ear to verify whether the LNG tanker is moving with an electric propulsion system at a given economic speed, such that the vessel can move in optimal condition.

Как показано на фиг.2, способ обработки отпарного газа на танкере СПГ с электрической гребной установкой, включающий в себя функцию повторного сжижения газа, согласно второму варианту осуществления настоящего изобретения, в котором применяется описанное выше устройство для обработки отпарного газа, обычно включает в себя стадию предварительной обработки отпарного газа, стадию сжатия, стадию охлаждения отпарного газа и стадию повторного сжижения избыточного газа.As shown in FIG. 2, a method for treating off-gas on an LNG tanker with an electric propulsion system including a gas re-liquefaction function according to a second embodiment of the present invention, which applies the above-described off-gas treatment apparatus, typically includes a step pretreatment of the stripping gas, the compression stage, the cooling stage of the stripping gas and the stage of re-liquefaction of excess gas.

На стадии предварительной обработки отпарного газа отпарной природный газ (N-BOG), образующийся в грузовом танке танкера СПГ, сначала охлаждается с применением охладителя 10 отпарного газа. На стадии сжатия отпарного газа отпарной природный газ, охлажденный на стадии предварительной обработки отпарного газа, сжимается до давления, подходящего для применения в DFDE-двигателе 3 гребной установки.At the stage of pretreatment of the stripping gas, stripping natural gas (N-BOG) generated in the cargo tank of the LNG tanker is first cooled using a stripping gas cooler 10. At the stage of compression of the stripping gas, the stripping natural gas, cooled at the stage of pretreatment of the stripping gas, is compressed to a pressure suitable for use in the DFDE engine 3 of the propulsion system.

На стадии охлаждения отпарного газа отпарной природный газ, нагретый на стадии сжатия отпарного газа, повторно охлаждается до температуры, подходящей для применения в DFDE-двигателе 3 гребной установки, с применением охладителя 30 подаваемого в двигатель газа и подается в DFDE-двигатель 3 гребной установки. На стадии повторного сжижения избыточного газа избыточный природный отпарной газ, который не использовался в DFDE-двигателе 3 гребной установки, охлаждается и повторно сжижается с помощью теплообменного аппарата 50 для повторного сжижения газа и подается в грузовой танк танкера СПГ.In the off-gas cooling step, the off-gas natural gas heated in the off-gas compression step is re-cooled to a temperature suitable for use in the DFDE engine 3 of the propulsion system using a gas cooler 30 supplied to the engine and supplied to the DFDE engine 3 of the propeller engine. At the stage of re-liquefaction of excess gas, excess natural stripping gas, which was not used in the DFDE engine 3 of the propulsion unit, is cooled and re-liquefied using a heat exchanger 50 for re-liquefying gas and fed to the cargo tank of the LNG tanker.

В том случае, если теплообменный аппарат 50 для повторного сжижения газа эксплуатируется в аварийном режиме или работа теплообменного аппарата 50 для повторного сжижения газа прекращается в связи с аварией, поломкой или неисправностью, осуществляется стадия сжигания избыточного газа, такая, на которой отпарной природный газ, превышающий количество газа, необходимого для DFDE-двигателя 3 гребной установки, сжигается в камере 90 для сжигания газа, гарантируя при этом надежность работы (системы).In the event that the heat exchanger 50 for re-liquefying gas is operating in emergency mode or the operation of the heat exchanger 50 for re-liquefying gas is interrupted due to an accident, breakdown or malfunction, a stage for burning excess gas is carried out, such that the stripping natural gas exceeding the amount of gas required for the DFDE engine 3 of the propulsion system is burned in the chamber 90 for burning gas, while guaranteeing the reliability of the system.

Несмотря на то, что были проиллюстрированы и описаны предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения, специалисту в данной области техники будет понятно, что, не выходя за пределы изобретения, в его более широких аспектах могут быть осуществлены изменения и другие модификации. Различные признаки настоящего изобретения изложены в следующей формуле изобретения.Although preferred embodiments of the present invention have been illustrated and described, one skilled in the art will recognize that, without departing from the scope of the invention, changes and other modifications may be made in its broader aspects. Various features of the present invention are set forth in the following claims.

Перечень ссылочных позицийList of Reference Items

3: DFDE-двигатель гребной установки3: DFDE propeller engine

10: охладитель отпарного газа10: flash gas cooler

20: газовый компрессор20: gas compressor

30: охладитель газа, подаваемого в двигатель30: engine gas cooler

41: прибор учета (измеритель) расхода газа41: metering device (meter) gas flow

42: клапан распределения нагрузки42: load balancing valve

50: теплообменный аппарат для повторного сжижения газа50: gas liquefaction heat exchanger

61: компандер хладагента61: refrigerant compander

61a: компрессор хладагента61a: refrigerant compressor

61b: детандер хладагента61b: refrigerant expander

62: охладитель хладагента62: refrigerant cooler

63: буферный резервуар для хладагента63: refrigerant buffer tank

64a: первый подводящий трубопровод для хладагента64a: first refrigerant supply pipe

64b: второй подводящий трубопровод для хладагента64b: second refrigerant supply pipe

64c: третий подводящий трубопровод для хладагента64c: third refrigerant supply pipe

65: клапан-регулятор температуры65: temperature control valve

70: сепаратор отпарного газа и СПГ70: stripper gas separator and LNG

80: нагнетательный насос СПГ80: LNG charge pump

90: камера сжигания газа.90: gas combustion chamber.

Claims (19)

1. Устройство для обработки отпарного газа на танкере для перевозки сжиженного природного газа с электрической гребной установкой, имеющем функцию повторного сжижения, содержащее: охладитель (10) отпарного газа, который принимает отпарной природный газ, образующийся в грузовом танке танкера для перевозки сжиженного природного газа, и охлаждает газ путем теплообмена с хладагентом; газовый компрессор (20), который принимает охлажденный отпарной природный газ из охладителя (10) отпарного газа и сжимает газ до давления, подходящего для применения в двухтопливном дизель-электрическом двигателе (3) гребной установки; охладитель (30) подаваемого в двигатель газа, который охлаждает отпарной природный газ, нагреваемый по мере прохождения через газовый компрессор (20), до температуры, подходящей для применения в двухтопливном дизель-электрическом двигателе (3) гребной установки, и подает охлажденный газ в двухтопливный дизель-электрический двигатель (3) гребной установки; и теплообменный аппарат (50) для повторного сжижения, который принимает избыточный отпарной природный газ, который не используется в двухтопливном дизель-электрическом двигателе (3) гребной установки, после охладителя (30) газа, подаваемого в двигатель, и после охлаждения и повторного сжижения путем теплообмена с хладагентом подает газ в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа.1. A device for treating stripping gas on a tanker for transporting liquefied natural gas with an electric rowing unit having a re-liquefaction function, comprising: a stripping gas cooler (10) that receives stripping natural gas generated in a cargo tank of a tanker for transporting liquefied natural gas, and cools the gas by heat exchange with a refrigerant; a gas compressor (20) that receives the cooled natural gas from the steam gas cooler (10) and compresses the gas to a pressure suitable for use in a dual-fuel diesel-electric engine (3) of the propeller; a cooler (30) for the gas supplied to the engine, which cools the stripped natural gas, heated as it passes through the gas compressor (20), to a temperature suitable for use in a dual-fuel diesel-electric engine (3) of the propeller unit, and supplies the cooled gas to the dual-fuel diesel-electric engine (3) propeller; and a heat exchanger (50) for re-liquefaction, which receives excess stripping natural gas, which is not used in a dual-fuel diesel-electric engine (3) of the propulsion system, after the cooler (30) of the gas supplied to the engine, and after cooling and re-liquefaction by heat exchange with the refrigerant delivers gas to the cargo tank of the tanker to transport liquefied natural gas. 2. Устройство по п.1, дополнительно содержащее: компандер (61) хладагента, включающий в себя множество компрессоров (61a) хладагента, которые выполнены с возможностью осуществления многоступенчатого сжатия газообразного хладагента, и детандер (61b) хладагента для расширения хладагента, сжимаемого и нагреваемого по мере прохождения через компрессоры (61a) хладагента, чтобы охладить хладагент до более низкой температуры, чем точка замерзания сжиженного природного газа; и охладитель (62) хладагента, который охлаждает хладагент, текущий в компрессоры (61a) хладагента или из них, для повышения индикаторного коэффициента полезного действия компрессора (61а) хладагента.2. The device according to claim 1, further comprising: a refrigerant compander (61) including a plurality of refrigerant compressors (61a) that are capable of multi-stage compression of the gaseous refrigerant, and a refrigerant expander (61b) for expanding the refrigerant being compressed and heated as it passes through the refrigerant compressors (61a) to cool the refrigerant to a temperature lower than the freezing point of the liquefied natural gas; and a refrigerant cooler (62) that cools the refrigerant flowing to or from the refrigerant compressors (61a) to increase the indicator efficiency of the refrigerant compressor (61a). 3. Устройство по п.1 или 2, дополнительно содержащее буферный резервуар (63) для хладагента, который соединяется с блоком подачи хладагента для выборочного приема хладагента и включает в себя емкость для хранения, предназначенную для хранения в ней большого количества газообразного хладагента, и газоотвод для того, чтобы восполнять потери хладагента во время переноса и теплообмена, чтобы компенсировать удар в результате изменения давления или пропускной способности подводящего трубопровода для хладагента и чтобы уменьшать избыточное давление.3. The device according to claim 1 or 2, additionally containing a buffer tank (63) for the refrigerant, which is connected to the refrigerant supply unit for selectively receiving refrigerant and includes a storage tank designed to store a large amount of gaseous refrigerant in it, and a gas outlet in order to make up for the loss of refrigerant during transfer and heat transfer, to compensate for the impact due to a change in pressure or throughput of the refrigerant supply pipe and to reduce excess pressure ix. 4. Устройство по п.3, дополнительно содержащее: первый подводящий трубопровод (64a) для хладагента, который подает хладагент, проходящий через компандер (61) хладагента, в теплообменный аппарат (50) для повторного сжижения газа и подает хладагент, нагреваемый по мере прохождения через теплообменный аппарат (50) для повторного сжижения газа, в буферный резервуар (63) для хладагента; и второй подводящий трубопровод (64b) для хладагента, который подает хладагент, проходящий через компандер (61) хладагента, к охладителю (10) отпарного газа и подает хладагент, нагреваемый по мере прохождения через охладитель (10) отпарного газа, в буферный резервуар (63) для хладагента.4. The device according to claim 3, further comprising: a first refrigerant supply pipe (64a) that delivers refrigerant passing through the refrigerant compander (61) to a heat exchanger (50) for re-liquefying the gas and delivers refrigerant heated as it passes through a heat exchanger (50) for re-liquefying the gas, into a buffer tank (63) for refrigerant; and a second refrigerant supply pipe (64b) that delivers the refrigerant passing through the refrigerant compander (61) to the flash gas cooler (10) and delivers the refrigerant, which is heated as it passes through the flash gas cooler (10), to the buffer tank (63 ) for refrigerant. 5. Устройство по п.4, дополнительно содержащее клапан-регулятор (65) температуры, который регулирует интенсивность подачи хладагента, проходящего через второй подводящий трубопровод (64b) для хладагента, пропорционально температуре и интенсивности подачи отпарного природного газа, проходящего через охладитель (10) отпарного газа.5. The device according to claim 4, further comprising a temperature control valve (65) that regulates the flow rate of the refrigerant passing through the second refrigerant supply pipe (64b) in proportion to the temperature and flow rate of the stripped natural gas passing through the cooler (10) stripping gas. 6. Устройство по п.2, дополнительно содержащее третий подводящий трубопровод (64c) для хладагента, который подает хладагент, проходящий через множество компрессоров (61a) хладагента, к теплообменному аппарату (50) для повторного сжижения газа, охлаждает хладагент, нагреваемый по мере прохождения через теплообменный аппарат (50) для повторного сжижения газа, путем теплообмена с хладагентом, проходящим через первый подводящий трубопровод (64a) для хладагента, и подает охлажденный хладагент в детандер (61b) хладагента.6. The device according to claim 2, further comprising a third refrigerant supply pipe (64c) that delivers refrigerant passing through the plurality of refrigerant compressors (61a) to a heat exchanger (50) for re-liquefying the gas, cools the refrigerant heated as it passes through a heat exchanger (50) for re-liquefying the gas, by heat exchange with the refrigerant passing through the first refrigerant supply pipe (64a), and supplies the cooled refrigerant to the refrigerant expander (61b). 7. Устройство по п.2, в котором охладитель (30) газа, подаваемого в двигатель, оснащен охладителем на основе пресной воды, который осуществляет теплообмен с помощью пресной воды в качестве хладагента, и охладитель (62) хладагента оснащен охладителем на основе морской воды, который осуществляет теплообмен с помощью морской воды.7. The device according to claim 2, in which the cooler (30) of the gas supplied to the engine is equipped with a fresh water cooler that exchanges heat using fresh water as a refrigerant, and the refrigerant cooler (62) is equipped with a sea water cooler which carries out heat exchange with the help of sea water. 8. Устройство по п.1, в котором хладагент представляет собой N2, точка замерзания которого ниже, чем точка замерзания сжиженного природного газа, и который не является взрывоопасным.8. The device according to claim 1, in which the refrigerant is N 2 , the freezing point of which is lower than the freezing point of liquefied natural gas, and which is not explosive. 9. Устройство по п.1, в котором охладитель (10) отпарного газа содержит выпускное отверстие для сжиженного природного газа, которое образуется при открытии в нижней части охладителя (10) отпарного газа таким образом, что отпарной природный газ, частично сжиженный путем теплообмена с хладагентом, самотеком подается в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа.9. The device according to claim 1, in which the stripper gas cooler (10) comprises an outlet for liquefied natural gas, which is formed when the stripper gas is opened at the bottom of the cooler (10) so that the stripped natural gas is partially liquefied by heat exchange with refrigerant, gravity feeds into the cargo tank of the tanker for transportation of liquefied natural gas. 10. Устройство по п.1 или 2, дополнительно содержащее: прибор (41) учета расхода газа, который измеряет количество отпарного природного газа, подаваемого в двухтопливный дизель-электрический двигатель 3 гребной установки; и клапан (42) распределения нагрузки, который регулирует интенсивность подачи отпарного природного газа, текущего в теплообменный аппарат (50) для повторного сжижения газа, исходя из количества газа, необходимого для двухтопливного дизель-электрического двигателя (3) гребной установки, в соответствии с изменением нагрузки во время рейса судна и количеством газа, измеряемым с помощью прибора учета (41) расхода газа.10. The device according to claim 1 or 2, further comprising: a gas flow meter (41) that measures the amount of stripped natural gas supplied to the dual-fuel diesel-electric engine 3 of the propulsion system; and a load distribution valve (42) that controls the rate of supply of the stripping natural gas flowing into the heat exchanger (50) for re-liquefying the gas, based on the amount of gas required for the dual-fuel diesel-electric engine (3) of the propulsion system, in accordance with the change load during the voyage of the vessel and the amount of gas measured using the meter (41) of the gas flow. 11. Устройство по п.10, в котором компандер (61) хладагента увеличивает и уменьшает интенсивность подачи или скорость потока хладагента пропорционально интенсивности подачи газа, проходящего через клапан (42) распределения нагрузки.11. The device according to claim 10, in which the refrigerant compander (61) increases and decreases the flow rate or flow rate of the refrigerant in proportion to the flow rate of gas passing through the load distribution valve (42). 12. Устройство по п.1, дополнительно содержащее сепаратор (70) отпарного газа и сжиженного природного газа, включающий в себя емкость для хранения, которая может одновременно содержать жидкофазный сжиженный природный газ, повторно сжиженный в теплообменном аппарате (50) для повторного сжижения газа и подаваемый в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа, и газ или N2, образующийся отдельно от повторно сжиженного природного газа, и газоотвод, который отводит газ, присутствующий в емкости для хранения, при этом в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа подается только повторно сжиженный природный газ, от которого отделен газ или N2.12. The device according to claim 1, additionally containing a separator (70) of stripping gas and liquefied natural gas, including a storage tank, which may simultaneously contain liquid-phase liquefied natural gas, re-liquefied in a heat exchanger (50) for re-liquefaction of gas and supplied to the cargo tank of the tanker for the transportation of liquefied natural gas, and gas or N 2, which is formed separately from re liquefied natural gas and the gas outlet, which diverts the gas present in the storage vessel, wherein the cargo ank tankers for transportation of liquefied natural gas is fed only to re-liquefied natural gas, which is separated from the gas or N 2. 13. Устройство по п.10, дополнительно содержащее нагнетательный насос (80) для сжиженного природного газа, который устанавливается на трубопровод для подачи сжиженного природного газа, повторно сжиженного в теплообменном аппарате (50) для повторного сжижения газа, в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа для того, чтобы принудительно подавать повторно сжиженный природный газ в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа в случае, если сжиженный природный газ, повторно сжиженный в теплообменном аппарате (50) для повторного сжижения газа, не подается естественным образом или самотеком в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа или в случае потери напора в трубопроводе.13. The device according to claim 10, additionally containing an injection pump (80) for liquefied natural gas, which is installed on a pipeline for supplying liquefied natural gas, re-liquefied in a heat exchanger (50) for re-liquefying gas, in a cargo tank of a tanker for transporting liquefied natural gas natural gas in order to forcibly supply re-liquefied natural gas to the cargo tank of a tanker for transporting liquefied natural gas in the event that liquefied natural gas is re-liquefied in a heat exchanger Arata (50) for re-liquefaction of gas, is not supplied naturally or by gravity to the cargo tank of a tanker for transporting liquefied natural gas or in case of pressure loss in the pipeline. 14. Устройство по п.3, дополнительно содержащее нагнетательный насос (80) для сжиженного природного газа, который устанавливается на трубопровод для подачи сжиженного природного газа, повторно сжиженного в теплообменном аппарате (50) для повторного сжижения газа, в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа для того, чтобы принудительно подавать повторно сжиженный природный газ в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа в случае, если сжиженный природный газ, повторно сжиженный в теплообменном аппарате (50) для повторного сжижения газа, не подается естественным образом или самотеком в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа или в случае потери напора в трубопроводе.14. The device according to claim 3, additionally containing an injection pump (80) for liquefied natural gas, which is installed on a pipeline for supplying liquefied natural gas, re-liquefied in a heat exchanger (50) for re-liquefying gas, in a cargo tank of a tanker for transporting liquefied natural gas natural gas in order to forcibly supply re-liquefied natural gas to the cargo tank of a tanker for transporting liquefied natural gas in the event that liquefied natural gas is re-liquefied in a heat exchanger rate (50) for re-liquefying the gas is supplied in a natural way or by gravity into the cargo tank of the tanker for the transport of liquefied natural gas, or in case of pressure loss in the pipeline. 15. Устройство по любому из пп.1 и 2, 4-9 или 11 и 12, дополнительно содержащее нагнетательный насос (80) для сжиженного природного газа, который устанавливается на трубопровод для подачи сжиженного природного газа, повторно сжиженного в теплообменном аппарате (50) для повторного сжижения газа, в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа для того, чтобы принудительно подавать повторно сжиженный природный газ в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа в случае, если сжиженный природный газ, повторно сжиженный в теплообменном аппарате (50) для повторного сжижения газа, не подается естественным образом или самотеком в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа или в случае потери напора в трубопроводе.15. The device according to any one of claims 1 and 2, 4-9 or 11 and 12, further comprising an injection pump (80) for liquefied natural gas, which is installed on a pipeline for supplying liquefied natural gas, re-liquefied in a heat exchanger (50) for re-liquefaction of gas, in a cargo tank of a tanker for transporting liquefied natural gas in order to forcibly supply re-liquefied natural gas to a cargo tank of a tanker for transporting liquefied natural gas in case liquefied natural gas is re-liquefied that is stored in a heat exchanger (50) for re-liquefying gas is not supplied naturally or by gravity to the cargo tank of a tanker for transporting liquefied natural gas or in case of pressure loss in the pipeline. 16. Устройство по п.1, дополнительно содержащее камеру (90) для сжигания газа, которая сжигает принимаемый природный отпарной газ, превышающий количество газа, необходимого для двухтопливного дизель-электрического двигателя (3) гребной установки, в случае, если теплообменный аппарат (50) для повторного сжижения газа эксплуатируется в аварийном режиме, или работа теплообменного аппарата (50) для повторного сжижения газа прекращается в связи с аварией, поломкой или неисправностью.16. The device according to claim 1, additionally containing a chamber (90) for burning gas, which burns the received natural stripping gas, exceeding the amount of gas required for a dual-fuel diesel-electric engine (3) of the propulsion system, in case the heat exchanger (50 ) for re-liquefaction of gas is operated in emergency mode, or the operation of the heat exchanger (50) for re-liquefaction of gas is terminated due to an accident, breakdown or malfunction. 17. Устройство по п.10, дополнительно содержащее устройство отображения ситуации во время рейса, которое генерирует сигнал, позволяющий рулевому судна визуально или на слух убеждаться, движется ли танкер для перевозки сжиженного природного газа с электрической гребной установкой с заданной экономической скоростью.17. The device according to claim 10, additionally containing a display device of the situation during the voyage, which generates a signal that allows the steering vessel to visually or by ear to verify whether the tanker is moving to transport liquefied natural gas with an electric propulsion system at a given economic speed. 18. Способ обработки отпарного газа на танкере для перевозки сжиженного природного газа с электрической гребной установкой, имеющем функцию повторного сжижения, при этом способ включает: предварительную обработку отпарного газа, при которой отпарной природный газ (N-BOG), образующийся в грузовом танке танкера для перевозки сжиженного природного газа, сначала охлаждают; сжатие отпарного газа, при котором отпарной природный газ, охлажденный на стадии предварительной обработки отпарного газа, сжимают до давления, подходящего для применения в двухтопливном дизель-электрическом двигателе (3) гребной установки; охлаждение отпарного газа, при котором отпарной природный газ, нагретый на стадии сжатия отпарного газа, повторно охлаждают до температуры, подходящей для применения в двухтопливном дизель-электрическом двигателе (3) гребной установки, и подают в двухтопливный дизель-электрический двигатель (3) гребной установки; и повторное сжижение избыточного газа, при котором избыточный отпарной природный газ, который не использовался в двухтопливном дизель-электрическом двигателе (3) гребной установки, охлаждают и подвергают повторному сжижению с помощью теплообменного аппарата (50) для повторного сжижения, и подают в грузовой танк танкера для перевозки сжиженного природного газа.18. A method of treating off-gas on a tanker for transporting liquefied natural gas with an electric propulsion system having a re-liquefaction function, the method comprising: pretreating the off-gas, in which the off-gas is natural gas (N-BOG) generated in the cargo tank of the tanker transportation of liquefied natural gas, first cooled; compression of the stripping gas, in which the stripping natural gas, cooled at the stage of preliminary treatment of the stripping gas, is compressed to a pressure suitable for use in a dual-fuel diesel-electric engine (3) of the propulsion system; cooling of the stripping gas, in which the stripping natural gas heated at the stage of compression of the stripping gas is re-cooled to a temperature suitable for use in a dual-fuel diesel-electric engine (3) of the propeller unit and fed to the dual-fuel diesel-electric engine (3) of the propeller unit ; and re-liquefying the excess gas, in which excess stripping natural gas, which was not used in the dual-fuel diesel-electric engine (3) of the propulsion system, is cooled and re-liquefied using a heat exchanger (50) for re-liquefaction, and fed to the tanker cargo tank for transportation of liquefied natural gas. 19. Способ по п.18, дополнительно включающий сжигание избыточного газа, при котором отпарной природный газ, превышающий количество газа, необходимого для двухтопливного дизель-электрического двигателя (3) гребной установки, сжигают в случае, если теплообменный аппарат (50) для повторного сжижения газа эксплуатируется в аварийном режиме, или работа теплообменного аппарата (50) для повторного сжижения газа прекращается в связи с аварией, поломкой или неисправностью. 19. The method according to p. 18, further comprising burning excess gas, in which the stripping natural gas exceeding the amount of gas required for a dual-fuel diesel-electric engine (3) of the propulsion system is burned if the heat exchanger (50) for re-liquefaction gas is operated in emergency mode, or the operation of the heat exchanger (50) for re-liquefying gas is terminated due to an accident, breakdown or malfunction.
RU2011139968/11A 2009-03-03 2010-02-03 Device and method of stripping gas processing at liquefied natural gas tanker with electric propeller plant and reliquefaction function RU2481234C1 (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR10-2009-0017938 2009-03-03
KR1020090017938A KR101187532B1 (en) 2009-03-03 2009-03-03 boil-off gas management apparatus of electric propulsion LNG carrier having reliquefaction function
PCT/KR2010/000648 WO2010101356A2 (en) 2009-03-03 2010-02-03 Boil-off gas treatment apparatus for electric-propelled lng carrier having re-liquefaction function and method thereof

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2481234C1 true RU2481234C1 (en) 2013-05-10

Family

ID=42710077

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011139968/11A RU2481234C1 (en) 2009-03-03 2010-02-03 Device and method of stripping gas processing at liquefied natural gas tanker with electric propeller plant and reliquefaction function

Country Status (5)

Country Link
JP (1) JP5349617B2 (en)
KR (1) KR101187532B1 (en)
CN (1) CN102341303B (en)
RU (1) RU2481234C1 (en)
WO (1) WO2010101356A2 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2546050C1 (en) * 2014-02-26 2015-04-10 Аллтек Инвестментс Лимитед Feed of fuel gas to compressed natural gas tanker power plants
RU2607893C2 (en) * 2014-01-07 2017-01-11 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. System and method of ship fuel gas supply
RU2628556C2 (en) * 2013-06-26 2017-08-18 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. System and method for evaporating gas processing on the ship
US9739420B2 (en) 2012-10-24 2017-08-22 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Liquefied gas treatment system for vessel
RU2642713C1 (en) * 2014-02-28 2018-01-25 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. System for processing stripping gas
RU177708U1 (en) * 2017-01-19 2018-03-06 Рафаиль Минигулович Минигулов Compressor unit for the production of LNG - liquefied natural gas

Families Citing this family (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101224931B1 (en) * 2010-11-01 2013-01-22 삼성중공업 주식회사 Liquefied natural gas carrier
KR101224924B1 (en) * 2010-11-01 2013-01-22 삼성중공업 주식회사 Vessel
KR101245746B1 (en) * 2010-12-16 2013-03-25 삼성중공업 주식회사 Apparatus for liquefaction of boiloff gas and fuel supplying system including the same
KR101147365B1 (en) * 2011-03-11 2012-05-22 대우조선해양 주식회사 Method for operating a fuel supplying system for a marine structure having a reliquefaction apparatus and a high pressure natural gas injection engine
EP2685078A4 (en) * 2011-03-11 2014-09-10 Daewoo Shipbuilding & Marine System for supplying fuel to marine structure having re-liquefying device and high-pressure natural gas injection engine
KR101106088B1 (en) * 2011-03-22 2012-01-18 대우조선해양 주식회사 Non-flammable mixed refrigerant using for reliquifaction apparatus in system for supplying fuel for high pressure natural gas injection engine
US20140053600A1 (en) * 2011-03-22 2014-02-27 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. System for supplying fuel to high-pressure natural gas injection engine having excess evaporation gas consumption means
JP2013210045A (en) * 2012-03-30 2013-10-10 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Ship, liquefied gas evaporatoion device, control method, and modification method of the same
US9255664B2 (en) * 2012-12-24 2016-02-09 General Electric Company Cryogenic fuel system with auxiliary power provided by boil-off gas
CN103062620B (en) * 2013-01-24 2014-06-11 成都深冷液化设备股份有限公司 Low-temperature BOG gas cold energy recovery device and process
CN103343718B (en) * 2013-06-25 2016-06-01 上海佳豪船舶工程设计股份有限公司 The LNG fuel main UTILIZATION OF VESIDUAL HEAT IN system of a kind of LNG fuels and energy boats and ships
GB201316227D0 (en) * 2013-09-12 2013-10-30 Cryostar Sas High pressure gas supply system
FR3013672A1 (en) * 2013-11-26 2015-05-29 Gdf Suez METHOD OF SUPPORTING THE OPERATION OF A TRANSPORT VESSEL
KR20150115098A (en) * 2014-04-02 2015-10-14 현대중공업 주식회사 A Treatment System of Liquefied Gas
KR101922273B1 (en) * 2014-04-02 2018-11-27 현대중공업 주식회사 A Treatment System of Liquefied Gas
KR101922274B1 (en) * 2014-04-02 2019-02-14 현대중공업 주식회사 A Treatment System of Liquefied Gas
KR20150115102A (en) * 2014-04-02 2015-10-14 현대중공업 주식회사 A Treatment System of Liquefied Gas
KR102200362B1 (en) * 2014-05-19 2021-01-08 한국조선해양 주식회사 A Treatment System of Liquefied Gas
KR101940837B1 (en) * 2014-12-16 2019-01-21 현대중공업 주식회사 Hull Structure Bulit-in Refregerant Tanks of Floating Offshore Structure
KR101617020B1 (en) 2015-02-04 2016-05-02 삼성중공업 주식회사 Apparatus for retreating boil off gas
EP3305644B1 (en) * 2015-06-02 2023-12-06 Hanwha Ocean Co., Ltd. Ship
KR102179196B1 (en) * 2015-06-09 2020-11-16 현대중공업 주식회사 Vessel having Gas Treatment System
WO2016200174A1 (en) * 2015-06-09 2016-12-15 현대중공업 주식회사 Vessel comprising gas treatment system
WO2016200170A1 (en) * 2015-06-09 2016-12-15 현대중공업 주식회사 Vessel comprising gas treatment system
KR101854977B1 (en) * 2016-03-15 2018-05-04 한국해양대학교 산학협력단 Partial reliquefaction system of Boil-Off-Gas for a ship
KR101996402B1 (en) * 2016-06-23 2019-07-04 한국조선해양 주식회사 liquefaction system of boil-off gas and ship having the same
JP6678077B2 (en) * 2016-07-07 2020-04-08 川崎重工業株式会社 Ship
KR101876974B1 (en) * 2016-09-29 2018-07-10 대우조선해양 주식회사 BOG Re-liquefaction Apparatus and Method for Vessel
US11698169B2 (en) 2016-12-23 2023-07-11 Shell Usa, Inc. Vessel for the transport of liquefied gas and method of operating the vessel
CN106678538A (en) * 2016-12-31 2017-05-17 中船重工（上海）新能源有限公司 Multi-energy complementary liquefied natural gas BOG recycling method and implementation device thereof
CN106640427A (en) * 2016-12-31 2017-05-10 中船重工（上海）新能源有限公司 Liquefied natural gas BOG recovery and power generation method and implementing device thereof
JP6733092B2 (en) * 2017-08-24 2020-07-29 株式会社三井Ｅ＆Ｓマシナリー Fuel supply system and fuel supply method
KR102387172B1 (en) * 2017-12-29 2022-04-15 대우조선해양 주식회사 Boil-Off Gas Treating Apparatus and Method of Liquefied Gas Regasification System
CN109178204B (en) * 2018-09-12 2019-09-06 上海外高桥造船有限公司 The arragement construction of large-scale double fuel bulk freighter natural gas high-low pressure integrated gas supply system
KR102601310B1 (en) * 2018-09-20 2023-11-13 한화오션 주식회사 System and Method of Controlling Pressure in Cargo Tank for Vessels
KR102601311B1 (en) * 2018-09-20 2023-11-13 한화오션 주식회사 System and Method of Controlling Pressure in Cargo Tank for Vessels
CN111795294A (en) * 2020-06-11 2020-10-20 青岛双瑞海洋环境工程股份有限公司 Cooling and buffering device used after treatment of marine BOG

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004036608A (en) * 2002-03-26 2004-02-05 Alstom Gaseous fuel feed facility to power generation system of liquefied gas transportation marine vessel
JP2006348752A (en) * 2005-06-13 2006-12-28 Kawasaki Shipbuilding Corp Evaporated-gas supply system for liquefied natural gas-carrying vessel
WO2009006695A1 (en) * 2007-07-09 2009-01-15 Lng Technology Pty Ltd Flowline system and method for transferring cryogenic fluids
RU2007130260A (en) * 2005-02-17 2009-02-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) INSTALLATION AND METHOD FOR LIQUIDING NATURAL GAS

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3790393B2 (en) * 1999-11-05 2006-06-28 大阪瓦斯株式会社 Cargo tank pressure control device and pressure control method for LNG carrier
GB0120661D0 (en) * 2001-08-24 2001-10-17 Cryostar France Sa Natural gas supply apparatus
JP4544885B2 (en) * 2004-03-22 2010-09-15 三菱重工業株式会社 Gas reliquefaction apparatus and gas reliquefaction method
FR2870206B1 (en) * 2004-05-14 2006-08-04 Alstom Sa INSTALLATION FOR SUPPLYING GASEOUS FUEL TO AN ENERGY PRODUCTION ASSEMBLY OF A LIQUEFIED GAS TRANSPORT VESSEL.
JP4425090B2 (en) * 2004-08-25 2010-03-03 株式会社川崎造船 Fuel gas supply system to LNG carrier engine
EP1913117A1 (en) * 2005-07-19 2008-04-23 Shinyoung Heavy Industries Co., Ltd. Lng bog reliquefaction apparatus
KR200436336Y1 (en) * 2006-11-30 2007-08-01 주식회사 동화엔텍 Pressure control system for dual fuel engine of a ship for transporting liquefied gas
KR100812723B1 (en) * 2006-12-18 2008-03-12 삼성중공업 주식회사 Fuel supply apparatus of liquefied gas carrier and the method thereof
KR100883742B1 (en) * 2007-10-09 2009-02-13 현대중공업 주식회사 Temperature control system of natural boil-off gas for lng carrier using duel fuel diesel electric propulsion engine

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004036608A (en) * 2002-03-26 2004-02-05 Alstom Gaseous fuel feed facility to power generation system of liquefied gas transportation marine vessel
RU2007130260A (en) * 2005-02-17 2009-02-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) INSTALLATION AND METHOD FOR LIQUIDING NATURAL GAS
JP2006348752A (en) * 2005-06-13 2006-12-28 Kawasaki Shipbuilding Corp Evaporated-gas supply system for liquefied natural gas-carrying vessel
WO2009006695A1 (en) * 2007-07-09 2009-01-15 Lng Technology Pty Ltd Flowline system and method for transferring cryogenic fluids

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9739420B2 (en) 2012-10-24 2017-08-22 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Liquefied gas treatment system for vessel
RU2628556C2 (en) * 2013-06-26 2017-08-18 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. System and method for evaporating gas processing on the ship
US10518859B2 (en) 2013-06-26 2019-12-31 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. System and method for treating boil-off gas in ship
RU2607893C2 (en) * 2014-01-07 2017-01-11 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. System and method of ship fuel gas supply
US9738368B2 (en) 2014-01-07 2017-08-22 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Fuel gas supply system and method of ship
RU2546050C1 (en) * 2014-02-26 2015-04-10 Аллтек Инвестментс Лимитед Feed of fuel gas to compressed natural gas tanker power plants
WO2015130193A1 (en) * 2014-02-26 2015-09-03 Bosov Boris Petrovich The way of gas fuel supply to power installations of liquefied natural gas carriers
RU2642713C1 (en) * 2014-02-28 2018-01-25 Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. System for processing stripping gas
RU177708U1 (en) * 2017-01-19 2018-03-06 Рафаиль Минигулович Минигулов Compressor unit for the production of LNG - liquefied natural gas

Also Published As

Publication number Publication date
KR20100099441A (en) 2010-09-13
WO2010101356A3 (en) 2010-10-28
WO2010101356A2 (en) 2010-09-10
KR101187532B1 (en) 2012-10-02
CN102341303A (en) 2012-02-01
JP5349617B2 (en) 2013-11-20
CN102341303B (en) 2014-07-09
JP2012516263A (en) 2012-07-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2481234C1 (en) Device and method of stripping gas processing at liquefied natural gas tanker with electric propeller plant and reliquefaction function
KR102144184B1 (en) Boil-off gas cooling system and ship having the same
US10584830B2 (en) Apparatus, system and method for the capture, utilization and sendout of latent heat in boil off gas onboard a cryogenic storage vessel
EP3309442B1 (en) Fuel gas supply system
CN112469624B (en) Volatile organic compound treatment system and ship
KR102228063B1 (en) Volatile organic compounds treatment system and ship having the same
CN108474520A (en) liquefied fuel gas system and method
KR101707509B1 (en) System and method for treating boil-off gas for a ship
KR20160086434A (en) Apparatus of fuel supplying of vessel and method thereof
KR102200365B1 (en) Volatile organic compounds treatment system and ship having the same
KR20170031429A (en) Fuel gas supplying system in ships
KR20220033068A (en) Fuel supply system for vessel and vessel including the same
KR102323468B1 (en) gas treatment system and ship having the same
KR101732551B1 (en) Fuel gas supplying system in ships
KR102189796B1 (en) Fuel gas supplying system in ships
KR102631167B1 (en) Fuel supply providing system used in ship
KR102447565B1 (en) gas treatment system and ship having the same
KR102348832B1 (en) gas treatment system and ship having the same
KR102632433B1 (en) Fuel supply providing system used in ship
KR102287816B1 (en) Volatile organic compounds treatment system and ship having the same
KR102318001B1 (en) Gas treatment system and ship having the same
KR20230126779A (en) gas treatment system and ship having the same
KR20170077551A (en) A Treatment System of Liquefied Gas

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190204