RU2608621C2 - Система обработки сжиженного газа для судна - Google Patents

Система обработки сжиженного газа для судна Download PDF

Info

Publication number
RU2608621C2
RU2608621C2 RU2015104804A RU2015104804A RU2608621C2 RU 2608621 C2 RU2608621 C2 RU 2608621C2 RU 2015104804 A RU2015104804 A RU 2015104804A RU 2015104804 A RU2015104804 A RU 2015104804A RU 2608621 C2 RU2608621 C2 RU 2608621C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
bog
gas
liquefied
engine
stream
Prior art date
Application number
RU2015104804A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015104804A (ru
Inventor
Дзоон Чае ЛИ
Донг Киу ЧОЙ
Йоунг Сик МООН
Сеунг Кио ДЗУНГ
Дзехеон ДЗУНГ
Нам Соо КИМ
Original Assignee
Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг 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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=50544922&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2608621(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Priority claimed from KR1020120143522A external-priority patent/KR20130139150A/ko
Application filed by Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд. filed Critical Дэу Шипбилдинг Энд Марин Инджиниринг Ко., Лтд.
Publication of RU2015104804A publication Critical patent/RU2015104804A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2608621C2 publication Critical patent/RU2608621C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02D—CONTROLLING COMBUSTION ENGINES
    • F02D19/00—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures
    • F02D19/06—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures peculiar to engines working with pluralities of fuels, e.g. alternatively with light and heavy fuel oil, other than engines indifferent to the fuel consumed
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
    • B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
    • B63H21/38—Apparatus or methods specially adapted for use on marine vessels, for handling power plant or unit liquids, e.g. lubricants, coolants, fuels or the like
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • 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
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/14—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed pressurised
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
    • B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
    • 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
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0203—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels characterised by the type of gaseous fuel
    • F02M21/0209—Hydrocarbon fuels, e.g. methane or acetylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0203—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels characterised by the type of gaseous fuel
    • F02M21/0209—Hydrocarbon fuels, e.g. methane or acetylene
    • F02M21/0212—Hydrocarbon fuels, e.g. methane or acetylene comprising at least 3 C-Atoms, e.g. liquefied petroleum gas [LPG], propane or butane
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0203—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels characterised by the type of gaseous fuel
    • F02M21/0215—Mixtures of gaseous fuels; Natural gas; Biogas; Mine gas; Landfill gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0218—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers
    • F02M21/0221—Fuel storage reservoirs, e.g. cryogenic tanks
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0218—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers
    • F02M21/023—Valves; Pressure or flow regulators in the fuel supply or return system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0218—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers
    • F02M21/0245—High pressure fuel supply systems; Rails; Pumps; Arrangement of valves
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0218—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers
    • F02M21/0248—Injectors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0218—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers
    • F02M21/0287—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers characterised by the transition from liquid to gaseous phase ; Injection in liquid phase; Cooling and low temperature storage
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M31/00—Apparatus for thermally treating combustion-air, fuel, or fuel-air mixture
    • F02M31/02—Apparatus for thermally treating combustion-air, fuel, or fuel-air mixture for heating
    • F02M31/16—Other apparatus for heating fuel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M37/00—Apparatus or systems for feeding liquid fuel from storage containers to carburettors or fuel-injection apparatus; Arrangements for purifying liquid fuel specially adapted for, or arranged on, internal-combustion engines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M37/00—Apparatus or systems for feeding liquid fuel from storage containers to carburettors or fuel-injection apparatus; Arrangements for purifying liquid fuel specially adapted for, or arranged on, internal-combustion engines
    • F02M37/04—Feeding by means of driven pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C1/00—Pressure vessels, e.g. gas cylinder, gas tank, replaceable cartridge
    • F17C1/002—Storage in barges or on ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/08—Mounting arrangements for vessels
    • F17C13/082—Mounting arrangements for vessels for large sea-borne storage vessels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F25J1/0025—Boil-off gases "BOG" from storages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0042—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by liquid expansion 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
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0229—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock
    • F25J1/023—Integration with a unit for using hydrocarbons, e.g. consuming hydrocarbons as feed stock for the combustion as fuels, i.e. integration with the fuel gas system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0257—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
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
    • F17C2201/01—Shape
    • F17C2201/0147—Shape complex
    • F17C2201/0157—Polygonal
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2201/00—Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
    • F17C2201/05—Size
    • F17C2201/052—Size large (>1000 m3)
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F17C2265/034—Treating the boil-off by recovery with cooling with condensing the gas phase
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/037—Treating the boil-off by recovery with pressurising
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06—Fluid distribution
    • F17C2265/066—Fluid distribution for feeding engines for propulsion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • F17C2270/0107—Wall panels
    • 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
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/12—Improving ICE efficiencies
    • 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
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/30—Use of alternative fuels, e.g. biofuels
    • 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
    • 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
    • Y02T90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02T90/40—Application of hydrogen technology to transportation, e.g. using fuel cells

Abstract

Предлагается система обработки сжиженного газа для судна, которое включает грузовую емкость, хранящую сжиженный природный газ, и двигатель, использующий сжиженный природный газ, хранящийся в грузовой емкости, в качестве топлива. Система обработки сжиженного газа включает: первый поток испаряющегося газа, который образуется из сжиженного природного газа в грузовой емкости и выгружается из этой емкости; второй поток испаряющегося газа, который подается в качестве топлива в двигатель в первом потоке; и третий поток испаряющегося газа, который не подается в двигатель в первом потоке. Первый поток сжимается в компрессоре и затем разделяется на второй поток и третий поток. Третий поток сжижается за счет теплообмена с первым потоком в теплообменнике, в результате чего испаряющийся газ обрабатывается без применения устройства повторного сжижения, использующего отдельный охладитель. 12 з.п. ф-лы. 13 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к системе обработки сжиженного газа для судна.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В последнее время в мире быстро увеличивается потребление сжиженного газа, такого как сжиженный природный газ (LNG) или сжиженный нефтяной газ (LPG). Сжиженный газ транспортируют в газообразном состоянии через наземные или прибрежные газовые трубопроводы либо транспортируют в удаленное место потребления при хранении в сжиженном состоянии внутри перевозчика сжиженного газа. Сжиженный газ, такой как LNG или LPG, получают путем охлаждения природного газа или нефтяного газа до криогенной температуры (в случае LNG приблизительно -163°С). Так как объем сжиженного газа значительно уменьшается по сравнению с газообразным состоянием, сжиженный газ очень подходит для морской транспортировки на большие расстояния.
Перевозчик сжиженного газа, такой как перевозчик LNG, сконструирован для загрузки сжиженного газа, плавания по морю и разгрузки сжиженного газа в наземном месте потребления. С этой целью перевозчик сжиженного газа включает емкость для хранения (также называемую "грузовой емкостью"), которая может противостоять криогенной температуре сжиженного газа.
Примеры морских конструкций, снабженных грузовой емкостью, способной хранить криогенный сжиженный газ, могут включать суда, такие как перевозчик сжиженного газа и судно для регазификации LNG (LNG RV), либо такие конструкции как плавающий блок хранения и регазификации LNG (LNG FSRU) и плавучее средство производства, хранения и разгрузки LNG (LNG FPSO), а также энергетическую установку, смонтированную на барже (BMPP).
LNG RV - самодвижущийся плавучий перевозчик сжиженного газа, снабженный установкой регазификации LNG, а LNG FSRU - морская конструкция, которая хранит LNG, разгруженный с перевозчика LNG в море далеко от земли, и, если необходимо, подает LNG в прибрежное место потребления путем газификации LNG. LNG FPSO - морская конструкция, которая очищает извлеченный LNG в море, хранит LNG в емкости для хранения после непосредственного сжижения и, если необходимо, передает LNG перевозчику LNG. BMPP - конструкция, снабженная установкой для выработки энергии для производства электричества в море.
Термин "судно" в том виде, как здесь используется, - концепция, включающая перевозчик сжиженного газа, такой как перевозчик LNG, LNG RV, и такие конструкции, как LNG FPSO, LNG FSRU и BMPP.
Так как температура сжижения природного газа является криогенной, -163°С при давлении окружающей среды, LNG вероятно будет испаряться, даже когда его температура немного выше -163°С при давлении окружающей среды. В случае обычного перевозчика LNG, даже если грузовая емкость для LNG термически изолирована, в LNG постоянно передается внешнее тепло. Поэтому во время транспортировки LNG перевозчиком LNG он постоянно испаряется внутри грузовой емкости для LNG, и в этой емкости образуется испаряющийся газ (далее называемый BOG).
Образовавшийся природный газ может увеличивать внутреннее давление в грузовой емкости, и протекание природного газа ускоряется из-за качания судна, что создает конструктивные проблемы. Поэтому необходимо подавлять образование BOG.
Обычно, чтобы подавить образование BOG в грузовой емкости перевозчика сжиженного газа, по отдельности или в комбинации используются способ выгрузки BOG из грузовой емкости и сжигания BOG, способ выгрузки BOG из грузовой емкости, повторного сжижения BOG при помощи устройства повторного сжижения и возврата BOG в грузовую емкость, способ использования BOG как топлива для ходового двигателя судна и способ подавления образования BOG путем поддержания внутреннего давления в грузовой емкости на высоком уровне.
В случае обычного судна, снабженного устройством повторного сжижения BOG, BOG внутри грузовой емкости выгружается из нее и затем повторно сжижается при помощи этого устройства, чтобы сохранить давление в грузовой емкости на подходящем уровне. В этом случае выгруженный BOG повторно сжижается при помощи теплообмена с охладителем (например, азотом, смешанным охладителем или тому подобным), охлажденным до криогенной температуры в устройстве повторного сжижения, включающем цикл охлаждения, и повторно сжиженный BOG возвращается в грузовую емкость.
В случае обычного перевозчика LNG, снабженного ходовой системой DFDE, BOG расходуется таким образом, что он подается как топливо в DFDE после его обработки только компрессором BOG и нагрева, без монтирования установки для повторного сжижения. Таким образом, когда количество топлива, необходимого для двигателя, меньше образующегося количества BOG, существует проблема, что BOG сжигается в блоке сжигания газа (GCU) или выбрасывается в атмосферу.
Даже если обычный перевозчик LNG, снабженный установкой для повторного сжижения и низкоскоростным дизельным двигателем, может обрабатывать BOG при помощи этой установки, управление всей системой является сложным из-за сложности работы установки для повторного сжижения, использующей газообразный азот, и расходуется значительное количество энергии.
Следовательно, существует потребность в постоянном исследовании и разработке систем и способов для эффективной обработки сжиженного газа, включая BOG, естественным путем выделяющийся из грузовой емкости.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
ТЕХНИЧЕСКАЯ ПРОБЛЕМА
Настоящее изобретение создано в попытке решить указанные выше проблемы и направлено на создание системы обработки сжиженного газа для судна, которая может эффективно использовать BOG путем использования большей части BOG, выгружаемого из грузовой емкости в качестве топлива, в двигателе с впрыском природного газа под высоким давлением (то есть ходовой системе) и возврата части оставшегося BOG в грузовую емкость путем сжижения его с использованием энергии холода BOG, заново выгруженного из грузовой емкости.
ТЕХНИЧЕСКОЕ РЕШЕНИЕ
Согласно аспекту настоящего изобретения предлагается система обработки сжиженного газа для судна, которое имеет грузовую емкость, хранящую сжиженный природный газ, и двигатель, использующий сжиженный природный газ, хранящийся в грузовой емкости, в качестве топлива, и эта система включает: первый поток испаряющегося (отпарного) газа, который образуется из сжиженного природного газа в грузовой емкости и выгружается из этой емкости; второй поток испаряющегося газа, который подается в качестве топлива в двигатель в первом потоке; и третий поток испаряющегося газа, который не подается в двигатель в первом потоке, причем первый поток сжимается в компрессоре и затем разделяется на второй поток и третий поток, и третий поток сжижается за счет теплообмена с первым потоком в теплообменнике, в результате чего испаряющийся газ обрабатывается без применения устройства повторного сжижения, использующего отдельный охладитель.
Давление третьего потока, сжиженного в теплообменнике, может быть понижено при помощи средства понижения давления.
Третий поток, давление которого понижено до состояния смеси газ-жидкость, может быть возвращен в грузовую емкость.
Газовый компонент в третьем потоке, давление которого понижено до состояния смеси газ-жидкость, может быть объединен с первым потоком испаряющегося газа, выгружаемого из грузовой емкости.
Третий поток, подаваемый в средство понижения давления, может быть охлажден за счет теплообмена в охладителе, установленном выше по потоку от средства понижения давления, вместе с газовым компонентом в третьем потоке, давление которого понижено до состояния смеси газ-жидкость при прохождении через средство понижения давления.
Для отделения только жидкого компонента из третьего потока, давление которого понижено до состояния смеси газ-жидкость, и возврата жидкого компонента в грузовую емкость может быть установлен разделитель газа-жидкости.
Компрессор может включать множество цилиндров сжатия.
Система обработки сжиженного газа может дополнительно включать средство расходования испаряющегося газа, которое принимает и использует испаряющийся газ, сжатый при прохождении через часть из множества цилиндров сжатия, входящих в состав компрессора.
Испаряющийся газ, подаваемый в теплообменник, может представлять собой испаряющийся газ, сжатый при прохождении через все или часть из множества цилиндров сжатия, входящих в состав компрессора.
Система обработки сжиженного газа может дополнительно включать принудительный испаритель, предназначенный для принудительного испарения сжиженного природного газа, хранящегося в грузовой емкости, и подачи испарившегося сжиженного природного газа в компрессор.
Система обработки сжиженного газа может дополнительно включать: линию компрессора, через которую испаряющийся газ внутри грузовой емкости сжимается компрессором и подается в качестве топлива в двигатель; и линию насоса высокого давления, через которую сжиженный природный газ внутри грузовой емкости сжимается насосом высокого давления и подается в качестве топлива в двигатель.
Двигатель может включать ME-GI двигатель и DF двигатель.
Средство понижения давления может представлять собой расширительный клапан или расширитель.
Согласно другому аспекту настоящего изобретения система обработки сжиженного газа для судна, которое имеет грузовую емкость, хранящую сжиженный природный газ, и двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, использующий испаряющийся газ, выгруженный из грузовой емкости в качестве топлива, включает: компрессор, предназначенный для сжатия испаряющегося газа, выделившегося из грузовой емкости; двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, предназначенный для использования испаряющегося газа, сжатого в компрессоре, в качестве топлива; теплообменник, предназначенный для сжижения части сжатого испаряющегося газа, который не подается в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением; и расширительный клапан или расширитель, установленный для понижения давления испаряющегося газа, сжиженного в теплообменнике, причем теплообменник производит обмен тепла между частью сжатого испаряющегося газа, который не подается в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, и испаряющимся газом, который выгружается из грузовой емкости и передается в компрессор.
Согласно следующему аспекту настоящего изобретения способ обработки сжиженного газа для судна, которое имеет грузовую емкость, хранящую сжиженный природный газ, и двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, использующий испаряющийся газ, выгруженный из грузовой емкости в качестве топлива, включает: сжатие испаряющегося газа, выделившегося из грузовой емкости, при помощи компрессора; классификацию испаряющегося газа, сжатого на этапе сжатия, и подачу части испаряющегося газа в качестве топлива в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением; сжижение оставшегося испаряющегося газа, который не подается в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, путем теплообмена с испаряющимся газом перед сжатием после выгрузки из грузовой емкости; и понижение давления испаряющегося газа, сжиженного в теплообменнике, причем на этапе сжижения часть испаряющегося газа, который не подается в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, обменивается теплом с испаряющимся газом, который выгружен из грузовой емкости и передан в компрессор.
ПРЕИМУЩЕСТВА
Согласно настоящему изобретению можно предложить систему обработки сжиженного газа для судна, которая может подавать в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением (то есть ходовую систему) в качестве топлива часть BOG, сжатого после повышения давления BOG, выгруженного из грузовой емкости, и может заново выгружать оставшийся сжатый BOG из грузовой емкости для возврата его в грузовую емкость путем сжижения с использованием энергии холода BOG перед сжатием.
Таким образом, согласно системе обработки сжиженного газа, предлагаемой настоящим изобретением, BOG, выделившийся из грузовой емкости, может быть повторно сжижен без установки устройства повторного сжижения, расходующего большое количество энергии и требующего чрезмерных затрат при первоначальной установке, что позволяет экономить энергию, расходуемую в устройстве повторного сжижения.
В дополнение к этому согласно системе обработки сжиженного газа, предлагаемой настоящим изобретением, весь BOG, образовавшийся во время транспортировки груза (то есть LNG) в перевозчике LNG, может быть использован в качестве топлива для двигателя либо может быть повторно сжижен, возвращен в грузовую емкость и может храниться там. Таким образом, количество BOG, расходуемого в GCU или тому подобном, может быть уменьшено или исключено. Кроме того, BOG может быть обработан путем повторного сжижения без использования отдельных охладителей, таких как азот.
В дополнение к этому в системе обработки сжиженного газа, соответствующей настоящему изобретению, так как нет необходимости устанавливать устройства повторного сжижения, использующие отдельные охладители (то есть цикл охлаждения с охладителем азотом, цикл охлаждения со смешанным охладителем или тому подобное), нет необходимости в отдельном монтировании установок для подачи и хранения охладителей. Следовательно, можно сохранить стоимость первоначального монтирования и стоимость работы при конфигурировании всей системы.
В дополнение к этому согласно системе обработки сжиженного газа, предлагаемой настоящим изобретением, когда у BOG, охлажденного и сжиженного в теплообменнике после сжатия, понижают давление в расширителе, может быть повторно использована вторичная энергия, так как во время расширения может возникать энергия.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг. 1 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа согласно первому варианту реализации настоящего изобретения.
На фиг. 2 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
На фиг. 3 и 4 приведены структурные схемы систем обработки сжиженного газа согласно модификациям второго варианта реализации настоящего изобретения.
На фиг. 5 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа согласно третьему варианту реализации настоящего изобретения.
На фиг. 6 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа согласно четвертому варианту реализации настоящего изобретения.
На фиг. 7 и 8 приведены структурные схемы систем обработки сжиженного газа согласно модификациям четвертого варианта реализации настоящего изобретения.
На фиг. 9 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа согласно пятому варианту реализации настоящего изобретения.
На фиг. 10-12 приведены структурные схемы систем обработки сжиженного газа согласно модификациям пятого варианта реализации настоящего изобретения.
На фиг. 13 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа согласно шестому варианту реализации настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРИМЕРНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ
Ниже будут подробно описаны примерные варианты реализации настоящего изобретения со ссылкой на сопровождающие чертежи. Эти варианты представлены таким образом, что данное описание будет тщательным и полным и полностью раскроет объем изобретения специалистам в данной области техники. Однако изобретение может быть воплощено во множестве различных форм и не должно восприниматься как ограниченное указанными здесь вариантами. На чертежах и в описании аналогичные ссылочные обозначения будут использованы для обозначения аналогичных элементов.
Международная морская организация (IMO) регулирует эмиссию оксидов азота (NOx) и оксидов серы (SOx) в выхлопных газах кораблей, а также пытается регулировать эмиссию диоксида углерода (CO2). В частности, проблема регулирования оксидов азота (NOx) и оксидов серы (SOx) была поднята в Протоколе по предотвращению морского загрязнения от кораблей (MARPOL). После восьми долгих лет протокол ответил требованиям по вступлению в силу и вступил в силу в мае 2005 г. В настоящее время этот акт имеет силу как обязательное условие.
Таким образом, чтобы отвечать такому условию, было введено множество способов для уменьшения эмиссии оксидов азота (NOx). В качестве одного из этих способов был разработан и используется двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением для перевозчика LNG, например, ME-GI двигатель. По сравнению с дизельным двигателем той же мощности ME-GI двигатель может уменьшить эмиссию загрязнителей (диоксид углерода: 23%, соединения азота: 80%, соединения серы: 95% или более). Следовательно, ME-GI двигатель рассматривается как дружественный окружающей среде двигатель следующего поколения.
Такой ME-GI двигатель может быть установлен на судне, таком как перевозчик LNG, который транспортирует LNG при его хранении в грузовой емкости, способной противостоять криогенной температуре. Термин "судно" в том виде, как здесь используется, включает перевозчик LNG, LNG RV и прибрежные предприятия, такие как LNG FPSO и LNG FSRU. В этом случае ME-GI двигатель использует природный газ в качестве топлива и требует высокого давления приблизительно 150-400 бар (абсолютное давление) для подачи газа в зависимости от его нагрузки.
ME-GI может быть непосредственно соединен с винтом для движения. С этой целью ME-GI двигатель снабжен 2-тактным двигателем, вращающимся с низкой скоростью. То есть ME-GI двигатель представляет собой низкоскоростной 2-тактный двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением.
В дополнение к этому, чтобы уменьшить эмиссию оксида азота, для движения или выработки энергии был разработан и используется DF двигатель (например, DFDG: дизельный генератор на двойном топливе), использующий смесь дизельного масла и природного газа в качестве топлива. DF двигатель представляет собой двигатель, который может сжигать смесь масла и природного газа либо может выборочно использовать одно из них в качестве топлива. Так как содержание серы меньше, чем в случае, когда в качестве топлива используется только масло, содержание оксида серы в выхлопном газе является небольшим.
В DF двигателе нет необходимости в подаче топливного газа под высоким давлением, как в ME-GI двигателе, необходимо всего лишь подавать топливный газ после сжатия его до приблизительно нескольких бар - нескольких десятков бар. DF двигатель получает энергию путем приведения в действие генератора энергии за счет движущей силы двигателя. Эта энергия может быть использована для привидения в действие ходового двигателя или работы различных устройств или установок.
При подаче природного газа в качестве топлива нет необходимости в соблюдении метанового числа в случае ME-GI двигателя, но в случае DF двигателя метановое число необходимо соблюдать.
Если LNG нагревается, в предпочтительном случае испаряется метановый компонент, имеющий относительно низкую температуру сжижения. Следовательно, так как содержание метана в BOG является высоким, BOG может непосредственно подаваться в качестве топлива в DF двигатель. Однако так как содержание метана в LNG относительно ниже, чем в BOG, метановое число LNG ниже метанового числа, требуемого в DF двигателе. Отношения углеводородных компонентов (метана, этана, пропана, бутана и т.п.), составляющих LNG, различаются в соответствии с областью производства. Таким образом, не подходит испарение LNG в том виде, как есть, с последующей подачей испарившегося LNG в DF двигатель в качестве топлива.
Чтобы отрегулировать метановое число, может быть сжижен тяжелый углеводородный (HHC) компонент, имеющий более высокую температуру сжижения, чем метан, и удален за счет принудительного испарения LNG и снижения его температуры. После регулирования метанового числа можно дополнительно нагреть природный газ, чье метановое число отрегулировано, в соответствии с температурными условиями двигателя.
Далее подробно будет описана конфигурация и работа предпочтительных вариантов реализации настоящего изобретения со ссылкой на сопровождающие чертежи. В дополнение к этому приведенные далее варианты могут быть модифицированы во множестве форм и не предполагают ограничение объема настоящего изобретения.
На фиг. 1 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа для судна согласно первому варианту реализации настоящего изобретения. Система обработки сжиженного газа по представленному варианту может быть применена в перевозчике LNG, снабженном ME-GI двигателем в качестве основного ходового двигателя (то есть ходового средства, использующего LNG в качестве топлива).
Как показано на фиг. 1, система 100 обработки сжиженного газа, соответствующая представленному варианту, включает линию 110 подачи топлива и линию 140 BOG. Линия 110 подачи топлива выполнена с возможностью обеспечения прохода для передачи LNG из грузовой емкости 1 в основной двигатель 3 как ходовую систему. Линия 140 BOG выполнена с возможностью обеспечения прохода для передачи BOG, выделившегося из грузовой емкости 1, в основной двигатель 3. В дополнение к этому система 100 обработки сжиженного газа, использующая BOG, в соответствии с представленным вариантом подает LNG в основной двигатель 3 в качестве топлива через линию 110 подачи топлива при помощи насоса 120 LNG и испарителя 130 LNG, подает BOG в основной двигатель 3 в качестве топлива через линию 140 BOG после сжатия BOG при помощи компрессора 150 BOG и подает дополнительный BOG из компрессора 150 BOG в интегрированную систему 200 генератора инертного газа/блока сжигания газа (IGG/GCU).
В ME-GI двигатель, используемый в качестве основного двигателя 3, необходимо подавать топливо при высоком давлении приблизительно 150-400 бар (абсолютное давление). Таким образом, в качестве насоса 120 LNG и компрессора 150 BOG, соответствующих представленному варианту, используются насос высокого давления и компрессор высокого давления, которые могут сжимать LNG и BOG до давления, необходимого для ME-GI двигателя соответственно.
Линия 110 подачи топлива обеспечивает проход, через который LNG, поданный из грузовой емкости 1 LNG за счет приведения в действие передаточного насоса 2, передается в основной двигатель 3 в качестве топлива, в нем же установлены насос 120 LNG и испаритель 130 LNG.
Насос 120 LNG установлен в линии 110 подачи топлива, чтобы обеспечить перекачивающую силу, необходимую для передачи LNG. В качестве примера насоса 120 LNG может быть использован насос LNG высокого давления (HP). Как в представленном варианте, параллельно могут быть установлены несколько насосов 120 LNG.
Испаритель 130 LNG установлен с заднего конца насоса 120 LNG в линии 110 подачи топлива и испаряет LNG, переданный насосом 120 LNG. В качестве примера, LNG испаряется за счет теплообмена с теплоносителем, циркулирующим и подаваемым через линию 131 циркуляции теплоносителя. В качестве другого примера, для предоставления тепла для испарения LNG могут быть использованы различные средства нагрева, включая нагреватели. В дополнение к этому испаритель 130 LNG может использовать испаритель высокого давления (HP), который может применяться при высоком давлении для испарения LNG. В то же время в качестве примера теплоносителя, циркулирующего и подаваемого линией 131 циркуляции теплоносителя, может быть использован пар, выделяющийся из бойлера, или тому подобное.
Линия 140 BOG обеспечивает проход для передачи BOG, естественным образом выделившегося из грузовой емкости 1, в основной двигатель 3. Как и в представленном варианте, линия 140 BOG соединена с линией 110 подачи топлива для подачи BOG в основной двигатель 3 в качестве топлива. В качестве альтернативы линия 140 BOG может обеспечивать проход для непосредственной подачи BOG в основной двигатель 3.
Компрессор 150 BOG установлен в линии 140 BOG для сжатия BOG, проходящего через эту линию. Хотя на фиг. 1 изображен только один компрессор 150 BOG, система может быть выполнена таким образом, что два компрессора BOG одной спецификации соединены параллельно для удовлетворения требования избыточности так же, как в обычных системах подачи топлива. Однако, как в представленном варианте, когда один компрессор 150 BOG установлен в ответвлении дополнительной линии 160 BOG в линии 140 BOG, можно получить дополнительные эффекты, заключающиеся в уменьшении затрат по стоимости установки дорогого компрессора 150 BOG и затрат на обслуживание.
Дополнительная линия 160 BOG обеспечивает проход для подачи дополнительного BOG из компрессора 150 BOG в интегрированную систему 200 IGG/GCU. Дополнительная линия 160 BOG может подавать дополнительный BOG в качестве топлива во вспомогательный двигатель, такой как DF двигатель, а также в интегрированную систему 200 IGG/GCU.
Интегрированная система 200 IGG/GCU представляет собой систему, в которой интегрированы IGG и GCU.
В то же время дополнительная линия 160 BOG и линия 110 подачи топлива могут быть соединены вместе соединительной линией 170. Таким образом, благодаря соединительной линии 170 дополнительный BOG можно использовать в качестве топлива основного двигателя 3 либо испарившийся LNG можно использовать в качестве топлива интегрированной системы 200 IGG/GCU. В соединительной линии 170 может быть установлен нагреватель 180, чтобы нагревать проходящий через нее BOG или испарившийся LNG, также может быть установлен клапан 190 уменьшения давления (PRV) для уменьшения избыточного давления путем регулирования давления, создаваемого BOG или испарившимся LNG. При этом нагреватель 180 может представлять собой газовый нагреватель, использующий теплоту сжигания газа. Кроме того, нагреватель 180 может использовать различные средства нагрева, включая блок подачи/циркуляции теплоносителя, обеспечивающий источник тепла для нагрева за счет циркуляции теплоносителя.
Ниже будет описана работа системы обработки сжиженного газа, соответствующей первому варианту реализации настоящего изобретения.
Когда давление внутри грузовой емкости 1 равно или больше заданного давления или образуется большое количество BOG, BOG сжимается за счет приведения в действие компрессора 150 BOG и затем подается в качестве топлива в основной двигатель 3. В дополнение к этому, когда давление внутри грузовой емкости 1 ниже заданного давления или образуется небольшое количество BOG, LNG передается и испаряется за счет приведения в действие насоса 120 LNG и испарителя 130 LNG и затем подается в качестве топлива в основной двигатель 3.
В то же время дополнительный BOG из компрессора 150 BOG подается в интегрированную систему 200 IGG/GCU или вспомогательный двигатель, такой как DF двигатель, через дополнительную линию 160 BOG. Дополнительный BOG расходуется или используется для генерации инертного газа для подачи в грузовую емкость 1. Кроме того, дополнительный BOG может использоваться в качестве топлива для вспомогательного двигателя или тому подобного.
Интегрированная система 200 IGG/GCU, в которую подается BOG, может расходовать BOG, непрерывно выделяющийся из грузовой емкости 1, путем сжигания BOG внутри основного корпуса и может, если необходимо, создавать газ сжигания как инертный газ для подачи в грузовую емкость 1.
На фиг. 2 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа согласно второму варианту реализации настоящего изобретения.
Хотя на фиг. 2 изображен пример, в котором система обработки сжиженного газа, предлагаемая настоящим изобретением, применяется для перевозчика LNG, снабженного двигателем с впрыском природного газа под высоким давлением, способным использовать природный газ в качестве топлива (то есть ходовым средством, использующим LNG в качестве топлива), эта система также может быть применена к любому типу судов (перевозчик LNG, LNG RV и т.п.) и морских предприятий (LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP и т.п.), на которых установлена грузовая емкость со сжиженным газом.
В системе обработки сжиженного газа для судна, соответствующей второму варианту реализации настоящего изобретения, NBOG, образовавшийся и выгруженный из грузовой емкости 11, хранящей сжиженный газ, передается по линии L1 подачи BOG, сжимается в компрессоре 13 и затем подается в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, например ME-GI двигатель. BOG сжимается под высоким давлением приблизительно 150-400 бар компрессором 13 и затем подается в качестве топлива в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, например ME-GI двигатель.
Грузовая емкость имеет герметичные и теплоизолированные стенки, чтобы хранить сжиженный газ, такой как LNG, в криогенном состоянии, но не может полностью блокировать передачу тепла снаружи. Таким образом, сжиженный газ постоянно испаряется внутри грузовой емкости 11. Чтобы поддержать давление BOG на подходящем уровне, BOG выгружается из грузовой емкости 11 через линию L1 подачи BOG.
В грузовой емкости 11 установлен откачивающий насос, чтобы выгружать LNG наружу грузовой емкости, когда необходимо.
Компрессор 13 может включать один или более цилиндров 14 сжатия и один или более промежуточных охладителей 15 для охлаждения BOG, температура которого поднялась. Компрессор 13 может быть предназначен для сжатия BOG до, например, приблизительно 400 бар. Хотя на фиг. 2 изображен многоступенчатый компрессор 13, включающий пять цилиндров 14 сжатия и пять промежуточных охладителей 15, число цилиндров сжатия и число промежуточных охладителей может быть при необходимости изменено. В дополнение к этому внутри одного компрессора может быть установлено множество цилиндров сжатия, и множество компрессоров может быть соединено последовательно.
BOG, сжатый в компрессоре 13, подается в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением по линии L1 подачи BOG. В соответствии с количеством топлива, необходимого для двигателя с впрыском природного газа под высоким давлением, в этот двигатель может подаваться весь или часть сжатого BOG.
В дополнение к этому в соответствии с первым вариантом реализации настоящего изобретения, когда BOG, выгруженный из грузовой емкости 11 и сжатый в компрессоре 13 (то есть весь BOG, выгруженный из грузовой емкости), представляет собой первый поток, первый поток BOG может быть разделен после сжатия на второй поток и третий поток. Второй поток может подаваться в качестве топлива в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, а третий поток может сжижаться и возвращаться в грузовую емкость.
При этом второй поток подается в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением по линии L1 подачи BOG. Если необходимо, второй поток может подаваться в качестве топлива по линии (то есть линии L1 подачи BOG), соединенной с двигателем с впрыском природного газа под высоким давлением, после прохождения всех из множества цилиндров 14 сжатия, входящих в состав компрессора 13, либо может подаваться в качестве топлива по линии (то есть линии-ответвлению L8 BOG), соединенной с DF двигателем, после прохождения части из множества цилиндров 14 сжатия, входящих в состав компрессора 13.
Третий поток возвращается в грузовую емкость 11 по возвратной линии L3 BOG. В возвратной линии L3 BOG установлен теплообменник 21, чтобы охлаждать и сжижать третий поток. Третий поток сжатого BOG в теплообменнике 21 обменивается теплом с первым потоком BOG, выгруженного из грузовой емкости 11, и затем подается в компрессор 13.
Так как расход первого потока BOG перед сжатием больше расхода третьего потока, третий поток сжатого BOG может быть сжижен путем приема энергии холода от первого потока BOG перед сжатием. По сути, в теплообменнике 21 BOG в состоянии высокого давления охлаждается и сжижается за счет теплообмена между BOG с криогенной температурой сразу после выгрузки из грузовой емкости 11 и BOG в состоянии высокого давления, сжатым в компрессоре 13.
У LBOG, охлажденного в теплообменнике 21 и, по меньшей мере, частично сжиженного, понижается давление при прохождении через расширительный клапан 22, служащий средством понижения давления, и он подается в разделитель 23 газа-жидкости в состоянии смеси газ-жидкость. У LBOG может быть понижено давление до приблизительно атмосферного (например, понижено с 300 бар до 3 бар) при прохождении через расширительный клапан 22. Сжиженный BOG разделяется на газ и жидкость в разделителе 23 газа-жидкости. Жидкий компонент, то есть LNG, передается в грузовую емкость 11 по возвратной линии L3 BOG, а газовый компонент, то есть BOG, выгружается из грузовой емкости 11 по линии L5 рециркуляции BOG и объединяется с BOG, подаваемым в компрессор 13. Если говорить более конкретно, линия L5 рециркуляции BOG проходит от верхнего конца разделителя 23 газа-жидкости и соединена с линией L1 подачи BOG выше по потоку относительно теплообменника 21.
Чтобы плавно возвращать BOG с пониженным давлением в грузовую емкость 11 и плавно объединять газовый компонент BOG с пониженным давлением в линии L1 подачи BOG через линию L5 рециркуляции BOG, предпочтительно, чтобы давление BOG после понижения давления средством понижения давления становилось выше, чем внутреннее давление в грузовой емкости 11.
Для удобства рассмотрения описано, что теплообменник 21 установлен в возвратной линии L3 BOG, но теплообменник 21 может быть установлен в линии L1 подачи BOG, так как теплообмен в действительности выполняется между первым потоком BOG, передаваемого по линии L1 подачи BOG, и третьим потоком BOG, передаваемого по возвратной линии L3 BOG.
В линии L5 рециркуляции BOG может быть дополнительно установлен другой расширительный клапан 24. Таким образом, у газового компонента, выгружаемого из разделителя 23 газа-жидкости, может быть понижено давление при прохождении через расширительный клапан 24. В дополнение к этому в линии L5 рециркуляции BOG установлен охладитель 25, чтобы дополнительно охлаждать третий поток за счет теплообмена между третьим потоком BOG, сжиженным в теплообменнике 21 и подаваемым в разделитель 23 газа-жидкости, и газовым компонентом, отделенным в разделителе 23 газа-жидкости и передаваемым по линии L5 рециркуляции BOG. То есть охладитель 25 дополнительно охлаждает BOG в жидком состоянии и под высоким давлением до природного газа с криогенным состоянием с низким давлением.
Для удобства рассмотрения описано, что охладитель 25 установлен в линии L5 рециркуляции BOG, но охладитель 25 может быть установлен в возвратной линии L3 BOG, так как теплообмен в действительности выполняется между третьим потоком BOG, передаваемого по возвратной линии L3 BOG, и газовым компонентом, передаваемым по линии L5 рециркуляции BOG.
Хотя это не изображено, согласно модификации представленного варианта система может быть выполнена таким образом, что охладитель 25 исключен. Если охладитель 25 не установлен, общая эффективность системы может быть слегка снижена. Однако компоновка трубопроводов и работа системы могут быть оптимизированы и могут быть снижены стоимость первоначального монтирования и стоимость обслуживания.
В то же время, когда ожидается, что будет образовываться дополнительный BOG, так как количество BOG, выделяющегося из грузовой емкости 11, больше, чем количество топлива, необходимого для двигателя с впрыском природного газа под высоким давлением, BOG, сжатый или поэтапно сжимаемый в компрессоре 13, отделяется в линии-ответвлении L7 и L8 BOG и затем используется в средстве расходования BOG. Примеры средств расходования BOG могут включать GCU, DF генератор (DFDG) и газовую турбину, каждое из которых может использовать природный газ, имеющий относительно более низкое давление, чем в случае использования ME-GI двигателем в качестве топлива. На средней ступени компрессора 13 давление BOG, отделенного в линии-ответвлении L7 и L8, BOG может составлять приблизительно 6-10 бар.
Как описано выше, в системе и способе обработки сжиженного газа, соответствующих первому варианту реализации настоящего изобретения, BOG, образовавшийся во время транспортировки груза (то есть LNG) в перевозчике LNG, может быть использован в качестве топлива двигателя либо может быть повторно сжижен, возвращен в грузовую емкость и может храниться там. Таким образом, количество BOG, расходуемого GCU или тому подобным, может быть уменьшено или исключено. Кроме того, BOG может быть обработан путем повторного сжижения без установки устройств повторного сжижения, использующих отдельные охладители, такие как азот.
В дополнение к этому в системе и способе обработки сжиженного газа, соответствующих первому варианту реализации настоящего изобретения, так как нет необходимости в монтировании устройств повторного сжижения, использующих отдельные охладители (то есть цикл охлаждения с охладителем азотом, цикл охлаждения со смешанным охладителем или тому подобное), нет необходимости отдельно монтировать установки для подачи и хранения охладителей. Следовательно, можно сохранить первоначальную стоимость монтирования и стоимость работы при конфигурировании всей системы.
Хотя на фиг. 2 изображен пример, в котором возвратная линия L3 BOG для подачи сжатого BOG в теплообменник 21 ответвляется у заднего конца компрессора 13, эта линия может быть установлена, чтобы отделять BOG, сжимаемый поэтапно в компрессоре 13, как описанные выше линии-ответвлении L7 и L8 BOG. На фиг. 3 изображена модификация, в которой BOG, сжимаемый на двух ступенях, разделяется после двух цилиндров, а на фиг. 4 - модификация, в которой BOG, сжимаемый на трех ступенях, разделяется после трех цилиндров. При этом давление BOG, который берется на средней ступени компрессора 13, может составлять приблизительно 6-10 бар.
В частности, в случае использования компрессора (изготовленного компанией Burckhardt), включающего пять цилиндров, в котором три цилиндра передней ступени работают с использованием способа безмасляной смазки, а два цилиндра задней ступени работают с использованием способа масляной смазки, BOG необходимо передавать с прохождением через масляный фильтр, когда BOG разделяется на задней ступени, либо 4 ступени, или больше компрессора. Однако выгодно, что нет необходимости использовать масляный фильтр, когда BOG разделяется на 3 ступени или менее компрессора.
На фиг. 5 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа для судна согласно третьему варианту реализации настоящего изобретения.
Система обработки сжиженного газа, соответствующая третьему варианту, отличается от системы обработки сжиженного газа, соответствующей второму варианту, тем, что LNG можно использовать после принудительного испарения, когда количество BOG, необходимого для ME-GI двигателя или DF генератора, больше количества BOG, выделяющегося естественным путем в грузовой емкости 11. Далее более подробно будет описано только отличие от системы обработки сжиженного газа по второму варианту. В дополнение к этому тем же элементам, что и во втором варианте, присвоены те же ссылочные обозначения, и их подробное описание будет исключено.
Система обработки сжиженного газа для судна, соответствующая третьему варианту реализации настоящего изобретения, идентична системе, соответствующей второму варианту, в том, что NBOG, образующийся и выгружаемый из грузовой емкости 11, хранящей сжиженный газ, передается по линии L1 подачи BOG, сжимается в компрессоре 13, а затем подается в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, например ME-GI двигатель, либо NBOG подается в DF двигатель (DF генератор) при многоступенчатом сжатии в компрессоре 13 и затем используется в нем как топливо.
Однако система обработки сжиженного газа, соответствующая третьему варианту, включает линию L11 принудительного испарения, в результате чего LNG, хранящийся в грузовой емкости 11, может быть испарен в принудительном испарителе 31 и затем подан в компрессор 13, когда количество BOG, требуемого в качестве топлива в двигателе с впрыском природного газа под высоким давлением или DF двигателе, больше количества BOG, образующегося естественным путем в грузовой емкости 11.
Когда имеется линия L11 принудительного испарения, как в третьем варианте, можно устойчивым образом подавать топливо, даже когда образуется небольшое количество BOG из-за того, что в грузовой емкости 11 хранится небольшое количество LNG либо количество BOG, требуемого в качестве топлива в различных двигателях, больше количества BOG, образующегося естественным путем в грузовой емкости 11.
На фиг. 6 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа для судна согласно четвертому варианту реализации настоящего изобретения.
Система обработки сжиженного газа, соответствующая четвертому варианту, отличается от системы обработки сжиженного газа, соответствующей второму варианту, тем, что в качестве средства понижения давления вместо расширительного клапана используется расширитель 52. То есть согласно четвертому варианту у LBOG, охлажденного в теплообменнике 21 и, по меньшей мере, частично сжиженного, понижается давление при прохождении через расширитель 52 и он подается в разделитель 23 газа-жидкости в состоянии смеси газ-жидкость. Далее более подробно будет описано только отличие от системы обработки сжиженного газа по второму варианту. В дополнение к этому тем же элементам, что и во втором варианте, присвоены те же ссылочные обозначения и их подробное описание будет исключено.
Расширитель 52 производит энергию при расширении сжиженного BOG под высоким давлением с получением низкого давления. У LBOG может быть понижено давление до приблизительно атмосферного при прохождении через расширитель 52. Сжиженный BOG разделяется на газ и жидкость в разделителе 23 газа-жидкости. Жидкий компонент, то есть LNG, передается в грузовую емкость 11 по возвратной линии L3 BOG, а газовый компонент, то есть BOG, выгружается из грузовой емкости 11 по линии L5 рециркуляции BOG и объединяется с BOG, подаваемым в компрессор 13. Если говорить более конкретно, линия L5 рециркуляции BOG проходит от верхнего конца разделителя 23 газа-жидкости и соединена с линией L1 подачи BOG выше по потоку относительно теплообменника 21.
В линии L5 рециркуляции BOG может быть дополнительно установлено другое средство понижения давления, например расширительный клапан 24. Таким образом, у газового компонента, выгруженного из разделителя 23 газа-жидкости, может быть понижено давление при прохождении через расширительный клапан 24.
На фиг. 7 и 8 приведены структурные схемы систем обработки сжиженного газа для судна согласно модификациям четвертого варианта реализации настоящего изобретения.
В четвертом варианте, изображенном на фиг. 6, возвратная линия L3 BOG для подачи сжатого BOG в теплообменник 21 ответвляется у заднего конца компрессора 13. Однако согласно модификациям, изображенным на фиг. 7 и 8, как в линиях-ответвлениях L7 и L8 BOG, которые описаны выше, или возвратной линии BOG в модификации второго варианта, которая описана со ссылкой на фиг. 3 и 4, возвратная линия L3 BOG может быть установлена таким образом, чтобы разделять BOG, поэтапно сжимаемый в компрессоре 13.
На фиг. 7 изображена модификация, в которой BOG, сжимаемый на двух ступенях, разделяется после двух цилиндров, а на фиг. 8 изображена модификация, в которой BOG, сжимаемый на трех ступенях, разделяется после трех цилиндров. В частности, в случае использования компрессора (изготовленного компанией Burckhardt), включающего пять цилиндров, в котором три цилиндра передней ступени работают с использованием способа безмасляной смазки, а два цилиндра задней ступени работают с использованием способа масляной смазки, BOG необходимо передавать с прохождением через масляный фильтр, когда BOG разделяется на задней ступени, либо 4 ступени или больше компрессора. Однако выгодно, что нет необходимости использовать масляный фильтр, когда BOG разделяется на 3 ступени или менее компрессора.
В дополнение к этому, если обратиться к первой модификации четвертого варианта, изображенной на фиг. 7, система обработки сжиженного газа, соответствующая четвертому варианту, может быть модифицирована таким образом, что охладитель 25 (см. фиг. 6), служащий в качестве теплообменника для дополнительного охлаждения BOG, охлажденного и сжиженного при прохождении через теплообменник 21, исключен. Если охладитель 25 не установлен, общая эффективность системы может быть слегка снижена. Однако компоновка трубопроводов и работа системы могут быть оптимизированы, и могут быть снижены стоимость первоначального монтирования и стоимость обслуживания.
В дополнение к этому, если обратиться ко второй модификации четвертого варианта, изображенной на фиг. 8, система обработки сжиженного газа, соответствующая четвертому варианту, может быть модифицирована таким образом, что расширитель 52 и расширительный клапан 55, служащие средствами понижения давления, установлены параллельно. При этом расширитель 52 и расширительный клапан 55, установленные параллельно, расположены между теплообменником 21 и разделителем 23 газа-жидкости. Чтобы установить расширительный клапан 55 параллельно и использовать только расширитель 52 или расширительный клапан 55, когда необходимо, установлена обходная линия L31, которая ответвляется от возвратной линии L3 BOG между теплообменником 21 и разделителем 23 газа-жидкости и предназначена для обхода расширителя 52. Расширительный клапан 55 закрыт, когда сжиженный BOG расширяется с использованием только расширителя 52, стопорные клапаны 53 и 54, установленные соответственно у переднего конца и заднего конца расширителя 52, закрыты, когда сжиженный BOG расширяется с использованием только расширительного клапана 55.
Как и в системе и способе обработки сжиженного газа, соответствующих приведенным выше вариантам, в системе и способе обработки сжиженного газа, соответствующих четвертой реализации настоящего изобретения, BOG, образующийся во время транспортировки груза (то есть LNG) в перевозчике LNG, может быть использован в качестве топлива двигателя либо может быть повторно сжижен, возвращен в грузовую емкость и может храниться там. Таким образом, количество BOG, расходуемого в GCU или тому подобном, может быть уменьшено или исключено. Кроме того, BOG может быть обработан путем повторного сжижения без монтирования устройств повторного сжижения, использующих отдельные охладители, такие как азот.
Даже когда система и способ обработки сжиженного газа, соответствующие четвертому варианту реализации настоящего изобретения, применяются для предприятий (LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP и т.п.), а также для судов (перевозчик LNG, LNG RV и т.п.), BOG, выделяющийся из грузовой емкости, хранящей LNG, может быть использован в качестве топлива двигателя (включая двигатели для выработки энергии, а также ходовые двигатели) либо может быть повторно сжижен, что позволяет уменьшить или исключить необязательный выброс BOG как отхода.
В дополнение к этому в системе и способе обработки сжиженного газа, соответствующих четвертому варианту реализации настоящего изобретения, так как нет необходимости монтировать устройства повторного сжижения, использующие отдельные охладители (то есть цикл охлаждения с охладителем азотом, цикл охлаждения со смешанным охладителем или тому подобное), нет необходимости в монтировании установок для подачи и хранения охладителей. Следовательно, можно сохранить стоимость первоначального монтирования и стоимость работы при конфигурировании всей системы.
На фиг. 9 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа согласно пятому варианту реализации настоящего изобретения.
Система обработки сжиженного газа, соответствующая пятому варианту, отличается от системы обработки сжиженного газа, соответствующей второму варианту, тем, что BOG, сжиженный в теплообменнике 21, давление которого затем понижено в средстве понижения давления (например, расширительном клапане 22), возвращается в грузовую емкость 11 без прохождения через разделитель 23 газа-жидкости. Далее более подробно будет описано только отличие от системы обработки сжиженного газа по второму варианту. В дополнение к этому тем же элементам, что и во втором варианте, присвоены те же ссылочные обозначения и их подробное описание будет исключено.
Согласно представленному варианту BOG (то есть двухфазный BOG), который принимает состояние, в котором газовый компонент (то есть выделенный газ) и жидкий компонент (то есть сжиженный BOG) смешаны после прохождения понижения давления после сжижения, возвращается в грузовую емкость 11 по возвратной линии L3 BOG. Возвратная линия L3 BOG может быть выполнена таким образом, чтобы двухфазный BOG, возвращаемый в грузовую емкость 11, вводился у ее дна.
Газовый компонент (то есть выделенный газ) двухфазного BOG, вводимого у дна грузовой емкости 11, может частично плавиться в LNG, хранящемся в этой емкости, либо может сжижаться за счет энергии холода LNG. В дополнение к этому выделенный газ (BOG), который не плавится или сжижается, выгружается из грузовой емкости 11 снова по линии L1 подачи BOG вместе с BOG (NBOG), дополнительно образовавшимся в грузовой емкости 11. Выделенный газ, выгруженный из грузовой емкости 11 вместе с заново образовавшимся BOG, в режиме рециркуляции направляется в компрессор 13 по линии L1 подачи BOG.
Согласно представленному варианту, так как двухфазный BOG после расширения вводится у дна грузовой емкости 11, большее количество BOG сжижается при помощи LNG, хранящегося в этой емкости. Кроме того, так как исключаются такие установки, как разделитель газа-жидкости или тому подобное, можно сохранить стоимость монтирования и стоимость работы.
На фиг. 10 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа для судна согласно первой модификации пятого варианта реализации настоящего изобретения.
Первая модификация пятого варианта, изображенная на фиг. 10, отличается от системы обработки сжиженного газа, изображенной на фиг. 9 и соответствующей пятому варианту, тем, что в качестве средства понижения давления вместо расширительного клапана используется расширитель 52. То есть согласно первой модификации пятого варианта у LBOG, охлажденного и сжиженного в теплообменнике 21, понижается давление до состояния смеси газ-жидкость при прохождении через расширитель 52 и он возвращается в грузовую емкость 11 в двухфазном состоянии.
На фиг. 11 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа для судна согласно второй модификации пятого варианта реализации настоящего изобретения.
Вторая модификация пятого варианта, изображенная на фиг. 11, отличается от системы обработки сжиженного газа, изображенной на фиг. 9 и соответствующей пятому варианту, тем, что в качестве средства сжатия вместо многоступенчатого компрессора используется множество компрессоров (например, первый компрессор 13а и второй компрессор 13b).
В системе обработки сжиженного газа для судна, соответствующей второй модификации пятого варианта реализации настоящего изобретения, NBOG, образовавшийся и выгруженный из грузовой емкости 11, хранящей сжиженный газ, передается по линии L1 подачи BOG и затем подается в первый компрессор 13а. BOG, сжатый в первом компрессоре 13а, может быть сжат до приблизительно 6-10 бар и затем подается потребителю, то есть ходовой системе (например, DFDE), использующей LNG в качестве топлива, по линии L2 подачи топлива. BOG, оставшийся после подачи в DFDE, может быть дополнительно сжат вторым компрессором 13b, служащим в качестве вспомогательного компрессора. Затем, как и в описанном выше пятом варианте, BOG может быть сжижен при перемещении по возвратной линии L3 BOG и затем возвращен в грузовую емкость 11.
Первый компрессор 13а может представлять собой 1-ступенчатый компрессор, включающий один цилиндр 14а сжатия и один промежуточный охладитель 15а. Второй компрессор 13b может представлять собой 1-ступенчатый компрессор, включающий один цилиндр 14b сжатия и один промежуточный охладитель 15b. Если необходимо, второй компрессор 13b может представлять собой многоступенчатый компрессор, включающий множество цилиндров сжатия и множество промежуточных охладителей.
BOG, сжатый в первом компрессоре 13а, сжимается до приблизительно 6-10 бар и затем подается потребителю, например DF двигателю (DFDE), по линии L2 подачи топлива. При этом весь или часть сжатого BOG может подаваться в двигатель в соответствии с количеством топлива, необходимым для него.
То есть когда BOG, выгруженный из грузовой емкости 11 и поданный в первый компрессор 13а (то есть весь BOG, выгруженный из грузовой емкости 11), представляет собой первый поток, этот поток может быть разделен на второй поток и третий поток ниже первого компрессора 13а. Второй поток может подаваться как топливо в ходовую систему, то есть DF двигатель (DFDE), а третий поток может быть сжижен и возвращен в грузовую емкость 11.
При этом второй поток подается в DFDE по линии L2 подачи топлива, а третий поток дополнительно сжимается во втором компрессоре 13b, подвергается процессам сжижения и понижения давления и возвращается в грузовую емкость 11 по возвратной линии L3 BOG. В возвратной линии L3 BOG установлен теплообменник 21, чтобы сжижать третий поток сжатого BOG. Третий поток сжатого BOG в теплообменнике 21 обменивается теплом с первым потоком BOG, выгруженного из грузовой емкости 11, и затем подается в первый компрессор 13а.
Так как расход первого потока BOG перед сжатием больше расхода третьего потока, третий поток сжатого BOG может быть охлажден (то есть по меньшей мере, частично сжижен) путем приема энергии холода от первого потока BOG перед сжатием. По сути, в теплообменнике 21 BOG в состоянии высокого давления охлаждается (сжижается) за счет теплообмена между BOG с криогенной температурой сразу после выгрузки из грузовой емкости 11 и BOG в состоянии высокого давления, сжатым в компрессоре 13.
У LBOG, охлажденного в теплообменнике 21, понижается давление при прохождении через расширительный клапан 22 (например J-T клапан), служащий средством понижения давления, и затем он подается в грузовую емкость 11 в состоянии смеси газ-жидкость. У LBOG может быть понижено давление до приблизительно атмосферного (например, понижено с 300 бар до 3 бар) при прохождении через расширительный клапан 22.
В то же время, когда ожидается, что будет образован дополнительный BOG из-за того, что количество BOG, выделившегося из грузовой емкости 11, больше, чем количество топлива, необходимого для DF двигателя (например, во время остановки двигателя или во время низкоскоростной навигации), BOG, сжатый в первом компрессоре 13а, разделяется при помощи линии-ответвления L7 BOG и затем используется в средстве расходования BOG. Примеры средств расходования BOG могут включать GCU и газовую турбину, каждое из которых может использовать природный газ в качестве топлива.
На фиг. 12 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа для судна согласно третьей модификации пятого варианта реализации настоящего изобретения.
Третья модификация пятого варианта, изображенная на фиг. 12, отличается от системы обработки сжиженного газа, изображенной на фиг. 11 и соответствующей второй модификации пятого варианта, тем, что в качестве средства понижения давления вместо расширительного клапана используется расширитель 52. То есть согласно третьей модификации пятого варианта у LBOG, охлажденного и сжиженного в теплообменнике 21, понижается давление до состояния смеси газ-жидкость при прохождении через расширитель 52, служащий средством понижения давления, и он возвращается в грузовую емкость в двухфазном состоянии.
Как и в системе и способе обработки сжиженного газа, соответствующих приведенным выше вариантам, в системе и способе обработки сжиженного газа, соответствующих пятому варианту реализации настоящего изобретения, BOG, образовавшийся во время транспортировки груза (то есть LNG) в перевозчике LNG, может быть использован в качестве топлива двигателя либо может быть сжижен, возвращен в грузовую емкость и может храниться там. Таким образом, количество BOG, расходуемого в GCU или тому подобном, может быть уменьшено или исключено. Кроме того, BOG может быть обработан путем повторного сжижения без монтирования устройств повторного сжижения, использующих отдельные охладители, такие как азот.
Даже когда система и способ обработки сжиженного газа, соответствующие пятому варианту реализации настоящего изобретения, применяются для предприятий (LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP и т.п.), а также для судов (перевозчик LNG, LNG RV и т.п.), BOG, выделившийся из грузовой емкости, хранящей LNG, может быть использован в качестве топлива двигателя (включая двигатели для выработки энергии, а также ходовые двигатели) либо может быть повторно сжижен, что позволяет уменьшить или исключить необязательный выброс BOG как отхода.
В дополнение к этому в системе и способе обработки сжиженного газа, соответствующих пятому варианту реализации настоящего изобретения, так как нет необходимости монтировать устройства повторного сжижения, использующие отдельные охладители (то есть цикл охлаждения с охладителем азотом, цикл охлаждения со смешанным охладителем или тому подобное), нет необходимости в отдельном монтировании установок для подачи и хранения охладителей. Следовательно, можно сохранить стоимость первоначального монтирования и стоимость работы при конфигурировании всей системы.
На фиг. 13 приведена структурная схема системы обработки сжиженного газа для судна согласно шестому варианту реализации настоящего изобретения.
Система обработки сжиженного газа, изображенная на фиг. 13 и соответствующая шестому варианту реализации настоящего изобретения, выполнена путем интегрирования системы обработки сжиженного газа, изображенной на фиг. 1 и соответствующей первому варианту (гибридная система, включающая линию, в которой LNG сжимается насосом 120 высокого давления и подается в качестве топлива в ходовую систему, и линию, в которой BOG сжимается компрессором 150 и подается в качестве топлива в ходовую систему), и системы обработки сжиженного газа, изображенной на фиг. 2 и соответствующей второму варианту.
Хотя это не изображено, согласно настоящему изобретению очевидно, что системы обработки сжиженного газа, изображенные на фиг. 3-13 и соответствующие вариантам с третьего по пятый, также могут быть интегрированы с гибридной системой (см. L23, L24 и L25 на фиг. 13), как изображено на фиг. 13.
Система обработки сжиженного газа, изображенная на фиг. 13 и соответствующая настоящему изобретению, включает двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением (например, ME-GI двигатель) в качестве основного двигателя и DF двигатель (DF генератор: DFDG) в качестве вспомогательного двигателя. Обычно основной двигатель используется для хода судна, а вспомогательный двигатель используется для выработки энергии, чтобы подавать энергию в различные устройства и установки, смонтированные на судне. Однако настоящее изобретение не ограничивается целями основного двигателя и вспомогательного двигателя. Может быть установлено множество основных двигателей и множество вспомогательных двигателей.
Система обработки сжиженного газа, соответствующая настоящему изобретению, выполнена таким образом, что природный газ, хранящийся в грузовой емкости 11 (то есть BOG в газообразном состоянии и LNG в жидком состоянии), может подаваться в качестве топлива в двигатели (то есть ME-GI двигатель, служащий основным двигателем, и DF двигатель, служащий вспомогательным двигателем).
Чтобы подавать BOG в газообразном состоянии как топливный газ, система обработки сжиженного газа, соответствующая представленному варианту, включает основную линию L1 подачи BOG, служащую линией подачи BOG для питания основного двигателя с использованием BOG, хранящегося в грузовой емкости 11, и вспомогательную линию L8 подачи BOG, ответвляющуюся от основной линии L1 подачи BOG для питания BOG вспомогательного двигателя. Основная линия L1 подачи BOG имеет ту же конфигурацию, что и линия L1 подачи BOG приведенных выше вариантов. Однако в описании, данном со ссылкой на фиг. 13, эта линия подачи BOG называется основной линией L1 подачи BOG, чтобы отличить от линии подачи BOG для DF двигателя (то есть вспомогательной линии L8 подачи BOG). В дополнение к этому вспомогательная линия L8 подачи BOG имеет ту же конфигурацию, что и линия-ответвление L8 BOG приведенного выше варианта. Однако в описании, данном со ссылкой на фиг. 13, эта линия подачи BOG называется вспомогательной линией L8 подачи BOG, чтобы отличить от основной линии L1 подачи BOG.
Чтобы подавать LNG в сжиженном состоянии как топливный газ, система обработки сжиженного газа, соответствующая представленному варианту, включает основную линию L23 подачи LNG, служащую для питания основного двигателя с использованием LNG, хранящегося в грузовой емкости 11, и вспомогательную линию L24 подачи LNG, ответвляющуюся от основной линии L23 подачи BOG для питания вспомогательного двигателя с использованием LNG.
Согласно представленному варианту компрессор 13 для сжатия BOG установлен в основной линии L1 подачи BOG, а насос 43 высокого давления для сжатия LNG установлен в основной линии L23 подачи LNG.
NBOG, образовавшийся в грузовой емкости 11, хранящей сжиженный газ, и выгруженный при помощи выпускного клапана 41 BOG, передается по основной линии L1 подачи BOG, сжимается в компрессоре 13 и затем подается в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, например ME-GI двигатель. BOG сжимается до высокого давления приблизительно 150-400 бар компрессором 13 и затем подается в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением.
Грузовая емкость 11 имеет герметичные и теплоизолированные стенки, чтобы хранить сжиженный газ, такой как LNG, в криогенном состоянии, но не может полностью блокировать тепло, передаваемое снаружи. Таким образом, сжиженный газ постоянно испаряется в грузовой емкости 11, и BOG выгружается из этой емкости, чтобы поддержать давление BOG на подходящем уровне.
Компрессор 13 может включать один или более цилиндров 14 сжатия и один или более промежуточных охладителей 15 для охлаждения BOG, температура которого поднимается. Компрессор 13 может быть предназначен для сжатия BOG, например, до приблизительно 400 бар. Хотя на фиг. 13 изображен многоступенчатый компрессор 13, включающий пять цилиндров 14 сжатия и пять промежуточных охладителей 15, число цилиндров сжатия и число промежуточных охладителей может быть при необходимости изменено. В дополнение к этому в одном компрессоре может быть установлено множество цилиндров сжатия, и множество компрессоров может быть соединено последовательно.
BOG, сжатый в компрессоре 13, подается в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением по линии L1 подачи BOG. Весь или часть сжатого BOG может подаваться в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением согласно количеству топлива, необходимому для этого двигателя.
Вспомогательная линия L8 подачи BOG для подачи топливного газа во вспомогательный двигатель (то есть DF двигатель) ответвляется от основной линии L1 подачи BOG. Если говорить более конкретно, вспомогательная линия L8 подачи BOG ответвляется от основной линии L1 подачи BOG таким образом, чтобы BOG мог разделяться в процессе многоступенчатого сжатия в компрессоре 13. Хотя на фиг. 13 изображено, что BOG разделяется на 2 ступени сжатия и часть BOG подается во вспомогательный двигатель по вспомогательной линии L8 подачи BOG, это просто пример. Система также может быть выполнена таким образом, что BOG разделяется после 1 ступени или после 3-5 ступени сжатия и затем подается во вспомогательный двигатель по вспомогательной линии подачи BOG. В качестве примера может быть использован компрессор, изготовленный компанией Burckhardt. Компрессор, изготовленный компанией Burckhardt, включает пять цилиндров. Известно, что три цилиндра передней ступени работают с использованием безмасляного способа смазки, а два цилиндра задней ступени работают с использованием масляного способа смазки. Таким образом, в случае когда для сжатия BOG в качестве компрессора 13 используется компрессор, изготовленный компанией Burckhardt, BOG необходимо передавать через масляный фильтр, когда BOG разделяется на 4 ступени компрессора или более. Однако выгодно, что нет необходимости использовать масляный фильтр, когда BOG разделяется на 3 ступени компрессора или менее.
Требуемое давление DF двигателя (например, DFDG), служащего вспомогательным двигателем, ниже, чем у ME-GI двигателя. Таким образом, когда BOG, сжатый под высоким давлением, разделяется у заднего конца компрессора 13, это неэффективно, так как давление BOG необходимо понижать снова и затем подавать во вспомогательный двигатель.
Как описано выше, если LNG нагревается, предпочтительно испаряется метановый компонент, имеющий относительно низкую температуру сжижения. Следовательно, так как содержание метана в BOG является высоким, BOG можно непосредственно подавать как топливо в DF двигатель. Таким образом, нет необходимости устанавливать отдельные устройства для регулирования метанового числа в основной линии подачи BOG и вспомогательной линии подачи BOG.
В то же время, когда ожидается, что будет образовываться дополнительный BOG, из-за того, что количество BOG, выделившегося из грузовой емкости 11, больше, чем количество топлива, необходимого для двигателя с впрыском природного газа под высоким давлением, система обработки сжиженного газа по настоящему изобретению может повторно сжижать BOG и возвращать повторно сжиженный BOG в грузовую емкость.
Когда BOG образуется сверх возможности повторного сжижения, BOG, сжатый или поэтапно сжимаемый в компрессоре 13, может быть отделен в линии-ответвлении L7 BOG и использован в средстве расходования BOG. Примеры средств расходования BOG могут включать GCU и газовую турбину, каждое из которых может использовать природный газ, имеющий относительно более низкое давление, чем использует ME-GI двигатель, в качестве топлива. Как изображено на фиг. 13, линия-ответвление L7 BOG может ответвляться от вспомогательной линии L8 подачи BOG.
Так как процесс, в котором, по меньшей мере, часть BOG, сжатого в компрессоре 13 и затем поданного в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением по линии L1 подачи BOG, обрабатывается при помощи возвратной линии L3 BOG, то есть повторно сжижается и возвращается в грузовую емкость 11, идентичен описанному со ссылкой на фиг. 2, его подробное описание будет опущено.
Хотя на фиг. 13 изображен пример, в котором возвратная линия L3 BOG для подачи сжатого BOG в теплообменник 21 ответвляется у заднего конца компрессора 13, возвратная линия L3 BOG может быть установлена таким образом, чтобы разделять BOG, поэтапно сжимаемый в компрессоре 13, как описанные выше линия-ответвление L7 BOG и вспомогательная линия L8 подачи BOG, служащая линией-ответвлением. На фиг. 3 изображена модификация, в которой сжатый на 2 ступенях BOG разделяется после 2 цилиндров, а на фиг. 4 изображена модификация, в которой сжатый на 3 ступенях BOG разделяется после 3 цилиндров. При этом давление BOG, отделенного на средней ступени компрессора 13, может составлять приблизительно 6-10 бар.
В частности, в случае использования компрессора (изготовленного компанией Burckhardt), включающего пять цилиндров, из которых три цилиндра передней ступени работают с использованием безмасляного способа смазки, а два цилиндра задней ступени работают с использованием масляного способа смазки, BOG необходимо передавать при прохождении через масляный фильтр, когда BOG разделяется на задней ступени, либо 4 ступени компрессора или более. Однако выгодно, что нет необходимости использовать масляный фильтр, когда BOG разделяется на 3 ступени компрессора или менее.
В основной линии L23 подачи LNG установлены откачивающий насос 12 и насос 43 высокого давления. Откачивающий насос 12 установлен внутри грузовой емкости 11 и предназначен для выгрузки LNG наружу из этой емкости. Насос 43 высокого давления предназначен для вторичного сжатия LNG, который первично сжимается в откачивающем насосе 12, до давления, необходимого для ME-GI двигателя. Откачивающий насос 12 может быть установлен в каждой грузовой емкости 11. Хотя на фиг. 4 изображен только один насос 43 высокого давления, при необходимости множество насосов высокого давления может быть соединено параллельно.
Как описано выше, давление топливного газа, необходимого для ME-GI двигателя, это высокое давление приблизительно 150-400 бар (абсолютное давление). В этом описании необходимо учитывать, что термин "высокое давление" в том виде, как здесь используется, относится к давлению, необходимому для ME-GI двигателя, например давлению приблизительно 150-400 бар (абсолютное давление).
LNG, выгруженный из грузовой емкости 11, хранящей сжиженный газ, при помощи откачивающего насоса 12 передается по основной линии L23 подачи LNG и затем подается в насос 43 высокого давления. После этого LNG сжимается до высокого давления в насосе 43 высокого давления, подается в испаритель 44, где испаряется. Испарившийся LNG подается в качестве топлива в двигатель с впрыском природного газа под высоким давлением, то есть ME-GI двигатель. Так как давление, необходимое для ME-GI двигателя, относится к сверхкритическому состоянию, LNG, сжатый до высокого давления, находится в таком состоянии, что не является ни газом, ни жидкостью. Таким образом, необходимо учитывать, что выражение "испарение LNG, сжатого до высокого давления, в испарителе 44" означает подъем температуры LNG, находящегося в сверхкритическом состоянии, до температуры, необходимой для ME-GI двигателя.
От основной линии L23 подачи LNG ответвляется вспомогательная линия L24 подачи LNG для подачи топливного газа во вспомогательный двигатель (то есть DF двигатель). Если говорить более конкретно, вспомогательная линия L24 подачи LNG ответвляется от основной линии L23 подачи LNG таким образом, чтобы LNG мог быть разделен перед сжатием в насосе высокого давления.
При этом на фиг. 13 вспомогательная линия L24 подачи LNG изображена как ответвляющаяся от основной линии L23 подачи LNG выше насоса 43 высокого давления. Однако согласно модификации вспомогательная линия L24 подачи LNG может ответвляться от основной линии L23 подачи LNG ниже насоса 43 высокого давления. При этом в случае когда линия L24 подачи LNG ответвляется ниже насоса 43 высокого давления, так как давление LNG поднято этим насосом, необходимо понижать давление LNG до давления, необходимого для вспомогательного двигателя, при помощи средства понижения давления перед подачей LNG во вспомогательный двигатель в качестве топлива. Как и в варианте, изображенном на фиг. 13, предпочтительно, чтобы не было необходимости устанавливать дополнительное средство понижения давления, когда вспомогательная линия L24 подачи LNG ответвляется выше насоса 43 высокого давления.
Во вспомогательной линии L24 подачи LNG установлены испаритель 45, разделитель 46 газа-жидкости и нагреватель 47, чтобы регулировать метановое число и температуру LNG, подаваемого в качестве топлива, до значения, требуемого в DF двигателе.
Как описано выше, так как содержание метана в LNG относительно ниже, чем в BOG, метановое число LNG ниже метанового числа, требуемого в DF двигателе. Отношения углеводородных компонентов (метана, этана, пропана, бутана и т.п.), составляющих LNG, различаются в соответствии с областями производства. Таким образом, неподходящим является испарение LNG в состоянии, как есть, с последующей подачей испаряющегося LNG в DF двигатель в качестве топлива.
Чтобы отрегулировать метановое число, LNG нагревают и частично испаряют в испарителе 45. Топливный газ, частично испарившийся до состояния, в котором смешаны газ (то есть природный газ) и жидкость (то есть LNG), подается в разделитель 46 газа-жидкости и разделяется на газ и жидкость. Так как температура испарения тяжелого углеводородного (HHC) компонента, имеющего высокую теплотворную способность, является относительно высокой, доля HHC компонента относительно возрастает в LNG в жидком состоянии, который остается неиспарившимся в частично испаренном BOG. Таким образом, можно увеличить метановое число топливного газа путем отделения жидкого компонента в разделителе 46 газа-жидкости, то есть путем отделения HHC компонента.
Чтобы получить подходящее метановое число, температуру нагрева в испарителе 45 можно регулировать с учетом отношения углеводородных компонентов, входящих в состав LNG, метанового числа, требуемого в двигателе, и т.п. Температура нагрева в испарителе 45 может быть задана в диапазоне от -80°С до -120°С. Жидкий компонент, отделенный от топливного газа в разделителе 46 газа-жидкости, возвращается в грузовую емкость 11 по возвратной линии L25 жидкого компонента. Возвратная линия L3 BOG и возвратная линия L25 жидкого компонента могут проходить до грузовой емкости 11 после их объединения.
Топливный газ, метановое число которого отрегулировано, подается в нагреватель 47 по вспомогательной линии L24 подачи LNG, дополнительно нагревается до температуры, требуемой во вспомогательном двигателе, и затем подается в качестве топлива во вспомогательный двигатель. Например, когда вспомогательный двигатель - DFDG, требуемое метановое число составляет обычно 80 или более. Например, в случае обычного LNG (как правило, метан: 89,6%, азот: 0,6%), метановое число перед отделением ННС компонента составляет 71,3, и нижнее значение нагрева (LHV) в этот момент составляет 48872,8 кДж/кг (при 1 атм, насыщенный пар). Когда ННС компонент удален путем сжатия обычного LNG до 7 бар и его нагрева до -120°С, метановое число увеличивается до 95,5, и LHV в этот момент равно 49265,6 кДж/кг.
Согласно представленному варианту имеется два прохода, по которым топливный газ подается в двигатели (основной двигатель и вспомогательный двигатель). То есть топливный газ может подаваться в двигатели после сжатия при помощи компрессора 13 либо подаваться в двигатели после сжатия при помощи насоса 43 высокого давления.
В частности, судно, такое как перевозчик LNG или LNG RV, используется для транспортировки LNG от области производства до потребителя. Таким образом, при плавании от области производства судно плывет в загруженном состоянии, в котором LNG полностью загружен в грузовую емкость. При возвращении к области производства после разгрузки LNG судно плывет в балластном состоянии, в котором грузовая емкость почти пуста. В загруженном состоянии образуется большое количество BOG, так как количество LNG является относительно большим. В балластном состоянии образуется относительно небольшое количество BOG, так как количество LNG является небольшим.
Хотя существует разница в соответствии с вместимостью грузовой емкости, наружной температурой и т.п., количество BOG, образующегося, когда вместимость грузовой емкости LNG составляет приблизительно 130000-350000, составляет 3-4 т/ч в загруженном состоянии и 0,3-0,4 т/ч в балластном состоянии. В дополнение к этому количество топливного газа, необходимого для двигателей, составляет приблизительно 1-4 т/ч (приблизительно 1,5 т/ч в среднем) в случае ME-GI двигателя и приблизительно 0,5 т/ч в случае DF двигателя (DFDG). В то же время в последние годы, так как скорость образования испаряющегося (отпарного) газа (BOR) имеет тенденцию к снижению из-за улучшения теплоизоляции грузовой емкости, количество образующегося BOG имеет тенденцию к уменьшению.
Таким образом, в случае когда имеются линия компрессора (то есть L1 и L8 на фиг. 13) и линия насоса высокого давления (то есть L23 и L24 на фиг. 13) в качестве системы подачи топливного газа по представленному варианту, предпочтительно, чтобы топливный газ подавался в двигатели по линии компрессора в загруженном состоянии, в котором образуется большое количество BOG, и подавался в двигатели по линиям насоса высокого давления в балластном состоянии, в котором образуется небольшое количество BOG.
Обычно энергия, необходимая компрессору для сжатия газа (BOG) до высокого давления приблизительно 150-400 бар (абсолютное давление), требующегося в ME-GI двигателе, значительно больше энергии, необходимой насосу для сжатия жидкости (LNG). Компрессор для сжатия газа до высокого давления очень дорогой и занимает большое пространство. Поэтому можно считать, что использование линии насоса высокого давления отдельно без какой-либо линии компрессора является эффективным с точки зрения стоимости. Например, расходуется 2 МВт мощности при подаче топлива в ME-GI двигатель за счет приведения в действие одного многоступенчатого компрессора. Однако если используется насос высокого давления, расходуется 100 кВт энергии. Однако когда топливный газ подается в двигатели с использованием отдельно линии насоса высокого давления в загруженном состоянии, необходимо устройство повторного сжижения для повторного сжижения BOG, чтобы обрабатывать BOG, постоянно образующийся в грузовой емкости. При учете энергии, расходуемой в устройстве повторного сжижения, предпочтительно, чтобы были установлены как линия компрессора, так и линия насоса высокого давления, топливный газ подавался через линию компрессора в загруженном состоянии и подавался через линию насоса высокого давления в балластном состоянии.
В то же время, как в балластном состоянии, когда количество BOG, образующегося в грузовой емкости, меньше количества топлива, необходимого для ME-GI двигателя, может оказаться эффективным отделить BOG во вспомогательную линию L8 подачи BOG в процессе многоступенчатого сжатия и использовать отделенный BOG в качестве топлива для DF двигателя, без сжатия BOG в многоступенчатом компрессоре до высокого давления, требуемого в ME-GI. То есть, например, если BOG подается в DF двигатель через только 2 ступени цилиндров сжатия 5-ступенчатого компрессора, оставшиеся 3 ступени цилиндров сжатия работают вхолостую. 2 МВт мощности требуется, когда BOG сжимается путем приведения в действие всего 5-ступенчатого компрессора. 600 кВт мощности требуется, когда используется 2 ступени цилиндров сжатия, а оставшиеся 3 ступени цилиндров сжатия работают вхолостую. 100 кВт мощности требуется, когда топливо подается в ME-GI двигатель через насос высокого давления. Поэтому, как и в балластном состоянии, когда образующееся количество BOG меньше количества топлива, необходимого для ME-GI двигателя, с точки зрения энергоэффективности выгодно расходовать все количество BOG в DF двигателе или тому подобном и подавать LNG в качестве топлива через насос высокого давления.
Однако, если необходимо, даже когда образующееся количество BOG меньше количества топлива, необходимого для ME-GI двигателя, LNG можно принудительно испарять и подавать как недостающее количество при подаче BOG в качестве топлива в ME-GI двигатель через компрессор. В то же время, так как образующееся количество BOG является небольшим в балластном состоянии, BOG не выгружается, а накапливается до тех пор, пока в грузовой емкости не будет достигнуто заранее определенное давление, и сразу же выгружается и подается в качестве топлива в DF двигатель или ME-GI двигатель вместо выгрузки и расходования BOG по мере его образования.
В балластном состоянии в двигатель судна (DF двигатель или ME-GI двигатель) в качестве топлива может одновременно подаваться BOG, сжатый компрессором 13, и LNG, сжатый насосом 43 высокого давления. В дополнение к этому в балластном состоянии в двигатель судна (DF двигатель или ME-GI двигатель) может в качестве топлива поочередно подаваться BOG, сжатый компрессором 13, и LNG, сжатый насосом 43 высокого давления.
В дополнение к этому на судах, где нелегко восстановить и заменить оборудование, важные установки требуется монтировать по две по соображениям безопасности (избыточности). То есть требуется избыточность важных установок, в результате чего дополнительные установки способны выполнять ту же функцию, что и основная установка, и дополнительное оборудование находится в состоянии ожидания во время нормальной работы основной установки и берет на себя функцию основной установки, когда основная установка не работает из-за сбоя. Примеры установок, требующих избыточности, могут включать вращающиеся установки, например компрессоры или насосы.
По сути, различные установки необходимо с избыточностью монтировать на судне, чтобы удовлетворить только требованию избыточности, при этом, не используя их в обычные дни. Система подачи топливного газа, использующая две линии компрессора, требует больших затрат и пространства для установки компрессора. При использовании системы подачи топливного газа расходуется много энергии. Система подачи топливного газа, использующая две линии насоса высокого давления, может расходовать много энергии при обработке (повторном сжижении) BOG. С другой стороны, в системе подачи топливного газа по настоящему изобретению, в которой установлены как линия компрессора, так и линия насоса высокого давления, даже когда возникает проблема в одной линии подачи, судно может нормально продолжать плыть за счет другой линии подачи. В случае когда установлена только одна линия компрессора, дорогие компрессоры меньше используются, и можно подходящим образом выбрать и использовать оптимальный способ подачи топливного газа в соответствии с образовавшимся количеством BOG. Таким образом, можно получить дополнительный эффект, то есть можно сохранить стоимость работы, а также первоначальную стоимость строительства судна.
Как изображено на фиг. 13, когда система обработки сжиженного газа и гибридная система подачи топливного газа объединяются в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения, BOG, образовавшийся во время транспортировки груза (то есть LNG) в перевозчике LNG, может быть использован в качестве топлива двигателя либо может быть повторно сжижен, возвращен в грузовую емкость и может храниться там. Таким образом, количество BOG, расходуемого в GCU, может быть уменьшено или исключено. Кроме того, BOG может быть обработан путем повторного сжижения без монтирования устройств повторного сжижения, использующих отдельные охладители, такие как азот.
Согласно представленному варианту несмотря на последнюю тенденцию, согласно которой образовавшееся количество BOG увеличивается из-за увеличенной вместимости грузовой емкости, а необходимое количество топлива уменьшается из-за улучшенных характеристик двигателя, BOG, остающийся после использования в качестве топлива двигателя, может быть повторно сжижен и возвращен в грузовую емкость, что позволяет предотвратить выброс BOG как отхода.
В частности, в системе и способе обработки сжиженного газа, соответствующих представленному варианту, так как нет необходимости монтировать устройства повторного сжижения, использующие отдельные охладители (то есть цикл охлаждения с охладителем азотом, цикл охлаждения со смешанным охладителем или тому подобное), нет необходимости в отдельном монтировании установок для подачи и хранения охладителей. Следовательно, можно сохранить стоимость первоначального монтирования и стоимость работы при конфигурировании всей системы.
Хотя описаны конкретные варианты реализации настоящего изобретения, специалистам в данной области техники будет очевидно, что могут быть сделаны различные изменения и модификации без выхода за пределы сущности и объема изобретения, который определен в пунктах приведенной далее формулы изобретения.

Claims (20)

1. Система обработки сжиженного газа для судна, которое включает грузовую емкость, хранящую сжиженный природный газ, и двигатель, использующий сжиженный природный газ, хранящийся в грузовой емкости, в качестве топлива, причем указанная система содержит:
- первый поток испаряющегося газа, который образуется из сжиженного природного газа в грузовой емкости и выгружается из этой емкости;
- второй поток испаряющегося газа, который подается в качестве топлива в двигатель в первом потоке; и
- третий поток испаряющегося газа, который не подается в двигатель в первом потоке,
причем первый поток сжимается при 150-400 бар в компрессоре и затем разделяется на второй поток и третий поток, и
третий поток сжижается за счет теплообмена с первым потоком испаряющегося газа в теплообменнике, в результате чего испаряющийся газ обрабатывается без применения устройства повторного сжижения, использующего отдельный охладитель.
2. Система обработки сжиженного газа по п. 1, в которой давление третьего потока, сжиженного в теплообменнике, понижается при помощи средства понижения давления.
3. Система обработки сжиженного газа по п. 2, в которой третий поток, давление которого понижено до состояния смеси газ-жидкость, возвращается в грузовую емкость.
4. Система обработки сжиженного газа по п. 2, в которой газовый компонент в третьем потоке, давление которого понижено до состояния смеси газ-жидкость, объединяется с первым потоком испаряющегося газа, выгружаемого из грузовой емкости.
5. Система обработки сжиженного газа по п. 4, в которой третий поток, подаваемый в средство понижения давления, охлаждается за счет теплообмена в охладителе, установленном выше по потоку от средства понижения давления, вместе с газовым компонентом в третьем потоке, давление которого понижено до состояния смеси газ-жидкость при прохождении через средство понижения давления.
6. Система обработки сжиженного газа по п. 2, в которой установлен разделитель газа-жидкости для отделения только жидкого компонента из третьего потока, давление которого понижено до состояния смеси газ-жидкость, и возврата жидкого компонента в грузовую емкость.
7. Система обработки сжиженного газа по п. 2, в которой компрессор включает множество цилиндров сжатия.
8. Система обработки сжиженного газа по п. 7, дополнительно содержащая средство расходования испаряющегося газа, которое принимает и использует испаряющийся газ, сжатый при прохождении через часть из множества цилиндров сжатия, входящих в состав компрессора.
9. Система обработки сжиженного газа по п. 7, в которой испаряющийся газ, подаваемый в теплообменник, представляет собой испаряющийся газ, сжатый при прохождении через все или часть из множества цилиндров сжатия, входящих в состав компрессора.
10. Система обработки сжиженного газа по п. 1, дополнительно содержащая принудительный испаритель, предназначенный для принудительного испарения сжиженного природного газа, хранящегося в грузовой емкости, и подачи испарившегося сжиженного природного газа в компрессор.
11. Система обработки сжиженного газа по п. 1, дополнительно содержащая:
- линию компрессора, через которую испаряющийся газ внутри грузовой емкости сжимается компрессором и подается в качестве топлива в двигатель; и
- линию насоса высокого давления, через которую сжиженный природный газ внутри грузовой емкости сжимается насосом высокого давления и подается в качестве топлива в двигатель.
12. Система обработки сжиженного газа по п. 1, в которой двигатель включает ME-GI двигатель и DF двигатель.
13. Система обработки сжиженного газа по п. 1, в которой средство понижения давления представляет собой расширительный клапан или расширитель.
RU2015104804A 2012-10-24 2013-10-24 Система обработки сжиженного газа для судна RU2608621C2 (ru)

Applications Claiming Priority (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR10-2012-0118241 2012-10-24
KR1020120118241 2012-10-24
KR1020120143522A KR20130139150A (ko) 2012-12-11 2012-12-11 해상 구조물의 증발가스 처리 시스템 및 처리 방법
KR10-2012-0143522 2012-12-11
KR20130073731 2013-06-26
KR10-2013-0073731 2013-06-26
PCT/KR2013/009540 WO2014065618A1 (ko) 2012-10-24 2013-10-24 선박의 액화가스 처리 시스템

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015104804A RU2015104804A (ru) 2016-08-27
RU2608621C2 true RU2608621C2 (ru) 2017-01-23

Family

ID=50544922

Family Applications (4)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015119532A RU2608617C2 (ru) 2012-10-24 2013-10-24 Способ обработки сжиженного газа для судна
RU2015119546/11A RU2597930C1 (ru) 2012-10-24 2013-10-24 Система обработки сжиженного газа для судна
RU2015119530A RU2608451C2 (ru) 2012-10-24 2013-10-24 Система обработки сжиженного газа для судна
RU2015104804A RU2608621C2 (ru) 2012-10-24 2013-10-24 Система обработки сжиженного газа для судна

Family Applications Before (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015119532A RU2608617C2 (ru) 2012-10-24 2013-10-24 Способ обработки сжиженного газа для судна
RU2015119546/11A RU2597930C1 (ru) 2012-10-24 2013-10-24 Система обработки сжиженного газа для судна
RU2015119530A RU2608451C2 (ru) 2012-10-24 2013-10-24 Система обработки сжиженного газа для судна

Country Status (15)

Country Link
US (5) US20140290279A1 (ru)
EP (6) EP2896810B1 (ru)
JP (5) JP5951790B2 (ru)
KR (6) KR101386543B1 (ru)
CN (5) CN104024100A (ru)
DK (6) DK2913512T3 (ru)
ES (5) ES2659028T3 (ru)
HR (5) HRP20171645T1 (ru)
IN (1) IN2015KN00264A (ru)
NO (5) NO2853479T3 (ru)
PH (3) PH12015500895B1 (ru)
PL (5) PL2913512T3 (ru)
RU (4) RU2608617C2 (ru)
SG (4) SG11201503115WA (ru)
WO (4) WO2014065621A1 (ru)

Families Citing this family (152)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101350807B1 (ko) 2012-10-24 2014-01-16 대우조선해양 주식회사 선박용 엔진의 하이브리드 연료공급 시스템
KR101386543B1 (ko) 2012-10-24 2014-04-18 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 처리 시스템
KR101640765B1 (ko) 2013-06-26 2016-07-19 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법
KR20160011807A (ko) * 2014-07-22 2016-02-02 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR101937508B1 (ko) * 2014-07-22 2019-01-11 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR101683158B1 (ko) * 2014-07-30 2016-12-07 삼성중공업 주식회사 연료 공급 시스템
JP6389404B2 (ja) * 2014-09-12 2018-09-12 川崎重工業株式会社 ガス供給システム及びそれを備える船舶
JP6516430B2 (ja) * 2014-09-19 2019-05-22 大阪瓦斯株式会社 ボイルオフガスの再液化設備
JP6250519B2 (ja) * 2014-10-17 2017-12-20 三井造船株式会社 ボイルオフガス回収システム
KR101910224B1 (ko) * 2014-12-19 2018-10-22 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR102189738B1 (ko) 2014-12-19 2020-12-14 삼성중공업 주식회사 연료공급시스템
NO338906B1 (no) * 2014-12-23 2016-10-31 Rolls Royce Marine As System og fremgangsmåte for kondisjonering av LNG i drivstoffsystem
KR102186045B1 (ko) * 2014-12-29 2020-12-04 삼성중공업 주식회사 증발가스 처리장치
WO2016122026A1 (ko) 2015-01-30 2016-08-04 대우조선해양 주식회사 선박용 엔진의 연료공급 시스템 및 방법
CN107407230A (zh) * 2015-01-30 2017-11-28 大宇造船海洋株式会社 用于船舶发动机的燃料供应系统及方法
US9828987B2 (en) * 2015-01-30 2017-11-28 Caterpillar Inc. System and method for priming a pump
JP6498785B2 (ja) * 2015-02-04 2019-04-10 サムスン ヘビー インダストリーズ カンパニー リミテッド 船舶の蒸発ガス処理装置および処理方法
KR101672196B1 (ko) * 2015-06-08 2016-11-03 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
JP2016169837A (ja) * 2015-03-13 2016-09-23 三井造船株式会社 ボイルオフガス回収システム
WO2016146959A1 (en) * 2015-03-17 2016-09-22 Statoil Petroleum As Dew point and carry-over monitoring
KR20160113421A (ko) 2015-03-19 2016-09-29 삼성중공업 주식회사 증발가스 처리 장치
KR102361518B1 (ko) * 2015-03-19 2022-02-10 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 장치 및 방법
KR102189756B1 (ko) * 2015-03-19 2020-12-14 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR102074016B1 (ko) * 2015-03-20 2020-02-06 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR102104146B1 (ko) * 2015-03-20 2020-04-24 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
US10030610B2 (en) * 2015-03-20 2018-07-24 Progress Rail Locomotive Inc. Fuel system for an engine
US20160290258A1 (en) * 2015-04-03 2016-10-06 Electro-Motive Diesel, Inc. Method and system for reducing engine nox emissions by fuel dilution
KR101768326B1 (ko) * 2015-04-07 2017-08-30 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
JP6541059B2 (ja) * 2015-04-10 2019-07-10 三井Ｅ＆Ｓ造船株式会社 液化ガス運搬船用燃料ガス供給システム
GB2538096A (en) * 2015-05-07 2016-11-09 Highview Entpr Ltd Systems and methods for controlling pressure in a cryogenic energy storage system
KR101644389B1 (ko) * 2015-05-29 2016-08-01 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR101714672B1 (ko) * 2015-06-03 2017-03-09 대우조선해양 주식회사 저장탱크를 포함하는 선박
KR101701724B1 (ko) * 2015-06-05 2017-02-02 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR101848139B1 (ko) * 2015-06-09 2018-04-11 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템을 포함하는 선박
WO2016200181A1 (ko) * 2015-06-09 2016-12-15 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템을 포함하는 선박
WO2016200170A1 (ko) * 2015-06-09 2016-12-15 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템을 포함하는 선박
KR20160144880A (ko) * 2015-06-09 2016-12-19 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템
WO2016200174A1 (ko) * 2015-06-09 2016-12-15 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템을 포함하는 선박
WO2016200178A1 (ko) * 2015-06-09 2016-12-15 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템을 포함하는 선박
KR101644386B1 (ko) * 2015-06-10 2016-08-01 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR101617021B1 (ko) 2015-06-19 2016-04-29 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR101617022B1 (ko) 2015-06-19 2016-04-29 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR101701702B1 (ko) 2015-06-19 2017-02-03 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR20160149828A (ko) 2015-06-19 2016-12-28 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR101711944B1 (ko) 2015-06-26 2017-03-03 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR102315026B1 (ko) * 2015-06-26 2021-10-20 대우조선해양 주식회사 저장탱크를 포함하는 선박
KR101711951B1 (ko) 2015-06-26 2017-03-03 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
EP3314159A1 (en) * 2015-06-29 2018-05-02 Shell International Research Maatschappij B.V. Regasification terminal and a method of operating such a regasification terminal
SG11201800183YA (en) * 2015-07-08 2018-02-27 Daewoo Shipbuilding & Marine Ship comprising engine
KR101613236B1 (ko) * 2015-07-08 2016-04-18 대우조선해양 주식회사 엔진을 포함하는 선박 및 이에 적용되는 증발가스 재액화 방법
KR102397728B1 (ko) * 2015-07-17 2022-05-16 대우조선해양 주식회사 엔진을 포함하는 선박
US10167000B2 (en) * 2015-07-31 2019-01-01 Progress Rail Lovomotive Inc. Fuel supply system for a locomotive
FR3040773B1 (fr) * 2015-09-03 2021-02-12 Cryostar Sas Systeme et procede de traitement de gaz issu de l'evaporation d'un liquide cryogenique
CN108137145A (zh) * 2015-10-16 2018-06-08 科莱斯达公司 为至少供应发动机的目的用于处理蒸发气体的方法和装置
KR102263164B1 (ko) * 2015-10-27 2021-06-10 한국조선해양 주식회사 액화가스 재기화 시스템
CN108137132B (zh) * 2015-11-05 2020-04-14 现代重工业株式会社 气体处理系统及包括其的船舶
WO2017078155A1 (ja) * 2015-11-06 2017-05-11 川崎重工業株式会社 船舶
WO2017077719A1 (ja) * 2015-11-06 2017-05-11 川崎重工業株式会社 船舶
JP6600247B2 (ja) * 2015-11-06 2019-10-30 川崎重工業株式会社 船舶
KR101751854B1 (ko) * 2015-11-12 2017-06-28 대우조선해양 주식회사 선박
CN105292384B (zh) * 2015-11-13 2017-07-25 舟山长宏国际船舶修造有限公司 一种防冻液化天然气lng货罐船
KR101831177B1 (ko) * 2015-12-09 2018-02-26 대우조선해양 주식회사 엔진을 포함하는 선박
KR101788756B1 (ko) * 2015-12-09 2017-10-20 대우조선해양 주식회사 엔진을 포함하는 선박
JP6670088B2 (ja) * 2015-12-18 2020-03-18 川崎重工業株式会社 船舶
JP6600248B2 (ja) * 2015-12-18 2019-10-30 川崎重工業株式会社 船舶
KR20180095724A (ko) * 2016-01-12 2018-08-27 엑셀러레이트 리쿼팩션 솔루션즈, 엘엘씨 천연가스 액화 선박
TR201815945T4 (tr) * 2016-01-18 2018-11-21 Cryostar Sas Sıkıştırılmış gazın birçok gaz beslemeli cihaza sağlanmasına yönelik sistem.
EP3193113B1 (en) * 2016-01-18 2019-05-29 Cryostar SAS System for liquefying a gas
US20170211748A1 (en) * 2016-01-25 2017-07-27 Lukas Tobeiner Low temperature helium injection
JP6651370B2 (ja) * 2016-02-05 2020-02-19 川崎重工業株式会社 低温液化ガス用ｂｏｇ加温システム
DE102016002316A1 (de) * 2016-02-29 2017-08-31 Tge Marine Gas Engineering Gmbh Verfahren zum Betrieb eines Flüssiggastanks und Flüssiggastank zur Aufnahme von LNG und Boil-off-Gas
JP6613179B2 (ja) * 2016-03-16 2019-11-27 川崎重工業株式会社 液化ガス運搬船
JP6677367B2 (ja) * 2016-03-18 2020-04-08 三井Ｅ＆Ｓ造船株式会社 ボイルオフガス処理システムおよび液化ガス運搬船
FR3049341B1 (fr) * 2016-03-23 2019-06-14 Cryostar Sas Systeme de traitement d'un gaz issu de l'evaporation d'un liquide cryogenique et d'alimentation en gaz sous pression d'un moteur a gaz
US20190112008A1 (en) * 2016-03-31 2019-04-18 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Boil-off gas re-liquefying device and method for ship
JP6604885B2 (ja) * 2016-03-31 2019-11-13 大阪瓦斯株式会社 ボイルオフガスの再液化設備
KR101711966B1 (ko) * 2016-04-01 2017-03-06 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR102142114B1 (ko) * 2016-04-04 2020-08-07 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
CN109563968B (zh) * 2016-05-04 2021-01-15 创新低温系统公司 用于向气体消耗构件供给可燃气体并用于液化所述可燃气体的设备
ES2937024T3 (es) * 2016-05-11 2023-03-23 Gaztransport Et Technigaz Instalación de almacenamiento y de tratamiento de gas
DK179056B1 (en) * 2016-05-26 2017-09-25 Man Diesel & Turbo Filial Af Man Diesel & Turbo Se Tyskland Fuel supply system for a large two-stroke compression-ignited high-pressure gas injection internal combustion engine
CN107448936A (zh) * 2016-05-30 2017-12-08 中国石油天然气集团公司 一种液化天然气蒸发气的处理装置、方法及其应用
JP6757191B2 (ja) 2016-07-05 2020-09-16 川崎重工業株式会社 船舶
KR101867031B1 (ko) * 2016-08-17 2018-06-14 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법
JP6796976B2 (ja) * 2016-09-20 2020-12-09 川崎重工業株式会社 船舶
JP6722072B2 (ja) * 2016-09-21 2020-07-15 川崎重工業株式会社 船舶
KR102548329B1 (ko) * 2016-09-23 2023-06-27 삼성중공업 주식회사 연료공급시스템
JP6757217B2 (ja) * 2016-09-23 2020-09-16 川崎重工業株式会社 船舶
JP6722074B2 (ja) * 2016-09-23 2020-07-15 川崎重工業株式会社 船舶
KR101895491B1 (ko) 2016-09-28 2018-09-07 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR101895492B1 (ko) 2016-09-28 2018-09-07 삼성중공업 주식회사 연료공급시스템
KR101895493B1 (ko) 2016-09-28 2018-09-07 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
KR101876974B1 (ko) * 2016-09-29 2018-07-10 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 장치 및 방법
JP6651688B2 (ja) * 2016-10-17 2020-02-19 株式会社三井Ｅ＆Ｓマシナリー 燃料ガス供給システム、船舶、及び燃料ガス供給方法
WO2018091764A1 (en) * 2016-11-15 2018-05-24 Wärtsilä Finland Oy A liquefied gas fuel feeding system and a method of operating a power plant of internal combustion engines powered with liquefied gas
US11698169B2 (en) 2016-12-23 2023-07-11 Shell Usa, Inc. Vessel for the transport of liquefied gas and method of operating the vessel
JP6876826B2 (ja) * 2017-01-02 2021-05-26 サムスン・ヘヴィー・インダストリーズ・カンパニー・リミテッド 燃料ガス供給システム
KR101824421B1 (ko) * 2017-01-02 2018-02-05 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급 시스템
KR101858514B1 (ko) * 2017-01-25 2018-05-17 대우조선해양 주식회사 Lng 선의 증발가스 재액화 방법 및 시스템
JP6347003B1 (ja) * 2017-01-25 2018-06-20 デウ シップビルディング アンド マリン エンジニアリング カンパニー リミテッド Ｌｎｇ船の蒸発ガス再液化方法及びシステム
JP6347004B1 (ja) * 2017-01-25 2018-06-20 デウ シップビルディング アンド マリン エンジニアリング カンパニー リミテッド Ｌｎｇ船の蒸発ガス再液化方法及びシステム
JP6815213B2 (ja) * 2017-01-30 2021-01-20 株式会社神戸製鋼所 ボイルオフガス回収システム
JP2018150852A (ja) * 2017-03-10 2018-09-27 三井Ｅ＆Ｓ造船株式会社 液化ガス燃料供給システム
US10865740B2 (en) * 2017-03-16 2020-12-15 Volvo Truck Corporation Fuel system for an internal combustion engine
KR102066632B1 (ko) * 2017-03-24 2020-01-15 대우조선해양 주식회사 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 방법
CN110476005A (zh) * 2017-03-30 2019-11-19 埃克森美孚上游研究公司 具有用于lng和液氮的双低温货舱的船舶/浮式储存单元
JP6609865B2 (ja) * 2017-04-06 2019-11-27 三菱造船株式会社 浮体
EP3619418B1 (en) * 2017-05-05 2023-07-19 Wärtsilä Finland Oy A liquefied gas fuel feeding system and a marine vessel
KR102234540B1 (ko) 2017-05-11 2021-03-31 삼성중공업 주식회사 동력발생장치
FR3066250B1 (fr) * 2017-05-12 2019-07-05 Gaztransport Et Technigaz Dispositif et procede de refroidissement de gaz liquefie et/ou de gaz d'evaporation naturelle de gaz liquefie
KR102120541B1 (ko) * 2017-06-13 2020-06-09 한국조선해양 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 선박
CN107300125A (zh) * 2017-06-28 2017-10-27 滁州新奥燃气工程有限公司 利用lng加气站兼做城市应急调峰气源的方法
JP6901919B2 (ja) * 2017-07-05 2021-07-14 川崎重工業株式会社 船舶
JP6767942B2 (ja) * 2017-07-28 2020-10-14 株式会社神戸製鋼所 圧縮装置
KR101957321B1 (ko) * 2017-07-31 2019-03-12 대우조선해양 주식회사 증발가스 재액화 시스템
KR101938176B1 (ko) * 2017-07-31 2019-01-14 대우조선해양 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 증발가스 재액화 시스템 내의 윤활유 배출 방법
KR101957322B1 (ko) * 2017-07-31 2019-03-12 대우조선해양 주식회사 증발가스 재액화 시스템 및 증발가스 재액화 시스템 내의 윤활유 배출 방법
JP6986132B2 (ja) * 2017-07-31 2021-12-22 デウ シップビルディング アンド マリン エンジニアリング カンパニー リミテッド 蒸発ガス再液化システム、蒸発ガス再液化システム内の潤滑油排出方法、およびエンジンの燃料供給方法
KR102286702B1 (ko) * 2017-09-08 2021-08-09 한국조선해양 주식회사 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박
CN107702430B (zh) * 2017-09-20 2019-12-24 国鸿液化气机械工程（大连）有限公司 船舶再液化系统及方法
JP6740535B2 (ja) * 2017-09-22 2020-08-19 株式会社三井Ｅ＆Ｓマシナリー 燃料ガス供給システム、船舶、及び燃料ガス供給方法
KR102334527B1 (ko) 2017-09-27 2021-12-07 삼성중공업 주식회사 연료 공급시스템
KR101996809B1 (ko) 2017-09-28 2019-07-08 삼성중공업 주식회사 연료공급시스템
JP6429159B2 (ja) * 2017-11-21 2018-11-28 三井Ｅ＆Ｓ造船株式会社 ボイルオフガス回収システム
DE102017222926A1 (de) * 2017-12-15 2019-06-19 Robert Bosch Gmbh Kraftstofffördereinrichtung für eine Brennkraftmaschine
KR102387174B1 (ko) * 2017-12-19 2022-04-15 대우조선해양 주식회사 익스펜더를 활용한 ｂｏｇ 관리 최적화 시스템 및 방법
FR3075754B1 (fr) * 2017-12-22 2020-01-03 Gaztransport Et Technigaz Navire propulse au gaz liquefie
KR20190079956A (ko) * 2017-12-28 2019-07-08 에스케이씨 주식회사 광학 재료용 중합성 조성물
KR102387172B1 (ko) * 2017-12-29 2022-04-15 대우조선해양 주식회사 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법
CN108999728A (zh) * 2018-01-02 2018-12-14 上海齐耀动力技术有限公司 基于超临界压缩高压天然气发动机燃料的供给系统及方法
KR102450533B1 (ko) * 2018-01-25 2022-10-05 한국조선해양 주식회사 휘발성 유기화합물 처리 시스템 및 선박
CN108860550B (zh) * 2018-05-04 2020-02-04 江苏科技大学 一种lng动力船双动力供给与推进系统及工作方法
JP7143120B2 (ja) * 2018-06-01 2022-09-28 株式会社神戸製鋼所 ガス供給システム
KR102200375B1 (ko) * 2018-10-29 2021-01-08 한국조선해양 주식회사 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박
JP7036702B2 (ja) * 2018-10-30 2022-03-15 株式会社神戸製鋼所 圧縮装置
KR102233192B1 (ko) * 2018-11-14 2021-03-29 대우조선해양 주식회사 선박용 연료 공급 시스템 및 방법
KR20200130779A (ko) 2019-05-10 2020-11-20 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템
DK180290B1 (en) 2019-07-05 2020-10-08 Man Energy Solutions Filial Af Man Energy Solutions Se Tyskland A gaseous fuel supply system and a method for operating the gaseous fuel supply system
KR102248130B1 (ko) 2019-07-08 2021-05-06 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 재액화 시스템 및 방법
FR3101408B1 (fr) * 2019-09-30 2022-05-13 Gaztransport Et Technigaz Système de traitement d’un gaz contenu dans une cuve de stockage et/ou de transport de gaz à l’état liquide et gazeux
RU2721483C1 (ru) * 2019-12-05 2020-05-19 Акционерное общество "Уральское конструкторское бюро транспортного машиностроения" (АО "УКБТМ") Топливная система транспортного средства
KR102631166B1 (ko) * 2019-12-09 2024-01-31 삼성중공업 주식회사 선박용 연료가스공급시스템
WO2021132955A1 (ko) * 2019-12-24 2021-07-01 대우조선해양 주식회사 선박의 액화가스 공급 시스템 및 방법 그리고 선박의 액화가스 연료 공급 시스템
US20210270525A1 (en) * 2020-02-28 2021-09-02 IMI Japan KK Liquefied natural gas recondensation system and related methodology
DE102020113548A1 (de) * 2020-05-19 2021-11-25 Tge Marine Gas Engineering Gmbh Bereitstellung von Brenngas für eine Brenngasmaschine
JP6756065B1 (ja) * 2020-06-29 2020-09-16 株式会社神戸製鋼所 圧縮機ユニットの停止制御方法および圧縮機ユニット
KR102327624B1 (ko) 2020-07-03 2021-11-16 현대중공업 주식회사 액화가스 저장탱크 및 이를 포함하는 선박
CN112046686B (zh) * 2020-08-03 2022-12-13 沪东中华造船(集团)有限公司 一种乙烷运输船不可液化的高甲烷含量挥发气体处理系统
CN112361208B (zh) * 2020-09-30 2022-06-17 中国船舶重工集团公司第七0四研究所 一种船用闪蒸天然气处理装置和方法
JP2022113008A (ja) * 2021-01-22 2022-08-03 川崎重工業株式会社 船舶
JP2022113009A (ja) * 2021-01-22 2022-08-03 川崎重工業株式会社 船舶
CN113701043B (zh) * 2021-08-27 2022-09-23 广东海洋大学 一种lng船上氢的制取、储存与燃用的综合系统

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3885394A (en) * 1972-12-11 1975-05-27 Sulzer Ag Process and apparatus for treating and utilizing vaporized gas in a ship for transporting liquified gas
RU2243445C1 (ru) * 2003-04-14 2004-12-27 Открытое акционерное общество "Кузполимермаш" Заправочная станция сжиженных углеводородных газов
RU118596U1 (ru) * 2012-03-20 2012-07-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Газозаправочная станция
KR20120107888A (ko) * 2011-03-22 2012-10-04 대우조선해양 주식회사 재액화 장치 및 고압 천연가스 분사 엔진을 갖는 해상 구조물의 연료 공급 시스템 및 방법

Family Cites Families (72)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2659020A (en) * 1950-11-01 1953-11-10 Cone Automatic Mach Co Inc Mechanism for adjustable correlating tool feed with rate of cutting of machine tools
NL235432A (ru) * 1958-01-29
GB1471404A (en) * 1973-04-17 1977-04-27 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil-off gas
GB1472533A (en) * 1973-06-27 1977-05-04 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil-off gas from a ships cargo of liquefied natural gas
NO823336L (no) 1982-10-04 1984-04-05 Moss Rosenberg Verft As Anordning ved tostoffs-dieselmotor og fremgangsmaater ved drift av tostoffs-dieselmotorer
JPH0351599Y2 (ru) * 1985-10-08 1991-11-06
FR2588947B1 (fr) * 1985-10-21 1989-02-10 Distrigaz Sa Procede pour maintenir la composition du produit stocke constante dans un stockage de gaz liquefie a basse temperature
JPH0654101B2 (ja) 1987-06-02 1994-07-20 三菱重工業株式会社 ガス焚きディ−ゼルエンジンのガス供給装置
CH675278A5 (ru) 1988-02-25 1990-09-14 Burckhardt Ag Maschf
JPH01167989U (ru) * 1988-05-09 1989-11-27
CN2194985Y (zh) * 1994-02-26 1995-04-19 四川省绵阳市科阳低温设备公司 用液化天然气作燃料的汽车供燃装置
JPH0942598A (ja) * 1995-08-04 1997-02-14 Chiyoda Corp 液化ガスの蒸発ガス処理システムおよび処理方法
TW366411B (en) * 1997-06-20 1999-08-11 Exxon Production Research Co Improved process for liquefaction of natural gas
JP3790393B2 (ja) 1999-11-05 2006-06-28 大阪瓦斯株式会社 液化天然ガス運搬船におけるカーゴタンクの圧力制御装置及びその圧力制御方法
JP3673127B2 (ja) 1999-11-08 2005-07-20 大阪瓦斯株式会社 ボイルオフガスの再液化方法
JP2005273681A (ja) * 2004-03-22 2005-10-06 Ebara Corp 低温液化ガス貯留システム
GB0501335D0 (en) * 2005-01-21 2005-03-02 Cryostar France Sa Natural gas supply method and apparatus
FI119118B (fi) * 2005-03-24 2008-07-31 Waertsilae Finland Oy Menetelmä kaasumoottorilaitoksen käyttämiseksi ja kaasumoottorin polttoaineen syöttöjärjestelmä
JP4073445B2 (ja) 2005-06-17 2008-04-09 株式会社川崎造船 液化天然ガス運搬船の蒸発ガス供給システム
RU2406949C2 (ru) 2005-08-09 2010-12-20 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ ожижения природного газа для получения сжиженного природного газа
EP2005056A2 (en) 2006-04-13 2008-12-24 Fluor Technologies Corporation Lng vapor handling configurations and methods
FI122137B (fi) * 2006-06-27 2011-09-15 Waertsilae Finland Oy Kaasukäyttöisen laivan polttoainejärjestelmä
KR100845819B1 (ko) * 2006-12-20 2008-07-14 삼성중공업 주식회사 메탄가 제어가 가능한 액화천연가스 수송선의가스연료공급장치
DE102006061251B4 (de) * 2006-12-22 2010-11-11 Man Diesel & Turbo Se Gasversorgungsanlage für einen Antrieb
KR100823029B1 (ko) * 2007-01-23 2008-04-17 현대중공업 주식회사 천연가스를 냉매로 사용하는 열교환기가 구비된액화천연가스 연료공급장치
KR100835090B1 (ko) * 2007-05-08 2008-06-03 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 연료가스 공급 시스템 및 방법
US20080276627A1 (en) * 2007-05-08 2008-11-13 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Fuel gas supply system and method of a ship
BRPI0813637B1 (pt) 2007-07-09 2019-07-09 Lng Technology Pty Ltd Processo e sistema para a produção de gás natural liquefeito
KR101076266B1 (ko) * 2007-07-19 2011-10-26 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 연료용 가스 공급 장치
US9140490B2 (en) 2007-08-24 2015-09-22 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction processes with feed gas refrigerant cooling loops
KR20090025514A (ko) * 2007-09-06 2009-03-11 신영중공업주식회사 Ｌｎｇ 운반선에 대한 ｂｏｇ 재액화 시스템
EP2072885A1 (en) * 2007-12-21 2009-06-24 Cryostar SAS Natural gas supply method and apparatus.
US20090199591A1 (en) * 2008-02-11 2009-08-13 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Liquefied natural gas with butane and method of storing and processing the same
KR100936394B1 (ko) * 2008-03-05 2010-01-12 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 ｌｎｇ 순환 시스템 및 방법
WO2009126604A1 (en) 2008-04-11 2009-10-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration of boil-off gas handling in lng regasification terminals
NO330187B1 (no) 2008-05-08 2011-03-07 Hamworthy Gas Systems As Gasstilforselssystem for gassmotorer
KR20080099209A (ko) 2008-05-16 2008-11-12 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 연료가스 공급 장치
GB0812053D0 (en) 2008-07-02 2008-08-06 Oliver Crispin Robotics Ltd Improvements in or relating to robotic arms
KR101026180B1 (ko) 2008-10-07 2011-03-31 삼성중공업 주식회사 액화천연가스 운반선의 증발가스 억제장치
KR101049229B1 (ko) * 2008-10-22 2011-07-14 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 연료가스 공급 장치 및 방법
KR100995803B1 (ko) * 2008-11-03 2010-11-23 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 추진 연료 공급 장치 및 방법
KR101110864B1 (ko) * 2009-02-27 2012-02-16 삼성중공업 주식회사 부유식 액화천연가스생산 저장설비
KR101187532B1 (ko) * 2009-03-03 2012-10-02 에스티엑스조선해양 주식회사 재액화 기능을 가지는 전기추진 ｌｎｇ 운반선의 증발가스 처리장치
KR20100107298A (ko) 2009-03-25 2010-10-05 (주)한국원자력 엔지니어링 방사성 폐유 처리장치
KR100961869B1 (ko) 2009-10-16 2010-06-09 대우조선해양 주식회사 액화연료가스 주 추진 엔진과 액화연료가스 발전 엔진을 선택적으로 구동하는 선박
KR101191241B1 (ko) 2009-10-20 2012-10-16 대우조선해양 주식회사 액화가스 수송선의 증발가스 재액화 장치
KR20110050239A (ko) 2009-11-06 2011-05-13 대우조선해양 주식회사 액화연료가스 추진 선박에서의 증발가스 처리 방법 및 그에 따른 액화연료가스 추진 선박
NO332739B1 (no) * 2009-12-21 2012-12-27 Hamworthy Oil & Gas Systems As System til vekselbrensel- eller gassmotorer og avkoksgassrekondensering
KR20110073825A (ko) 2009-12-24 2011-06-30 삼성중공업 주식회사 부유식 해상구조물의 액화천연가스 재기화 장치
KR101637334B1 (ko) * 2010-04-30 2016-07-08 대우조선해양 주식회사 천연가스 액화방법 및 장치
WO2011138988A1 (ko) * 2010-05-07 2011-11-10 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 운반선의 전기 생산 장치 및 방법
JP2012076561A (ja) 2010-09-30 2012-04-19 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 舶用燃料供給システム
KR101224931B1 (ko) * 2010-11-01 2013-01-22 삼성중공업 주식회사 선박
KR101271041B1 (ko) * 2010-11-09 2013-06-04 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급장치 및 방법
KR101258934B1 (ko) * 2010-12-09 2013-04-29 삼성중공업 주식회사 선박
CN103443435A (zh) 2011-03-11 2013-12-11 大宇造船海洋株式会社 用于将燃料供应到具有再液化装置和高压天然气喷射式发动机的海事结构的系统的驱动方法
KR101106089B1 (ko) 2011-03-11 2012-01-18 대우조선해양 주식회사 고압 천연가스 분사 엔진을 위한 연료 공급 방법
KR20120107831A (ko) * 2011-03-22 2012-10-04 대우조선해양 주식회사 잉여 증발가스 소비수단을 갖춘 고압 천연가스 분사 엔진용 연료 공급 시스템
EP2690274A4 (en) * 2011-03-22 2016-07-13 Daewoo Shipbuilding&Marine Engineering Co Ltd SYSTEM FOR FUEL SUPPLY OF A HIGH PRESSURE GAS INJECTION MOTOR WITH A DEVICE FOR CONSUMING EXCESSIVE EVAPORATING GAS
US20140069118A1 (en) 2011-03-22 2014-03-13 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Method and system for supplying fuel to high-pressure natural gas injection engine
KR20120107832A (ko) * 2011-03-22 2012-10-04 대우조선해양 주식회사 고압 천연가스 분사 엔진을 위한 연료 공급 시스템 및 방법
KR101281636B1 (ko) * 2011-03-25 2013-07-15 삼성중공업 주식회사 선박
JP5808128B2 (ja) 2011-03-31 2015-11-10 三菱重工業株式会社 ガス焚きエンジン
KR101291246B1 (ko) 2011-04-06 2013-07-30 삼성중공업 주식회사 Ｂｏｇ를 선박위치제어장치에 이용하는 선박
KR20130021204A (ko) 2011-08-22 2013-03-05 에스티엑스조선해양 주식회사 전기 추진식 엘엔지 연료급유선
KR101295446B1 (ko) 2011-12-02 2013-08-16 에스티엑스조선해양 주식회사 글리콜 열교환 방식을 이용한 엘엔지 운반선의 가스 공급장치
KR101447511B1 (ko) * 2012-04-02 2014-10-08 대우조선해양 주식회사 연료가스 공급 시스템
KR101350807B1 (ko) 2012-10-24 2014-01-16 대우조선해양 주식회사 선박용 엔진의 하이브리드 연료공급 시스템
KR101386543B1 (ko) 2012-10-24 2014-04-18 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 처리 시스템
CN104837724A (zh) 2012-12-11 2015-08-12 大宇造船海洋株式会社 用于船舶的液化气处理系统
US20140352330A1 (en) * 2013-05-30 2014-12-04 Hyundai Heavy Industries Co., Ltd. Liquefied gas treatment system
KR101640765B1 (ko) 2013-06-26 2016-07-19 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3885394A (en) * 1972-12-11 1975-05-27 Sulzer Ag Process and apparatus for treating and utilizing vaporized gas in a ship for transporting liquified gas
RU2243445C1 (ru) * 2003-04-14 2004-12-27 Открытое акционерное общество "Кузполимермаш" Заправочная станция сжиженных углеводородных газов
KR20120107888A (ko) * 2011-03-22 2012-10-04 대우조선해양 주식회사 재액화 장치 및 고압 천연가스 분사 엔진을 갖는 해상 구조물의 연료 공급 시스템 및 방법
RU118596U1 (ru) * 2012-03-20 2012-07-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Газозаправочная станция

Also Published As

Publication number Publication date
US20160215929A1 (en) 2016-07-28
EP2913511A1 (en) 2015-09-02
SG11201402322SA (en) 2014-10-30
CN104781532B (zh) 2018-06-05
EP2913512B1 (en) 2017-08-09
HRP20171733T1 (hr) 2017-12-29
EP2913510A4 (en) 2016-07-06
RU2015104804A (ru) 2016-08-27
DK2899390T3 (en) 2019-03-11
KR101537278B1 (ko) 2015-07-22
US20150226379A1 (en) 2015-08-13
PH12015500895A1 (en) 2015-06-29
WO2014065620A1 (ko) 2014-05-01
RU2015119532A (ru) 2016-12-20
ES2661681T3 (es) 2018-04-03
CN104024100A (zh) 2014-09-03
KR20140052896A (ko) 2014-05-07
KR101386543B1 (ko) 2014-04-18
PL2913510T3 (pl) 2018-05-30
ES2646601T3 (es) 2017-12-14
NO2896810T3 (ru) 2018-04-07
JP6366642B2 (ja) 2018-08-01
HRP20171645T1 (hr) 2017-12-15
DK2896810T3 (en) 2018-02-05
HRP20180253T1 (hr) 2018-03-09
PL2913512T3 (pl) 2018-02-28
EP2899390B1 (en) 2018-11-28
PH12015500895B1 (en) 2015-06-29
KR20140052895A (ko) 2014-05-07
HRP20171790T1 (hr) 2017-12-29
US20140290279A1 (en) 2014-10-02
RU2608451C2 (ru) 2017-01-18
EP2913511B1 (en) 2017-12-13
SG11201503111RA (en) 2015-06-29
WO2014065621A1 (ko) 2014-05-01
PL2853479T3 (pl) 2018-03-30
KR101444247B1 (ko) 2014-09-26
PL2913511T3 (pl) 2018-05-30
ES2647473T3 (es) 2017-12-21
EP2853479A1 (en) 2015-04-01
HRP20180410T1 (hr) 2018-04-20
EP2913511A4 (en) 2016-11-16
NO2913512T3 (ru) 2018-01-06
CN104755737B (zh) 2018-02-13
EP2913512A4 (en) 2016-07-06
CN104736829A (zh) 2015-06-24
DK2913512T3 (da) 2017-11-20
ES2646599T3 (es) 2017-12-14
CN104736829B (zh) 2017-06-06
EP2913512A1 (en) 2015-09-02
KR20140052897A (ko) 2014-05-07
RU2608617C2 (ru) 2017-01-23
JP2015532237A (ja) 2015-11-09
KR101521571B1 (ko) 2015-05-19
SG11201503110TA (en) 2015-06-29
EP2853479B1 (en) 2017-08-23
CN104755737A (zh) 2015-07-01
RU2015119530A (ru) 2016-12-20
KR20140107154A (ko) 2014-09-04
EP2853479A4 (en) 2015-11-18
PH12015500896A1 (en) 2015-07-13
EP2913510A1 (en) 2015-09-02
NO2853479T3 (ru) 2018-01-20
CN104781532A (zh) 2015-07-15
JP2016173184A (ja) 2016-09-29
NO2913510T3 (ru) 2018-03-10
PH12015500894B1 (en) 2015-06-29
JP2015505941A (ja) 2015-02-26
JP2015535777A (ja) 2015-12-17
DK2913510T3 (en) 2017-12-11
SG11201503115WA (en) 2015-06-29
WO2014065618A1 (ko) 2014-05-01
PH12015500894A1 (en) 2015-06-29
ES2659028T3 (es) 2018-03-13
EP2896810A1 (en) 2015-07-22
WO2014065619A1 (ko) 2014-05-01
US9168993B1 (en) 2015-10-27
KR101640770B1 (ko) 2016-07-19
US9739420B2 (en) 2017-08-22
JP2015535913A (ja) 2015-12-17
EP2913510B1 (en) 2017-10-11
PH12015500896B1 (en) 2015-07-13
JP6435266B2 (ja) 2018-12-05
IN2015KN00264A (ru) 2015-06-12
DK2913511T3 (en) 2018-03-05
CN109703700A (zh) 2019-05-03
KR20140052898A (ko) 2014-05-07
RU2597930C1 (ru) 2016-09-20
DK2853479T3 (da) 2017-11-27
JP6005870B2 (ja) 2016-10-12
JP5951790B2 (ja) 2016-07-13
EP2896810B1 (en) 2017-11-08
US20150300301A1 (en) 2015-10-22
EP2899390A1 (en) 2015-07-29
JP6002330B2 (ja) 2016-10-05
KR101521572B1 (ko) 2015-05-19
PL2896810T3 (pl) 2018-04-30
NO2913511T3 (ru) 2018-05-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2608621C2 (ru) Система обработки сжиженного газа для судна
RU2628556C2 (ru) Система и способ для обработки испаряющегося газа на судне
KR101356003B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 시스템
JP2016173184A5 (ru)
KR20140138018A (ko) 선박 엔진용 하이브리드 연료 공급 시스템 및 방법
KR101519537B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 시스템
KR101356004B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 방법