WO2014065618A1 - 선박의 액화가스 처리 시스템 - Google Patents

선박의 액화가스 처리 시스템 Download PDF

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WO2014065618A1
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최동규
문영식
정승교
정제헌
김남수
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    • Y02T90/40—Application of hydrogen technology to transportation, e.g. using fuel cells

Definitions

  • the present invention relates to a liquefied gas treatment system of a ship.
  • LNG RV is a LNG regasification facility installed on a LNG carrier that can be self-driving and floating.
  • LNG FSRU stores LNG in a storage tank which is unloaded from LNG carriers at sea, away from the land. It is an offshore structure that vaporizes liquefied natural gas and supplies it to onshore demand.
  • LNG FPSO purifies the mined natural gas from the sea and directly liquefies and stores it in a storage tank.If necessary, the LNG stored in this storage tank is transferred to an LNG carrier. It is a marine structure used for loading.
  • BMPP is a structure used to generate electricity at sea by mounting a power generation facility on a barge.
  • the vessel is a concept including all of the structures, such as LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP, as well as liquefied gas carrier such as LNG carrier, LNG RV.
  • the generated boil-off gas increases the pressure in the storage tank and accelerates the flow of the liquefied gas in response to the fluctuation of the vessel, it may cause structural problems, so it is necessary to suppress the generation of the boil-off gas.
  • the boil-off gas inside the storage tank is discharged to the outside of the storage tank to maintain the proper pressure of the storage tank to be re-liquefied through the re-liquefaction apparatus.
  • the discharged boil-off gas is re-liquefied through heat exchange with a coolant, for example, nitrogen, mixed refrigerant, etc., cooled to a cryogenic temperature in the reliquefaction apparatus including a refrigeration cycle and returned to the storage tank.
  • a coolant for example, nitrogen, mixed refrigerant, etc.
  • LNG carriers equipped with the conventional DFDE propulsion system because the evaporation gas was processed through the evaporation gas compressor and heating only without installing a reliquefaction facility, were fed to the DFDE as a fuel and consumed the evaporation gas.
  • the boil-off gas has to be burned in a gas combustion unit (GCU) or vented into the atmosphere.
  • GCU gas combustion unit
  • the present invention is to solve the conventional problems as described above, after pressurizing the evaporated gas discharged from the storage tank is mostly used as fuel of the high-pressure natural gas injection engine of the ship, that is, the propulsion system and the rest of the storage tank It is to provide a liquefied gas treatment system of a ship that can be liquefied by the cold heat of the boiled gas newly discharged from the return to the storage tank, so that the boiled gas can be efficiently used.
  • a gaseous component may be joined to the first stream of boil-off gas discharged from the storage tank.
  • the liquefied gas treatment system may further include a gas-liquid separator for separating only the liquid component from the third stream, which has been decompressed and in a gas-liquid mixed state, to return to the storage tank.
  • the boil-off gas sent to the heat exchanger may be boil-off gas compressed through some or all of the plurality of compression cylinders included in the compression device.
  • the liquefied gas treatment system may further include a forced vaporizer for forcibly vaporizing the liquefied natural gas stored in the storage tank and supplying the compressed gas to the compression device.
  • FIG. 7 and 8 are schematic configuration diagrams showing liquefied gas treatment systems of a ship, according to variants of the fourth preferred embodiment of the present invention.
  • the DF engine does not need to supply fuel gas at the same high pressure as the MEGI engine, and compresses the fuel gas to about several to several tens of bara.
  • the DF engine drives the generator by the driving force of the engine to obtain electric power, and uses this electric power to drive the propulsion motor or to drive various devices and facilities.
  • LNG pump 120 is installed to provide the pumping force required for the transfer of LNG to the fuel supply line 110, for example an LNG HP pump (LNG High Pressure pump) can be used, as in the present embodiment is made of a plurality of parallel Can be installed as possible.
  • LNG HP pump LNG High Pressure pump
  • connection line 170 may be provided with a heater 180 for heating BOG or vaporized LNG passing therethrough, and a pressure reduction valve for reducing excessive pressure by adjusting pressure by BOG or vaporized LNG.
  • Valve (PRV) 190 may be installed.
  • the heater 180 is a gas heater using the heat of combustion of the gas, or other heating means, including a fruit circulation supply for providing a heat source for heating by the circulation of the fruit may be used.
  • the excess BOG from the BOG compressor 150 is supplied to the auxiliary engine such as the integrated IGG / GCU system 200 or the DF engine through the excess BOG line 160 to the consumption or storage tank 1 of the BOG. It is to be used for the purpose of generating inert gas to be supplied, and furthermore, to be used as fuel for auxiliary engines.
  • FIG. 2 shows a schematic configuration diagram of a liquefied gas treatment system of a ship according to a second preferred embodiment of the present invention.
  • the liquefied gas treatment system of the present invention is applied to an LNG carrier equipped with a high-pressure natural gas injection engine (that is, a propulsion means using LNG as fuel), for example, a MEGI engine, which can use natural gas as a fuel.
  • a high-pressure natural gas injection engine that is, a propulsion means using LNG as fuel
  • MEGI engine which can use natural gas as a fuel.
  • the liquefied gas treatment system of the present invention can be applied to all types of vessels installed with liquefied gas storage tanks, that is, LNG carriers, LNG RV, etc., and marine plants such as LNG FPSO, LNG FSRU, and BMPP.
  • the compressor 13 may include one or more compression cylinders 14 and one or more intermediate coolers 15 for cooling the boil-off gas which has risen in temperature while being compressed.
  • the compressor 13 may be configured to compress, for example, the boil-off gas to about 400 bara.
  • a compressor 13 of multistage compression is illustrated, comprising five compression cylinders 14 and five intermediate coolers 15, but the number of compression cylinders and intermediate coolers can be changed as necessary.
  • it may be changed to have a structure in which a plurality of compressors are connected in series.
  • the second stream is supplied to the high pressure natural gas injection engine through the boil-off gas supply line (L1).
  • the second stream is passed through all of the plurality of compression cylinders 14 included in the compressor 13 and then connected to the high pressure natural gas injection engine (ie, the boil-off gas supply line L1) and the compressor. After passing through some of the plurality of compression cylinders 14 included in (13), it can be supplied as fuel through a line (ie, boil-off gas branch line L8) connected to the DF engine.
  • the third stream of compressed boil-off gas can be liquefied by receiving cold heat from the first stream of boil-off gas before compression.
  • the heat exchanger 21 heats the cryogenic evaporation gas immediately after being discharged from the storage tank 11 and the high-pressure evaporated gas compressed by the compressor 13 to cool and liquefy the high-pressure evaporated gas.
  • the boil-off gas LBOG cooled by the heat exchanger 21 and at least partially liquefied is decompressed while passing through the expansion valve 22 as the decompression means and supplied to the gas-liquid separator 23 in a gas-liquid mixed state. While passing through the expansion valve 22, the LBOG may be depressurized to approximately atmospheric pressure (eg, decompressed from 300 bar to 3 bar).
  • the liquefied boil-off gas is separated from the gas and the liquid component in the gas-liquid separator 23, so that the liquid component, that is, LNG, is transferred to the storage tank 11 through the boil-off gas return line L3. It is discharged from the storage tank 11 through the boil-off gas recirculation line (L5) and joined to the boil-off gas supplied to the compressor (13). More specifically, the boil-off gas recirculation line L5 extends from the top of the gas-liquid separator 23 and is connected to the upstream side of the heat-exchanger 21 in the boil-off gas supply line L1.
  • the heat exchanger 21 is installed in the boil-off gas return line L3 for convenience of description, but the heat exchanger 21 actually includes a first stream of boil-off gas being transferred through the boil-off gas supply line L1. Since the heat exchange is performed between the third streams of the boil-off gas being transferred through the boil-off gas return line (L3), the heat exchanger 21 is also installed in the boil-off gas supply line (L1).
  • the cooler 25 has been described as being installed in the boil-off gas recirculation line L5. However, in the cooler 25, the third stream of the boil-off gas being transferred through the boil-off gas return line L3 and evaporated. Since heat exchange is performed between the gas components being conveyed through the gas recirculation line (L5), the cooler 25 is also installed in the boil-off gas return line (L3).
  • a reliquefaction apparatus that is, nitrogen refrigerant refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.
  • a separate refrigerant there is no need to install additional equipment for supplying and storing refrigerant, which reduces the initial installation and operating costs for the entire system.
  • FIG. 2 illustrates that the boil-off gas return line L3 for supplying the compressed BOG to the heat exchanger 21 is branched at the rear end of the compressor 13, the boil-off gas return line L3 is the above-mentioned boil-off gas.
  • the compressor 13 may be installed to branch off the boil-off gas in the middle of being compressed in stages. 3 shows a variation of branching the two-stage compressed boil-off gas by two cylinders, and FIG. 4 shows a variation of the three-stage compressed boil-off gas.
  • the pressure of the boil-off gas branching from the intermediate stage of the compressor 13 may be about 6 to 10 bara.
  • the three front cylinders operate in an oil-free lubrication method and the second two cylinders operate in an oil-lubricated manner.
  • branching BOG in the rear stage or more than four stages it is necessary to configure the BOG to be transferred through the oil filter, but it may be advantageous in that branching below three stages does not require the use of an oil filter.
  • FIG. 5 is a schematic configuration diagram of a liquefied gas treatment system of a ship according to a third preferred embodiment of the present invention.
  • the liquefied gas treatment system according to the third embodiment is configured to forcibly vaporize and use LNG when the amount of the boil-off gas required by the MEGI engine or the DF Generator is higher than the amount of the boil-off gas naturally occurring. It is different from the liquefied gas treatment system of the second embodiment. Hereinafter, only the differences from the liquefied gas treatment system of the second embodiment will be described in more detail. In addition, the same components as the second embodiment are given the same reference numerals, and detailed description thereof will be omitted.
  • the storage tank when the amount of boil-off gas as fuel required by the high pressure natural gas injection engine and the DF engine is larger than the amount of boil-off gas naturally occurring in the storage tank 11, the storage tank The forced vaporization line L11 is provided so that the LNG stored in 11 can be vaporized in the forced vaporizer 31 and supplied to the compressor 13.
  • the amount of LNG stored in the storage tank is small so that the amount of generated evaporation gas is small or the amount of evaporated gas as fuel required by various engines is naturally Even if the amount of generated boil-off gas is greater than that, the fuel can be stably supplied.
  • the liquefied gas treatment system according to the fourth embodiment is different from the liquefied gas treatment system of the second embodiment in that an expander 52 is used as the decompression means instead of the expansion valve. That is, according to the fourth embodiment, the boil-off gas LBOG cooled in the heat exchanger 21 and at least partially liquefied is decompressed while passing through the expander 52 and the gas-liquid separator 23 in a gas-liquid mixed state. Supplied to.
  • the same components as the second embodiment are given the same reference numerals, and detailed description thereof will be omitted.
  • the boil-off gas recirculation line L5 may be further provided with a decompression means, for example, an expansion valve 24, so that the gas component discharged from the gas-liquid separator 23 may be decompressed while passing through the expansion valve 24.
  • a decompression means for example, an expansion valve 24, so that the gas component discharged from the gas-liquid separator 23 may be decompressed while passing through the expansion valve 24.
  • FIG. 7 and 8 show a schematic configuration diagram showing a liquefied gas treatment system of a ship according to a modification of the fourth preferred embodiment of the present invention.
  • the boil-off gas return line L3 for supplying the compressed BOG to the heat exchanger 21 is branched at the rear end of the compressor 13.
  • the boil-off gas return line L3 may be installed to branch off the boil-off gas in the middle of being compressed by the compressor 13 step by step.
  • the liquefied gas treatment system according to the fourth embodiment is further configured to further cool the cooled and liquefied evaporated gas while passing through the heat exchanger 21.
  • the cooler 25 (see FIG. 6) as the heat exchanger can be modified to be omitted. If the cooler 25 is not installed, the efficiency of the entire system may be slightly lowered. However, piping arrangement and system operation are easy, and the initial installation cost and maintenance cost of the cooler are reduced.
  • the liquefied gas processing system according to the fourth embodiment is modified so that the expander 52 and the expansion valve 55 as the decompression means are arranged in parallel. Can be. At this time, the expander 52 and the expansion valve 55 arranged in parallel are located between the heat exchanger 21 and the gas-liquid separator 23. Evaporation gas return line L3 between the heat exchanger 21 and the gas-liquid separator 23 for installing expansion valves 55 in parallel and, if necessary, using only expander 52 or expansion valve 55. Bypass line L31 is installed which branches from and bypasses inflator 52.
  • the liquefied gas treatment system and method according to the fourth embodiment of the present invention are applied to a plant such as LNG FPSO, LNG FSRU, or BMPP in addition to a vessel such as an LNG carrier or an LNG RV, it may occur in a storage tank storing LNG. Since the used boil-off gas can be used or reliquefied as a fuel in an engine (including not only an engine for propulsion but also an engine used for power generation, etc.), it is possible to reduce or eliminate wasted boil-off gas.
  • a reliquefaction apparatus using a separate refrigerant that is, nitrogen refrigerant refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.
  • a separate refrigerant that is, nitrogen refrigerant refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.
  • FIG. 9 is a schematic structural diagram of a liquefied gas treatment system of a ship according to a fifth preferred embodiment of the present invention.
  • the liquefied gas treatment system according to the fifth embodiment stores the evaporated gas liquefied in the heat exchanger 21 and then pressurized by the depressurization means (for example, the expansion valve 22) without passing through the gas-liquid separator 23, and the storage tank as it is. It differs from the liquefied gas treatment system of the second embodiment in that it is configured to return to (11).
  • the depressurization means for example, the expansion valve 22
  • the liquefied gas treatment system of the second embodiment is configured to return to (11).
  • the same components as the second embodiment are given the same reference numerals, and detailed description thereof will be omitted.
  • the vaporized gas ie, two-phase evaporated gas
  • gaseous components ie, flash gas
  • liquid components ie, liquefied evaporation gas
  • the boil-off gas return line L3 may be configured such that the two-phase boil-off gas returned to the storage tank 11 is injected to the bottom of the storage tank 11.
  • the gas component (ie, flash gas) in the two-phase boil-off gas injected to the bottom of the storage tank 11 may be partially dissolved in LNG stored in the storage tank 11 or liquefied by cold heat of LNG. .
  • the flash gas (BOG) not melted or liquefied is discharged from the storage tank (11) again through the boil-off gas supply line (L1) together with the BOG (NBOG) additionally generated in the storage tank.
  • the flash gas discharged from the storage tank 11 together with the newly generated BOG is recycled to the compressor 13 along the boil-off gas supply line L1.
  • FIG. 10 is a schematic block diagram showing a liquefied gas treatment system of a ship according to a first modification of the fifth preferred embodiment of the present invention.
  • the first modification of the fifth embodiment shown in FIG. 10 is based on the liquefied gas treatment system according to the fifth embodiment shown in FIG. 9 only in that an expander 52 is used instead of the expansion valve as the pressure reducing means. Different. That is, according to the first modification of the fifth embodiment, the boil-off gas LBOG cooled and liquefied in the heat exchanger 21 is decompressed while passing through an expander 52 to be in a gas-liquid mixed state. It returns to the storage tank 11 in an upper state.
  • FIG. 11 is a schematic structural diagram showing a liquefied gas treatment system of a ship according to a second modification of the fifth preferred embodiment of the present invention.
  • the boil-off gas (NBOG) generated and discharged from the storage tank 11 storing the liquefied gas is connected to the boil-off gas supply line L1. It is conveyed along and supplied to the 1st compressor 13a.
  • the boil-off gas compressed in the first compressor 13a is compressed to about 6 to 10 bara and then supplied to a demanding system (for example, DFDE) using LNG as fuel along the fuel supply line L2. Can be.
  • the boil-off gas supplied to and remaining in the DFDE may be further compressed by the second compressor 13b as a booster compressor, and then moving along the boil-off gas return line L3 as in the fifth embodiment described above. Liquefaction can be returned to the storage tank (11).
  • the first compressor 13a may be a first stage compressor including one compression cylinder 14a and one intermediate cooler 15a.
  • the second compressor 13b may be a first stage compressor including one compression cylinder 14b and one intermediate cooler 15b, and a multistage compressor including a plurality of compression cylinders and a plurality of intermediate coolers may be utilized if necessary. May be
  • the boil-off gas compressed in the first compressor 13a is compressed to about 6 to 10 bara and then supplied to the customer, for example, the DF engine (ie, DFDE) through the fuel supply line L2, which is required by the engine.
  • the DF engine ie, DFDE
  • all of the boil-off gas may be supplied to the engine, or only a portion of the boil-off gas may be supplied to the engine.
  • the first stream of boil-off gas is referred to as a first stream.
  • Downstream of the compressor (13a) is divided into a second stream and a third stream, the second stream being supplied as fuel to the DF engine (i.e. DFDE) as the propulsion system and the third stream liquefied and returned to the storage tank. can do.
  • the third stream of compressed boil-off gas receives cold heat from the first stream of boil-off gas before being compressed (ie at least partially Liquefied).
  • the heat exchanger 21 heats the cryogenic evaporation gas immediately after being discharged from the storage tank 11 and the high-pressure evaporated gas compressed by the compressor 13 to cool (liquefy) the high-pressure evaporated gas. .
  • the first The boil-off gas compressed by the compressor 13a is branched through the boil-off gas branch line L7 and used in the boil-off gas consumption means.
  • the boil-off gas consumption means a GCU, a gas turbine, etc. which can use natural gas as a fuel can be used.
  • FIG. 12 is a schematic structural diagram showing a liquefied gas treatment system of a ship according to a third modification of the fifth preferred embodiment of the present invention.
  • the liquefied gas processing system and processing method according to the fifth embodiment of the present invention when transporting cargo (ie LNG) of the LNG carrier Since the generated boil-off gas can be used as fuel of an engine or re-liquefied and returned to the storage tank for storage, the amount of boil-off gas consumed by the GCU or the like can be reduced or eliminated. It is possible to re-liquefy and treat the boil-off gas without installing a reliquefaction device using a refrigerant.
  • the liquefied gas treatment system and method according to the fifth embodiment of the present invention are applied to a plant such as LNG FPSO, LNG FSRU, or BMPP in addition to a vessel such as an LNG carrier or an LNG RV, it occurs in a storage tank that stores LNG. Since the used boil-off gas can be used or reliquefied as a fuel in an engine (including not only an engine for propulsion but also an engine used for power generation, etc.), it is possible to reduce or eliminate wasted boil-off gas.
  • a reliquefaction apparatus using a separate refrigerant that is, nitrogen refrigerant refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.
  • a separate refrigerant that is, nitrogen refrigerant refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.
  • the liquefied gas treatment system (ie, the high pressure pump 120) according to the first embodiment of the present invention shown in FIG.
  • a hybrid system having a line pressurized and supplied as fuel to the propulsion system, a line pressurized by the compressor 150 to feed the BOG as fuel, and a second embodiment of the present invention shown in FIG.
  • the liquefied gas treatment system according to the configuration is integrated.
  • each liquefied gas treatment system according to the third to fifth embodiments shown in FIGS. 3 to 12 is a hybrid system (L23, L24, L25 of FIG. 13) as shown in FIG. Of course).
  • the liquefied gas treatment system of the ship of the present invention shown in FIG. 13 includes a high pressure natural gas injection engine, for example, a MEGI engine, as a main engine, and a DF engine (DFDG) as a sub engine.
  • a high pressure natural gas injection engine for example, a MEGI engine
  • DFDG DF engine
  • the main engine is used for propulsion for the operation of the ship
  • the sub-engine is used for power generation to supply power to various devices and equipment installed inside the ship
  • the present invention is used by the use of the main engine and the sub-engine It is not limited.
  • a plurality of main engines and sub engines may be installed.
  • the liquefied gas treatment system of the ship is a main BOG supply line as an evaporation gas supply line for supplying BOG housed in the storage tank 11 to the main engine ( L1) and a BOG subsupply line L8 which branches from this BOG main supply line L1 and supplies BOG to the sub engine.
  • the BOG main supply line L1 has the same configuration as the boil-off gas supply line L1 in the previous embodiment, but in the description made with reference to FIG. 13, the bog gas supply line for the DF engine (that is, the BOG sub supply line) (L8)) to be referred to as the main BOG supply line (L1).
  • the liquefied gas treatment system of the ship includes an LNG main supply line L23 for supplying LNG contained in the storage tank 11 to the main engine; And an LNG sub supply line L24 which branches from the LNG main supply line L23 and supplies LNG to the sub engine.
  • the compressor 13 for compressing the BOG is installed in the BOG main supply line L1
  • the high pressure pump 43 for compressing the LNG is installed in the LNG main supply line L23.
  • the boil-off gas (NBOG) generated in the storage tank 11 storing the liquefied gas and discharged through the BOG discharge valve 41 is transferred along the BOG main supply line L1 and compressed in the compressor 13, and then pressurized.
  • Natural gas injection engines such as MEGI engines.
  • the boil-off gas is compressed to a high pressure of about 150 to 400 bara by the compressor 13 and then supplied to the high pressure natural gas injection engine.
  • Storage tanks are equipped with sealed and insulated barriers to store liquefied gases, such as LNG, in cryogenic conditions, but they cannot completely block heat from the outside. Accordingly, the liquefied gas is continuously evaporated in the storage tank 11, and the evaporated gas is discharged inside the storage tank 11 to maintain the pressure of the evaporated gas at an appropriate level.
  • liquefied gases such as LNG, in cryogenic conditions
  • the compressor 13 may include one or more compression cylinders 14 and one or more intermediate coolers 15 for cooling the boil-off gas which has risen in temperature while being compressed.
  • the compressor 13 may be configured to compress, for example, the boil-off gas to about 400 bara.
  • FIG. 13 illustrates a compressor 13 of multistage compression including five compression cylinders 14 and five intermediate coolers 15, the number of compression cylinders and intermediate coolers can be changed as necessary. Further, in addition to the structure in which a plurality of compression cylinders are arranged in one compressor, it may be changed to have a structure in which a plurality of compressors are connected in series.
  • the boil-off gas compressed by the compressor 13 is supplied to the high-pressure natural gas injection engine through the main BOG supply line L1, and all of the compressed boil-off gas is compressed according to the required amount of fuel required by the high-pressure natural gas injection engine.
  • the gas injection engine may be supplied, or only a part of the compressed boil-off gas may be supplied to the high pressure natural gas injection engine.
  • the DF engine which is a sub engine, lowers the BOG pressure and then reconnects to the sub engine when branching off the BOG under high pressure from the rear end of the compressor (13). It can be inefficient because it must be supplied.
  • the methane component having a relatively low liquefaction temperature is preferentially vaporized, the methane content in the case of boiled gas can be supplied as a fuel to the DF engine as it is. Therefore, the BOG main supply line and the BOG sub supply line do not need to be installed separately for methane value control.
  • the boil-off gas compressed or compressed in the compressor 13 can be branched through the boil-off gas branch line L7 to be used by the BOG consumption means.
  • the evaporation gas consumption means a GCU, a gas turbine, or the like, which can use natural gas at a lower pressure than fuel as a MEGI engine, can be used.
  • the boil-off gas branch line L7 is preferably branched from the BOG sub-supply line L8, as shown in FIG.
  • the process of returning is the same as that already described above with reference to FIG. 2, and thus a detailed description thereof will be omitted.
  • a discharge pump 12 installed inside the storage tank 11 for discharging the LNG to the outside of the storage tank 11, and is primarily compressed by the discharge pump 12.
  • the high pressure pump 43 for secondaryly compressing the LNG to the pressure required by the MEGI engine is provided.
  • Discharge pump 12 may be installed one inside each storage tank (11). Although only one high pressure pump 43 is shown in FIG. 4, a plurality of high pressure pumps may be connected and used in parallel as necessary.
  • the pressure of the fuel gas required by the MEGI engine is a high pressure of about 150 to 400 bara (absolute pressure).
  • high pressure should be considered to mean the pressure required by the MEGI engine, for example, a pressure of about 150 to 400 bara (absolute pressure).
  • the LNG discharged through the discharge pump 12 from the storage tank 11 storing the liquefied gas is transferred along the LNG main supply line L23 and supplied to the high pressure pump 43. Subsequently, the LNG is compressed to high pressure in the high pressure pump 43 and then supplied to the vaporizer 44 to be vaporized. Vaporized LNG is supplied as fuel to a high pressure natural gas injection engine, such as a MEGI engine. Since the pressure required by the MEGI engine is supercritical, LNG compressed at high pressure is neither gas nor liquid. Thus, the expression of vaporizing LNG compressed at high pressure in the vaporizer 44 should be considered to mean that the temperature of the LNG in supercritical state is raised to the temperature required by the MEGI engine.
  • the sub LNG supply line L24 for supplying fuel gas to the sub engine DF engine is branched from the main LNG supply line L23. More specifically, the secondary LNG supply line L24 is branched from the primary LNG supply line L23 so as to branch off the LNG before being compressed by the high pressure pump 43.
  • the sub LNG supply line L24 branches off the main LNG supply line L23 at an upstream side of the high pressure pump 43, but according to a modification, the sub LNG supply line L24 is connected to the high pressure. It can be modified to branch from the main LNG supply line L23 on the downstream side of the pump 43.
  • the LNG supply line L24 branches on the downstream side of the high pressure pump 43, since the pressure of the LNG has risen by the high pressure pump 43, before supplying LNG as fuel to the secondary engine, Therefore, it is necessary to lower the pressure of LNG to the pressure required by the secondary engine.
  • the secondary LNG supply line L24 branches off the upstream side of the high pressure pump 43, so that it is not necessary to install additional decompression means.
  • the vaporizer 45, the gas-liquid separator 46, and the heater 47 are installed in the secondary LNG supply line L24 to adjust the methane number and temperature of the LNG supplied as fuel to a value required by the DF engine.
  • the methane content is relatively lower than that of the boil-off gas, which is lower than the methane value required by the DF engine, and the ratio of hydrocarbon components (methane, ethane, propane, butane, etc.) constituting LNG depending on the region. Because of this difference, it is not suitable to be vaporized as it is and supplied to the DF engine as fuel.
  • the LNG is heated in the vaporizer 45 and only partially vaporized.
  • the fuel gas which is partially vaporized and mixed with a gaseous state (ie, natural gas) and a liquid state (ie, LNG), is supplied to the gas-liquid separator 46 to be separated into gas and liquid. Since the vaporization temperature of the HHC component having a high calorific value is relatively high, the proportion of the heavy hydrocarbon component is relatively high in the liquid LNG which is not vaporized in the partially vaporized fuel gas. Therefore, by separating the liquid component in the gas-liquid separator 46, that is, separating the heavy hydrocarbon component, the methane number of the fuel gas can be increased.
  • the methane-adjusted fuel gas is supplied to the heater 47 through the LNG sub supply line L24, and further heated to a temperature required by the sub engine, and then supplied as fuel to the sub engine.
  • the secondary engine is for example DFDG
  • the methane number required is generally 80 or more.
  • the methane value before the separation of the heavy hydrocarbon component is 71.3
  • the lower heating value (LHV) is 48,872.8 kJ / kg (1). atm, saturated vapor basis).
  • the methane number is 95.5
  • the LHV is 49,265.6 kJ / kg.
  • the fuel gas may be supplied to the engine after being compressed through the compressor 13 or may be supplied to the engine after being compressed through the high pressure pump 43.
  • ships such as LNG carriers and LNG RVs are used to transport LNG from the place of production to the place of consumption. Therefore, when operating from the place of production to the place of consumption, the ship operates in the state of Laden, which is loaded with LNG in a storage tank, and unloads the LNG. After returning to the production site, the storage tanks are operated in a nearly empty ballast state. In the Leiden state, the amount of LNG is relatively high, so the amount of boil-off gas is relatively high. In the ballast state, the amount of LNG is low, so the amount of LNG is relatively low.
  • the amount of boil-off gas generated when the storage tank capacity of LNG is approximately 130,000 to 350,000 is approximately 3 to 4 ton / h at Leiden City. And from about 0.3 to 0.4 ton / h in ballast.
  • the amount of fuel gas required by the engines is approximately 1 to 4 ton / h (mean about 1.5 ton / h) for the MEGI engine and approximately 0.5 ton / h for the DF engine (DFDG).
  • the BOR Bit Off Rate
  • the amount of BOG is also decreasing.
  • the compressor line i.e., L1 and L8 in FIG. 13
  • the high pressure pump line i.e., L23 and L24 in FIG. 13
  • a large amount of evaporation gas is generated. It is preferable to supply fuel gas to the engines through the compressor line in the laden state, and to supply the fuel gas to the engines through the high pressure pump line in a ballast state in which the amount of boil-off gas is generated.
  • the energy required to compress BOG by a compressor to a high pressure of 150 to 400 bara (absolute pressure) required by MEGI engines is significantly greater than the energy required to compress liquid (LNG) by a pump. Since energy is required and compressors for compressing gases at high pressures are quite expensive and also bulky, it can be considered economical to use only high pressure pump lines without compressor lines. For example, 2MW of power is consumed to drive a set of multi-stage compressors to fuel a ME-GI engine. With a high-pressure pump, only 100kW of power is consumed.
  • the power required is 2MW.However, if only 2 stages are used and the remaining three stages are idling, the power required is 600kW and the high-pressure pump supplies fuel to the ME-GI engine. The power required is 100kW. Therefore, when the amount of BOG generated is less than the fuel required in the ME-GI engine, such as in a ballast state, it is advantageous in terms of energy efficiency that BOG consumes the entire amount in a DF engine or the like and supplies LNG as fuel through a high pressure pump.
  • LNG may be forcedly supplied by insufficient amount while supplying BOG as fuel to the ME-GI engine through the compressor.
  • the BOG is collected without being discharged until the storage tank reaches a constant pressure.
  • the engine may be supplied as fuel.
  • the fuel gas supply system of the present invention in which the compressor line and the high pressure pump line are installed together, can continue normal operation through the other supply line even if a problem occurs in one supply line, and if only one compressor line is installed, With the use of less expensive compressors, the optimum fuel gas supply method can be selected and operated according to the amount of boil-off gas, which can reduce the initial drying cost and the additional cost.
  • the present embodiment despite the recent trend that the capacity of the storage tank is increased, the amount of generated evaporated gas is increased, and the performance of the engine is improved, and the amount of fuel required is reduced. Since it can be returned to the storage tank, it is possible to prevent the waste of boil-off gas.
  • a reliquefaction apparatus using a separate refrigerant that is, nitrogen refrigerant refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.
  • a separate refrigerant that is, nitrogen refrigerant refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.

Abstract

액화천연가스를 저장하고 있는 저장탱크와, 상기 저장탱크에 저장되어 있는 액화천연가스를 연료로서 사용하는 엔진을 갖춘 선박의 액화가스 처리 시스템이 개시된다. 상기 액화가스 처리 시스템은, 상기 저장탱크 내에서 액화천연가스로부터 발생된 후 상기 저장탱크로부터 배출되는 증발가스의 제1 스트림과; 상기 제1 스트림 중 연료로서 상기 엔진에 공급되는 증발가스의 제2 스트림과; 상기 제1 스트림 중 상기 엔진에 공급되지 않은 증발가스의 제3 스트림; 을 포함한다. 상기 제1 스트림은 압축장치에서 압축된 후 상기 제2 스트림과 상기 제3 스트림으로 분기된다. 상기 제3 스트림은 열교환기에서 상기 제1 스트림과 열교환되어 액화됨으로써 별도의 냉매를 이용한 재액화장치를 사용하지 않고 증발가스를 처리할 수 있다.

Description

선박의 액화가스 처리 시스템
본 발명은 선박의 액화가스 처리 시스템에 관한 것이다.
근래, LNG(Liquefied Natural Gas)나 LPG(Liquefied Petroleum Gas) 등의 액화가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있는 추세이다. 액화가스는, 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 또는, 액화된 상태로 액화가스 운반선에 저장된 채 원거리의 소비처로 운반된다. LNG나 LPG 등의 액화가스는 천연가스 혹은 석유가스를 극저온(LNG의 경우 대략 -163℃)으로 냉각하여 얻어지는 것으로 가스 상태일 때보다 그 부피가 대폭적으로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.
LNG 운반선 등의 액화가스 운반선은, 액화가스를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 이 액화가스를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 액화가스의 극저온에 견딜 수 있는 저장탱크(흔히, '화물창'이라 함)를 포함한다.
이와 같이 극저온 상태의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크가 마련된 해상 구조물의 예로서는 액화가스 운반선 이외에도 LNG RV (Regasification Vessel)와 같은 선박이나 LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), LNG FPSO (Floating, Production, Storage and Off-loading), BMPP (Barge Mounted Power Plant)와 같은 구조물 등을 들 수 있다.
LNG RV는 자력 항해 및 부유가 가능한 액화천연가스 운반선에 LNG 재기화 설비를 설치한 것이고, LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에서 LNG 수송선으로부터 하역되는 액화천연가스를 저장탱크에 저장한 후 필요에 따라 액화천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 해상 구조물이고, LNG FPSO는 채굴된 천연가스를 해상에서 정제한 후 직접 액화시켜 저장탱크 내에 저장하고, 필요시 이 저장탱크 내에 저장된 LNG를 LNG 수송선으로 옮겨싣기 위해 사용되는 해상 구조물이다. 그리고 BMPP는 바지선에 발전설비를 탑재하여 해상에서 전기를 생산하기 위해 사용되는 구조물이다.
본 명세서에서 선박이란, LNG 운반선과 같은 액화가스 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP 등의 구조물까지도 모두 포함하는 개념이다.
천연가스의 액화온도는 상압에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃ 보다 약간만 높아도 증발된다. 종래의 LNG 운반선의 경우를 예를 들어 설명하면, LNG 운반선의 LNG 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의해 LNG를 수송하는 도중에 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 발생한다.
발생된 증발가스는 저장탱크 내의 압력을 증가시키며 선박의 요동에 따라 액화가스의 유동을 가속시켜 구조적인 문제를 야기시킬 수 있기 때문에, 증발가스의 발생을 억제할 필요가 있다.
종래, 액화가스 운반선의 저장탱크 내에서의 증발가스를 억제 및 처리하기 위해, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 소각해 버리는 방법, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 재액화 장치를 통해 재액화시킨 후 다시 저장탱크로 복귀시키는 방법, 선박의 추진기관에서 사용되는 연료로서 증발가스를 사용하는 방법, 저장탱크의 내부압력을 높게 유지함으로써 증발가스의 발생을 억제하는 방법 등이 단독으로 혹은 복합적으로 사용되고 있었다.
증발가스 재액화 장치가 탑재된 종래의 선박의 경우, 저장탱크의 적정 압력 유지를 위해 저장탱크 내부의 증발가스를 저장탱크 외부로 배출시켜 재액화 장치를 통해 재액화시키게 된다. 이때, 배출된 증발가스는 냉동 사이클을 포함하는 재액화 장치에서 초저온으로 냉각된 냉매, 예를 들어 질소, 혼합냉매 등과의 열교환을 통해 재액화된 후 저장탱크로 복귀된다.
종래 DFDE 추진시스템을 탑재한 LNG 운반선의 경우, 재액화 설비를 설치하지 않고 증발가스 압축기와 가열만을 통해 증발가스를 처리한 후 DFDE에 연료로서 공급하여 증발가스를 소비하였기 때문에 엔진의 연료 필요량이 증발가스의 발생량보다 적을 때는 증발가스를 가스연소기(GCU; Gas Combustion Unit)에서 연소시켜 버리거나 대기중으로 버릴(venting) 수밖에 없는 문제가 있었다.
그리고 종래 재액화 설비와 저속 디젤 엔진을 탑재한 LNG 운반선은 재액화 설비를 통해 BOG를 처리할 수 있음에도 불구하고 질소가스를 이용한 재액화 장치 운전의 복잡성으로 인해 전체 시스템의 제어가 복잡하고 상당한 양의 동력이 소모되는 문제가 있었다.
결국, 저장탱크로부터 자연적으로 발생하는 증발가스를 비롯하여 액화가스를 효율적으로 처리하기 위한 시스템 및 방법에 대한 연구 개발이 지속적으로 이루어질 필요가 있다.
본 발명은 상기한 바와 같은 종래의 문제점을 해결하기 위한 것으로서, 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 대부분은 선박의 고압 천연가스 분사 엔진, 즉 추진 시스템의 연료로 사용하고 나머지 일부는 저장탱크로부터 새롭게 배출되는 증발가스의 냉열로 액화시켜 저장탱크로 복귀시킴으로써, 증발가스를 효율적으로 사용할 수 있도록 하는 선박의 액화가스 처리 시스템을 제공하고자 하는 것이다.
상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 액화천연가스를 저장하고 있는 저장탱크와, 상기 저장탱크에 저장되어 있는 액화천연가스를 연료로서 사용하는 엔진을 갖춘 선박의 액화가스 처리 시스템으로서, 상기 저장탱크 내에서 액화천연가스로부터 발생된 후 상기 저장탱크로부터 배출되는 증발가스의 제1 스트림과; 상기 제1 스트림 중 연료로서 상기 엔진에 공급되는 증발가스의 제2 스트림과; 상기 제1 스트림 중 상기 엔진에 공급되지 않은 증발가스의 제3 스트림; 을 포함하며, 상기 제1 스트림은 압축장치에서 압축된 후 상기 제2 스트림과 상기 제3 스트림으로 분기되며, 상기 제3 스트림을 열교환기에서 상기 제1 스트림과 열교환시켜 액화시킴으로써 별도의 냉매를 이용한 재액화장치를 사용하지 않고 증발가스를 처리할 수 있는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템이 제공된다.
상기 열교환기에서 액화된 상기 제3 스트림은 감압수단에 의해 압력이 낮춰질 수 있다.
감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 제3 스트림은 상기 저장탱크에 복귀한다.
감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 제3 스트림 중, 기체 성분은 상기 저장탱크로부터 배출되는 증발가스의 상기 제1 스트림에 합류될 수 있다.
상기 감압수단에 공급되는 상기 제3 스트림은, 상기 감압수단을 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 제3 스트림 중 기체 성분과 함께, 상기 감압수단의 상류측에 설치된 냉각기에서 열교환되어 냉각될 수 있다.
상기 액화가스 처리 시스템은, 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 제3 스트림 중, 액체 성분만을 분리하여 상기 저장탱크에 복귀하기 위해 기액분리기를 더 포함할 수 있다.
상기 압축장치는, 복수개의 압축 실린더를 포함할 수 있다.
상기 액화가스 처리 시스템은, 상기 압축장치에 포함된 복수개의 상기 압축 실린더 중에서 일부의 압축 실린더를 통과하여 압축된 증발가스를 공급받아 사용하는 증발가스 소비수단을 더 포함할 수 있다.
상기 열교환기로 보내지는 증발가스는, 상기 압축장치에 포함된 복수개의 상기 압축 실린더 중에서 일부 또는 전부를 통과하여 압축된 증발가스일 수 있다.
상기 액화가스 처리 시스템은, 상기 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 강제로 기화시켜 상기 압축장치에 공급하기 위한 강제기화기를 더 포함할 수 있다.
상기 액화가스 처리 시스템은, 상기 저장탱크 내의 증발가스를 상기 압축장치에 의해 압축하여 상기 엔진에 연료로서 공급하는 압축기 라인과; 상기 저장탱크 내의 LNG를 고압펌프에 의해 압축하여 상기 엔진에 연료로서 공급하는 고압펌프 라인; 을 포함할 수 있다.
상기 엔진은 MEGI 엔진 및 DF 엔진을 포함할 수 있다.
상기 감압수단은 팽창밸브 또는 팽창기일 수 있다.
본 발명의 다른 측면에 따르면, 액화천연가스를 저장하고 있는 저장탱크와, 상기 저장탱크에서 배출되는 증발가스를 연료로서 사용하는 고압 천연가스 분사 엔진을 갖춘 선박의 액화가스 처리 시스템으로서, 상기 저장탱크 내에서 발생한 증발가스를 공급받아 압축하는 압축기와; 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 연료로서 공급받아 사용하는 상기 고압 천연가스 분사 엔진과; 상기 압축된 증발가스 중 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되지 않은 일부의 증발가스를 액화시키기 위한 열교환기와; 상기 열교환기에서 액화된 증발가스의 압력을 낮추기 위해 설치되는 팽창밸브 또는 팽창기; 를 포함하며, 상기 열교환기에서는, 상기 압축된 증발가스 중 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되지 않은 일부의 증발가스를, 상기 저장탱크로부터 배출되어 상기 압축기로 이송되고 있는 증발가스와 열교환시켜 액화시키는 선박의 액화가스 처리 시스템이 제공될 수 있다.
본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 액화천연가스를 저장하고 있는 저장탱크와, 상기 저장탱크에서 배출되는 증발가스를 연료로서 사용하는 고압 천연가스 분사 엔진을 갖춘 선박의 증발가스 처리 방법으로서, 상기 저장탱크 내에서 발생한 증발가스를 공급받아 압축기로 압축하는 압축단계와; 상기 압축단계에서 압축된 증발가스를 분류시켜 일부의 증발가스를 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 연료로서 공급하는 공급단계와; 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 연료로서 공급되지 않은 나머지 증발가스를 상기 저장탱크에서 배출된 후 압축되기 전의 증발가스와 열교환기에서 열교환시켜 액화시키는 액화단계와; 상기 열교환기에서 액화된 증발가스의 압력을 낮추는 감압단계; 를 포함하며, 상기 액화단계에서는, 상기 압축된 증발가스 중 상기 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되지 않은 일부의 증발가스를, 상기 저장탱크로부터 배출되어 상기 압축기로 이송되고 있는 증발가스와 열교환시켜 액화시키는 선박의 액화가스 처리 방법이 제공될 수 있다.
본 발명에 따르면, 저장탱크에서 배출된 증발가스를 가압한 후 압축된 증발가스 중 일부는 선박의 고압 천연가스 분사 엔진, 즉 추진 시스템에 연료로서 공급하고, 압축된 증발가스 중 나머지는 저장탱크로부터 새롭게 배출되어 압축되기 전의 증발가스의 냉열로 액화시켜 저장탱크로 복귀시킬 수 있는 선박의 액화가스 처리 시스템이 제공될 수 있다.
그에 따라 본 발명의 액화가스 처리 시스템에 의하면, 에너지 소모량이 많고 초기 설치비가 과도하게 소요되는 재액화 장치를 설치하지 않고도 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 재액화시킬 수 있어, 재액화 장치에서 소모되는 에너지를 절감할 수 있게 된다.
또한 본 발명의 액화가스 처리 시스템에 의하면, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 모든 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시킬 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.
또한 본 발명의 액화가스 처리 시스템에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.
또한 본 발명의 액화가스 처리 시스템에 의하면, 압축된 후 열교환기에서 냉각 및 액화된 증발가스를 팽창기(Expander)에 의해 감압시킬 경우, 팽창시 에너지를 생성할 수 있어 버려지는 에너지를 재활용할 수 있다.
도 1은 본 발명의 바람직한 제1 실시예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 2는 본 발명의 바람직한 제2 실시예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 3 및 도 4는 본 발명의 바람직한 제2 실시예의 변형예들에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템들을 도시한 개략 구성도,
도 5는 본 발명의 바람직한 제3 실시예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 6은 본 발명의 바람직한 제4 실시예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 7 및 도 8은 본 발명의 바람직한 제4 실시예의 변형예들에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템들을 도시한 개략 구성도,
도 9는 본 발명의 바람직한 제5 실시예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도,
도 10 내지 도 12는 본 발명의 바람직한 제5 실시예의 변형예들에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템들을 도시한 개략 구성도,
도 13은 본 발명의 바람직한 제6 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도이다.
일반적으로, 선박에서 배출되는 폐기가스 중 국제 해사 기구(International Maritime Organization)의 규제를 받고 있는 것은 질소산화물(NOx)과 황산화물(SOx)이며, 최근에는 이산화탄소(CO2)의 배출도 규제하려 하고 있다. 특히, 질소산화물(NOx)과 황산화물(SOx)의 경우, 1997년 해상오염 방지협약(MARPOL; The Prevention of Marine Pollution from Ships) 의정서를 통하여 제기되고, 8년이라는 긴 시간이 소요된 후 2005년 5월에 발효요건을 만족하여 현재 강제규정으로 이행되고 있다.
따라서, 이러한 규정을 충족시키기 위하여 질소산화물(NOx) 배출량을 저감하기 위한 다양한 방법들이 소개되고 있는데, 이러한 방법 중에서 LNG 운반선과 같은 선박을 위한 고압 천연가스 분사 엔진, 예를 들어 MEGI 엔진이 개발되어 사용되고 있다. ME-GI 엔진은, 동급출력의 디젤엔진에 비해 오염물질 배출량을 이산화탄소는 23%, 질소화합물은 80%, 황화합물은 95% 이상 줄일 수 있는 친환경적인 차세대 엔진으로서 각광받고 있다.
이와 같은 MEGI 엔진은 LNG를 극저온에 견디는 저장탱크에 저장하여 운반하도록 하는 LNG 운반선 등과 같은 선박(본 명세서에서 선박이란, LNG 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU 등의 해상 플랜트까지도 모두 포함하는 개념이다.)에 설치될 수 있으며, 이 경우 천연가스를 연료로 사용하게 되며, 그 부하에 따라 엔진에 대하여 대략 150 ~ 400 bara(절대압력) 정도의 고압의 가스 공급 압력이 요구된다.
MEGI 엔진은 추진을 위해 프로펠러에 직결되어 사용될 수 있으며, 이를 위해 MEGI 엔진은 저속으로 회전하는 2행정 엔진으로 이루어진다. 즉, MEGI 엔진은 저속 2행정 고압 천연가스 분사 엔진이다.
또한, 질소산화물 배출량을 저감하기 위해, 디젤유와 천연가스를 혼합하여 연료로서 사용하는 DF 엔진(예컨대 DFDG; Dual Fuel Diesel Generator)이 개발되어, 추진이나 발전용으로 사용되고 있다. DF 엔진은 오일과 천연가스를 혼합연소하거나 오일과 천연가스 중 선택된 하나만을 연료로 사용할 수 있는 엔진으로서, 오일만을 연료로 사용하는 경우보다 연료에 포함된 황화합물이 적어 배기가스 중 황산화물의 함량이 적다.
DF 엔진은 MEGI 엔진과 같은 고압으로 연료가스를 공급할 필요가 없으며, 대략 수 내지 수십 bara 정도로 연료가스를 압축하여 공급하면 된다. DF 엔진은 엔진의 구동력에 의해 발전기를 구동시켜 전력을 얻고, 이 전력을 이용하여 추진용 모터를 구동시키거나 각종 장치나 설비를 운전한다.
천연가스를 연료로서 공급할 때 MEGI 엔진의 경우에는 메탄가를 맞출 필요가 없지만, DF 엔진의 경우에는 메탄가를 맞출 필요가 있다.
LNG가 가열되면 액화온도가 상대적으로 낮은 메탄 성분이 우선적으로 기화되기 때문에, 증발가스의 경우에는 메탄 함유량이 높아 그대로 DF 엔진에 연료로서 공급될 수 있다. 하지만, LNG의 경우에는, 메탄 함유량이 상대적으로 낮아 DF 엔진에서 요구하는 메탄가보다 낮고, 산지에 따라 LNG를 구성하는 탄화수소 성분(메탄, 에탄, 프로판, 부탄 등)들의 비율이 다르기 때문에, 그대로 기화시켜 DF 엔진에 연료로서 공급하기에 적절하지 않다.
메탄가를 조절하기 위해서는 액화천연가스를 강제 기화시킨 후, 온도를 낮추어 메탄보다 액화점이 높은 중탄화수소(HHC; heavy hydrocarbon) 성분을 액화시켜 제거할 수 있다. 메탄가를 조절한 후 엔진에서 요구하는 온도 조건에 맞추어 메탄가가 조절된 천연가스를 추가로 가열할 수도 있다.
이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대한 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 또한 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.
도 1은 본 발명의 바람직한 제1 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템을 도시한 구성도이다. 본 실시예의 액화가스 처리 시스템은 추진용 메인 엔진(즉, LNG를 연료로서 사용하는 추진수단)으로서 예컨대 MEGI 엔진이 장착된 LNG 운반선 등에 적용될 수 있다.
도 1을 참조하면, 본 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(100)은, 저장탱크(cargo tank; 1)로부터 LNG를 추진 시스템으로서의 메인 엔진(main engine; 3)으로 이송시키기 위한 경로를 제공하는 연료 공급라인(110)과, 저장탱크(1)로부터 발생되는 BOG(Boil Off Gas)를 메인 엔진(3)으로 이송시키기 위한 경로를 제공하는 BOG 라인(140)을 포함한다. 또한, 본 실시예에 따른 BOG를 이용한 액화가스 처리 시스템(100)은, 연료 공급라인(110)을 통해서 LNG를 LNG 펌프(LNG pump; 120) 및 LNG 기화기(LNG vaporizer; 130)에 의해 연료로서 메인 엔진(3)에 공급하고, BOG 라인(140)을 통해서 BOG를 BOG 압축기(BOG compressor; 150)에 의해 압축시켜서 연료로서 메인 엔진(3)에 공급하며, BOG 압축기(150)로부터 잉여의 BOG를 통합형 IGG/GCU 시스템(200)으로 공급한다.
메인 엔진(3)으로 사용될 수 있는 MEGI 엔진은 대략 150 ~ 400 bara(절대압력) 정도의 고압으로 연료를 공급받을 필요가 있다. 따라서, 본 실시예에 따른 LNG 펌프(120)와 BOG 압축기(150)로서는 MEGI 엔진에서 요구하는 압력까지 LNG와 BOG를 각각 압축시킬 수 있는 고압 펌프와 고압 압축기가 사용된다.
연료 공급라인(110)은 예컨대 LNGC의 저장탱크(1)로부터 이송 펌프(2)의 구동에 의해 공급되는 LNG를 연료로서 메인 엔진(3)으로 이송시키기 위한 경로를 제공하고, LNG 펌프(120)와 LNG 기화기(130)가 설치된다.
LNG 펌프(120)는 연료 공급라인(110)에 LNG의 이송에 필요한 펌핑력을 제공하도록 설치되고, 일례로 LNG HP 펌프(LNG High Pressure pump)가 사용될 수 있으며, 본 실시예에서처럼 다수로 이루어져서 병렬되도록 설치될 수 있다.
LNG 기화기(130)는 연료 공급라인(110)에서 LNG 펌프(120)의 후단에 설치됨으로써 LNG 펌프(120)에 의해 이송되는 LNG를 기화시키도록 하는데, LNG의 기화를 위해 일례로, LNG가 열매순환라인(131)을 통해서 순환 공급되는 열매와의 열교환에 의해 기화되도록 하며, 다른 예로서 히터를 비롯하여 LNG의 기화열을 제공하기 위한 다양한 히팅수단이 사용될 수 있다. 또한, LNG 기화기(130)는 LNG의 기화를 위하여 고압에서 사용될 수 있는 HP 기화기(High Pressure vaporizer)가 사용될 수 있다. 한편, 열매순환라인(131)에 순환 공급되는 열매는 일례로, 보일러 등으로부터 발생되는 스팀이 사용될 수 있다.
BOG 라인(140)은 저장탱크(1)로부터 자연적으로 발생되는 BOG를 메인 엔진(3)으로 이송시키기 위한 경로를 제공하고, 본 실시예에서처럼 연료 공급라인(110)에 연결됨으로써 BOG를 연료로서 메인 엔진(3)으로 공급되도록 할 수 있으며, 이와 달리, BOG를 직접 메인 엔진(3)으로 공급하기 위한 경로를 제공할 수도 있다.
BOG 압축기(150)는 BOG 라인(140)에 설치되어 BOG 라인(140)을 통과하는 BOG를 압축시킨다. 도 1에는 하나의 BOG 압축기(150)만이 도시되어 있지만, BOG 압축기는 종래의 일반적인 연료 공급 시스템에서와 같이 이원화설계(redundancy) 요구사항을 만족시키기 위해 동일한 사양의 압축기 2대가 병렬로 연결되도록 시스템이 구성될 수 있다. 다만, 본 실시예에서처럼 BOG 라인(140)에서 잉여 BOG 라인(160)의 분기 부분에 단일의 BOG 압축기(150)가 설치될 경우에는, 고가의 BOG 압축기(150)의 설치에 따른 경제적 부담과 유지 및 보수에 대한 부담을 줄일 수 있다는 추가적인 효과를 거둘 수 있다.
잉여 BOG 라인(160)은 BOG 압축기(150)로부터 잉여의 BOG를 통합형 IGG/GCU 시스템(200)으로 공급하는 경로를 제공하는데, 통합형 IGG/GCU 시스템(200)뿐만 아니라, 예컨대 DF 엔진과 같은 보조 엔진 등으로 잉여 BOG를 연료로서 공급할 수 있다.
통합형 IGG/GCU 시스템(200)은 IGG(Inert Gas Generator)와 GCU(Gas Combustion Unit)가 통합된 시스템이다.
한편, 잉여 BOG 라인(160)과 연료 공급라인(110)은 연결라인(170)에 의해 서로 연결될 수 있다. 따라서, 연결라인(170)에 의해 잉여 BOG를 메인 엔진(3)의 연료로 사용하도록 하거나, 기화된 LNG를 통합형 IGG/GCU 시스템(200)에 연료로서 사용하도록 할 수 있다. 이러한 연결라인(170)에는 통과하는 BOG나 기화된 LNG의 가열을 위하여 히터(180)가 설치될 수 있고, BOG나 기화된 LNG에 의한 압력을 조절함으로써 과도한 압력을 저감시키는 압력감소밸브(Pressure Reduction Valve; PRV)(190)가 설치될 수 있다. 한편, 히터(180)는 가스의 연소열을 이용한 가스히터이거나, 그 밖에도 열매의 순환에 의해 가열을 위한 열원을 제공하는 열매 순환 공급부를 비롯하여, 다양한 히팅수단이 사용될 수 있다.
이와 같은 본 발명의 제1 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템의 작용을 설명하기로 한다.
저장탱크(1) 내의 압력이 정해진 압력 이상이거나 BOG의 발생량이 많으면, BOG 압축기(150)의 구동에 의해 BOG를 압축하여 메인 엔진(3)에 연료로서 공급한다. 또한, 저장탱크(1) 내의 압력이 정해진 압력 미만이거나 BOG 발생량이 적으면, LNG 펌프(120)와 LNG 기화기(130)의 구동에 의해 LNG를 이송 및 기화시켜서 메인 엔진(3)에 연료로서 공급될 수 있도록 한다.
한편, BOG 압축기(150)로부터 잉여의 BOG는 잉여 BOG 라인(160)을 통해서 통합형 IGG/GCU 시스템(200) 또는 DF 엔진 등의 보조 엔진으로 공급되도록 하여, BOG의 소모 또는 저장탱크(1)로 공급되기 위한 불활성가스의 생성 목적으로 사용되도록 하고, 나아가서, 보조 엔진 등의 연료로서 사용될 수 있도록 한다.
BOG가 공급되는 통합형 IGG/GCU 시스템(200)은 본체(210) 내의 BOG 연소에 의해서, 저장탱크(1)로부터 지속적으로 발생되는 BOG를 소모할 수 있고, 필요에 따라 저장탱크(1)에 공급하기 위한 불활성가스로서 연소가스를 생성할 수도 있다.
도 2에는 본 발명의 바람직한 제2 실시예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.
도 2에는, 천연가스를 연료로 사용할 수 있는 고압 천연가스 분사 엔진(즉, LNG를 연료로 사용하는 추진수단), 예컨대 MEGI 엔진을 설치한 LNG 운반선에 본 발명의 액화가스 처리 시스템이 적용된 예가 도시되어 있지만, 본 발명의 액화가스 처리 시스템은 액화가스 저장탱크가 설치된 모든 종류의 선박, 즉 LNG 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP와 같은 해상 플랜트에 적용될 수 있다.
본 발명의 제2 실시예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급된다. 증발가스는 압축기(13)에 의해 대략 150 내지 400 bara 정도의 고압으로 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 연료로서 공급된다.
저장탱크는 LNG 등의 액화가스를 극저온 상태로 저장할 수 있도록 밀봉 및 단열 방벽을 갖추고 있지만, 외부로부터 전달되는 열을 완벽하게 차단할 수는 없다. 그에 따라 저장탱크(11) 내에서는 액화가스의 증발이 지속적으로 이루어지며, 증발가스의 압력을 적정한 수준으로 유지하기 위해 증발가스 배출라인(L1)을 통하여 저장탱크(11) 내부의 증발가스를 배출시킨다.
저장탱크(11)의 내부에는 필요시 LNG를 저장탱크의 외부로 배출시키기 위해 배출 펌프(12)가 설치된다.
압축기(13)는, 하나 이상의 압축 실린더(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간 냉각기(15)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 400 bara까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 2에서는 5개의 압축 실린더(14)와 5개의 중간 냉각기(15)를 포함하는 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축 실린더와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축 실린더가 배열된 구조 이외에, 복수개의 압축기를 직렬로 연결한 구조를 가지도록 변경될 수도 있다.
압축기(13)에서 압축된 증발가스는 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되는데, 고압 천연가스 분사 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 압축된 증발가스 전부를 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있고, 압축된 증발가스 중 일부만을 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있다.
또한, 본 발명의 제1 실시예에 따르면, 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)에서 압축되는 증발가스(즉, 저장탱크에서 배출된 증발가스 전체)를 제1 스트림이라 할 때, 증발가스의 제1 스트림을 압축 후에 제2 스트림과 제3 스트림으로 나누어, 제2 스트림은 고압 천연가스 분사 엔진에 연료로서 공급하고 제3 스트림은 액화시켜 저장탱크로 복귀시키도록 구성할 수 있다.
이때, 제2 스트림은 증발가스 공급라인(L1)을 통해 고압 천연가스 분사 엔진에 공급된다. 필요시, 제2 스트림은, 압축기(13)에 포함된 복수개의 압축 실린더(14) 전부를 통과한 후 고압 천연가스 분사 엔진에 연결되는 라인(즉, 증발가스 공급라인(L1))과, 압축기(13)에 포함된 복수개의 압축 실린더(14) 중 일부를 통과한 후 DF 엔진에 연결되는 라인(즉, 증발가스 분기라인(L8))을 통해 연료로서 공급될 수 있다.
제3 스트림은 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 복귀된다. 압축된 증발가스의 제3 스트림을 냉각 및 액화시킬 수 있도록 증발가스 복귀라인(L3)에는 열교환기(21)가 설치된다. 열교환기(21)에서는 압축된 증발가스의 제3 스트림을 저장탱크(11)로부터 배출된 후 압축기(13)로 공급되는 증발가스의 제1 스트림과 열교환시킨다.
압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림의 유량이 제3 스트림의 유량보다 많기 때문에, 압축된 증발가스의 제3 스트림은 압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림으로부터 냉열을 공급받아 액화될 수 있다. 이와 같이 열교환기(21)에서는 저장탱크(11)로부터 배출된 직후의 극저온의 증발가스와 압축기(13)에서 압축된 고압 상태의 증발가스를 열교환시켜 이 고압 상태의 증발가스를 냉각 및 액화시킨다.
열교환기(21)에서 냉각되어 적어도 부분적으로 액화된 증발가스(LBOG)는 감압수단으로서의 팽창밸브(22)를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 기액분리기(23)에 공급된다. 팽창밸브(22)를 통과하면서 LBOG는 대략 상압으로 감압(예컨대 300바에서 3바로 감압)될 수 있다. 액화된 증발가스는 기액분리기(23)에서 기체와 액체 성분이 분리되어, 액체성분, 즉 LNG는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 이송되고, 기체성분, 즉 증발가스는 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)로 공급되는 증발가스에 합류된다. 더욱 상세하게는, 증발가스 재순환라인(L5)은 기액분리기(23)의 상단으로부터 연장되어 증발가스 공급라인(L1)에서 열교환기(21)보다 상류측에 연결된다.
감압된 증발가스가 원활하게 저장탱크(11)에 복귀할 수 있도록, 또한 감압된 증발가스 중 기체 성분을 증발가스 재순환 라인(L5)을 통해 원활하게 증발가스 공급라인(L1)에 합류시킬 수 있도록, 감압수단에 의한 감압 이후의 증발가스의 압력은 저장탱크(11)의 내부압력보다는 높게 설정되는 것이 유리하다.
위에서는 설명의 편의상 열교환기(21)가 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 열교환기(21)에서는 증발가스 공급라인(L1)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제1 스트림과 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 열교환기(21)는 증발가스 공급라인(L1)에 설치된 것이기도 하다.
증발가스 재순환라인(L5)에는 또 다른 팽창밸브(24)가 더 설치될 수 있으며, 그에 따라 기액분리기(23)로부터 배출된 기체 성분은 팽창밸브(24)를 통과하면서 감압될 수 있다. 또한 열교환기(21)에서 액화된 후 기액분리기(23)로 공급되는 증발가스의 제3 스트림과 기액분리기(23)에서 분리되어 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되는 기체 성분을 열교환시켜 제3 스트림을 더욱 냉각시킬 수 있도록 증발가스 재순환라인(L5)에는 냉각기(25)가 설치된다. 즉, 냉각기(25)에서는 고압 액체 상태의 증발가스를 저압 극저온 기체 상태의 천연가스로 추가 냉각시킨다.
여기에서, 설명의 편의상 냉각기(25)가 증발가스 재순환라인(L5)에 설치된 것으로 설명하였으나, 실제로 냉각기(25)에서는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 이송되고 있는 증발가스의 제3 스트림과 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 이송되고 있는 기체 성분 사이에 열교환이 이루어지고 있으므로, 냉각기(25)는 증발가스 복귀라인(L3)에 설치된 것이기도 하다.
도면에 도시하지는 않았지만, 본 실시예의 변형예에 따르면 냉각기(25)가 생략되도록 시스템이 구성될 수 있다. 냉각기(25)를 설치하지 않을 경우 전체 시스템의 효율이 약간 저하될 수는 있지만, 배관의 배치와 시스템의 운용이 용이하고 냉각기의 초기 설치비 및 유지보수비가 절감되는 이점이 있다.
한편, 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스의 양이 고압 천연가스 분사 엔진에서 요구하는 연료량보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우에는, 압축기(13)에서 압축된 혹은 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를, 증발가스 분기라인(L7, L8)을 통하여 분기시켜 증발가스 소비수단에서 사용한다. 증발가스 소비수단으로서는 MEGI 엔진에 비해 상대적으로 낮은 압력의 천연가스를 연료로서 사용할 수 있는 GCU, DF Generator(DFDG), 가스 터빈 등이 사용될 수 있다. 압축기(13)의 중간 단에서 증발가스 분기라인(L7, L8)을 통하여 분기하는 증발가스의 압력은 대략 6 ~ 10 bara 정도일 수 있다.
이상 설명한 바와 같은 본 발명의 제1 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.
또한 본 발명의 제1 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.
도 2에는 압축된 BOG를 열교환기(21)에 공급하기 위한 증발가스 복귀라인(L3)이 압축기(13)의 후단에서 분기되는 것으로 예시하고 있지만, 증발가스 복귀라인(L3)은 전술한 증발가스 분기라인(L7, L8)과 마찬가지로 압축기(13)에서 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를 분기시킬 수 있도록 설치될 수 있다. 도 3에는 2개의 실린더에 의해 2단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있고, 도 4에는 3개의 실린더에 의해 3단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있다. 이때 압축기(13)의 중간 단에서 분기하는 증발가스의 압력은 대략 6 ~ 10 bara 정도일 수 있다.
특히, 5개의 실린더를 포함하되 전단 3개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 2개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작하는 부카르트 사의 압축기를 사용할 경우, 압축기 후단이나 4단 이상에서 BOG를 분기시킬 때는 오일 필터를 거쳐 BOG가 이송되도록 구성할 필요가 있으나 3단 이하에서 분기시킬 때는 오일 필터를 사용할 필요가 없다는 점에서 유리할 수 있다.
도 5에는 본 발명의 바람직한 제3 실시예에 따른 선박의 액화가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.
제3 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템은, MEGI 엔진이나 DF Generator 등에서 요구하는 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많을 경우, LNG를 강제로 기화시켜 사용할 수 있도록 구성된다는 점에서 제2 실시예의 액화가스 처리 시스템과 상이하다. 이하에서는 제2 실시예의 액화가스 처리 시스템과의 차이점만을 더욱 상세하게 설명한다. 또한 제2 실시예와 동일한 구성요소에는 동일한 부재번호를 부여하고, 그에 대한 상세한 설명은 생략한다.
본 발명의 제3 실시예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급되거나, 압축기(13)에서 다단-압축되는 도중에 DF 엔진(DF Generator)에 공급되어 연료로서 사용된다는 점에 있어서는 제2 실시예와 마찬가지이다.
다만, 제3 실시예의 액화가스 처리 시스템은, 고압 천연가스 분사 엔진과 DF 엔진에서 요구하는 연료로서의 증발가스의 양이 저장탱크(11)에서 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많을 경우, 저장탱크(11)에 저장된 LNG를 강제기화기(31)에서 기화시켜 압축기(13)에 공급할 수 있도록 강제기화 라인(L11)을 구비한다.
제3 실시예에서와 같이 강제기화 라인(L11)을 구비하면, 저장탱크에 저장되어 있는 LNG의 양이 적어 증발가스의 발생량이 적거나, 각종 엔진에서 요구하는 연료로서의 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에도 안정적으로 연료를 공급할 수 있게 된다.
도 6에는 본 발명의 바람직한 제4 실시예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.
제4 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템은, 팽창밸브 대신에, 감압수단으로서 팽창기(Expander)(52)를 사용한다는 점에서 제2 실시예의 액화가스 처리 시스템과 상이하다. 즉, 제4 실시예에 따르면, 열교환기(21)에서 냉각되어 적어도 부분적으로 액화된 증발가스(LBOG)는, 팽창기(Expander)(52)를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 기액분리기(23)에 공급된다. 이하에서는 제2 실시예의 액화가스 처리 시스템과의 차이점만을 더욱 상세하게 설명한다. 또한 제2 실시예와 동일한 구성요소에는 동일한 부재번호를 부여하고, 그에 대한 상세한 설명은 생략한다.
팽창기(52)는 고압의 액화된 증발가스를 저압으로 팽창시키면서 에너지를 생산한다. 팽창기(52)를 통과하면서 LBOG는 대략 상압으로 감압될 수 있다. 액화된 증발가스는 기액분리기(23)에서 기체와 액체 성분이 분리되어, 액체성분, 즉 LNG는 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 이송되고, 기체성분, 즉 증발가스는 증발가스 재순환라인(L5)을 통해 저장탱크(11)로부터 배출되어 압축기(13)로 공급되는 증발가스에 합류된다. 더욱 상세하게는, 증발가스 재순환라인(L5)은 기액분리기(23)의 상단으로부터 연장되어 증발가스 공급라인(L1)에서 열교환기(21)보다 상류측에 연결된다.
증발가스 재순환라인(L5)에는 감압수단, 예컨대 팽창밸브(24)가 더 설치될 수 있으며, 그에 따라 기액분리기(23)로부터 배출된 기체 성분은 팽창밸브(24)를 통과하면서 감압될 수 있다.
도 7 및 도 8에는 본 발명의 바람직한 제4 실시예의 변형예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도가 도시되어 있다.
도 6에 도시된 제4 실시예에는 압축된 BOG를 열교환기(21)에 공급하기 위한 증발가스 복귀라인(L3)이 압축기(13)의 후단에서 분기되는 것으로 예시하고 있다. 하지만, 전술한 증발가스 분기라인(L7, L8)이나 혹은 도 3 및 도 4를 참조하여 설명한 제2 실시예의 변형예에서의 증발가스 복귀라인과 마찬가지로, 도 7 및 도 8에 도시된 바와 같은 제4 실시예의 변형예에 따르면, 증발가스 복귀라인(L3)은 압축기(13)에서 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를 분기시킬 수 있도록 설치될 수 있다.
도 7에는 2개의 실린더에 의해 2단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있고, 도 8에는 3개의 실린더에 의해 3단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있다. 특히, 5개의 실린더를 포함하되 전단 3개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 2개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작하는 부카르트 사의 압축기를 사용할 경우, 압축기 후단이나 4단 이상에서 BOG를 분기시킬 때는 오일 필터를 거쳐 BOG가 이송되도록 구성할 필요가 있으나 3단 이하에서 분기시킬 때는 오일 필터를 사용할 필요가 없다는 점에서 유리할 수 있다.
또한, 도 7에 도시된 제4 실시예의 제1 변형예를 참조하면, 제4 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템은, 열교환기(21)를 통과하면서 냉각 및 액화된 증발가스를 추가적으로 냉각하기 위한 열교환기로서의 냉각기(25)(도 6 참조)가 생략되도록 변형될 수 있다. 냉각기(25)를 설치하지 않을 경우 전체 시스템의 효율이 약간 저하될 수는 있지만, 배관의 배치와 시스템의 운용이 용이하고 냉각기의 초기 설치비 및 유지보수비가 절감되는 이점이 있다.
또한, 도 8에 도시된 제4 실시예의 제2 변형예를 참조하면, 제4 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템은, 감압수단으로서의 팽창기(52)와 팽창밸브(55)가 병렬로 배치되도록 변형될 수 있다. 이때, 병렬로 배치된 팽창기(52) 및 팽창밸브(55)는, 열교환기(21)와 기액 분리기(23) 사이에 위치된다. 팽창밸브(55)를 병렬로 설치하기 위해서, 그리고 필요시 팽창기(52) 혹은 팽창밸브(55)만을 사용하기 위해서, 열교환기(21)와 기액 분리기(23) 사이의 증발가스 복귀라인(L3)으로부터 분기하여 팽창기(52)를 우회하는 바이패스 라인(L31)이 설치된다. 팽창기(52)만을 사용하여 액화된 증발가스를 팽창시킬 경우에는 팽창밸브(55)를 폐쇄하고, 팽창밸브(55)만을 사용하여 액화된 증발가스를 팽창시킬 경우에는 증발가스 복귀라인(L3)에서 팽창기(52)의 전단과 후단에 각각 설치된 개폐밸브(53, 54)를 폐쇄한다.
이상 설명한 바와 같은 본 발명의 제4 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 이전의 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템 및 처리 방법과 마찬가지로, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.
본 발명의 제4 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템 및 처리 방법이 LNG 운반선이나 LNG RV와 같은 선박 이외에 LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP와 같은 플랜트에 적용된 경우에도, LNG를 저장하고 있는 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 엔진(추진을 위한 엔진뿐만 아니라, 발전용으로 사용되는 엔진 등도 포함됨)에서 연료로서 사용하거나 재액화시킬 수 있기 때문에, 낭비되는 증발가스를 감소시키거나 없앨 수 있다.
또한 본 발명의 제4 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.
도 9에는 본 발명의 바람직한 제5 실시예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.
제5 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템은, 열교환기(21)에서 액화된 후 감압수단(예컨대 팽창밸브(22))에서 갑압된 증발가스를, 기액분리기(23)를 거치지 않고, 그대로 저장탱크(11)에 복귀시키도록 구성된다는 점에서 제2 실시예의 액화가스 처리 시스템과 상이하다. 이하에서는 제2 실시예의 액화가스 처리 시스템과의 차이점만을 더욱 상세하게 설명한다. 또한 제2 실시예와 동일한 구성요소에는 동일한 부재번호를 부여하고, 그에 대한 상세한 설명은 생략한다.
본 실시예에 따르면, 액화된 후 감압되면서 기체 성분(즉, 플래시 가스)과 액체 성분(즉, 액화증발가스)이 혼합된 상태로 된 증발가스(즉, 2상(two phase) 증발가스)를, 증발가스 복귀라인(L3)을 통하여 저장탱크(11)에 복귀시킨다. 증발가스 복귀라인(L3)은, 저장탱크(11)에 복귀하는 2상 증발가스가 저장탱크(11)의 바닥으로 분사되도록 구성될 수 있다.
저장탱크(11)의 바닥으로 분사된 2상 증발가스 중 기체 성분(즉, 플래시 가스)는, 저장탱크(11)에 저장되어 있는 LNG에 부분적으로 녹아들어가거나 LNG의 냉열에 의해 액화될 수 있다. 또, 녹거나 액화되지 않은 플래시 가스(BOG)는, 저장탱크에서 추가로 발생하는 BOG(NBOG)와 함께 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 다시 저장탱크(11)로부터 배출된다. 새롭게 발생한 BOG와 함께 저장탱크(11)로부터 배출된 플래시 가스는 증발가스 공급라인(L1)을 따라 압축기(13)로 재순환된다.
본 실시예에 따르면, 팽창 후 2상 상태의 증발가스를 저장탱크(11)의 바닥에 분사시킴으로써, 저장탱크(11)에 저장되어 있는 LNG에 의해, 액화되는 증발가스의 양을 증가시킬 수 있으며, 기액분리기 등의 설비를 생략하여 설치비 및 운용비 등을 절감할 수 있다는 장점이 있다.
도 10에는 본 발명의 바람직한 제5 실시예의 제1 변형예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도가 도시되어 있다.
도 10에 도시된 제5 실시예의 제1 변형예는, 감압수단으로서 팽창밸브 대신에 팽창기(Expander)(52)를 사용한다는 점에서만 도 9에 도시된 제5 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템과 상이하다. 즉, 제5 실시예의 제1 변형예에 따르면, 열교환기(21)에서 냉각되어 액화된 증발가스(LBOG)는, 팽창기(Expander)(52)를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 후, 2상 상태로 저장탱크(11)에 복귀한다.
도 11에는 본 발명의 바람직한 제5 실시예의 제2 변형예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도가 도시되어 있다.
도 11에 도시된 제5 실시예의 제2 변형예는, 압축장치로서 다단압축기 대신에 복수개의 압축기(예를 들어, 제1 압축기(13a) 및 제2 압축기(13b))를 사용한다는 점에서 도 9에 도시된 제5 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템과 상이하다.
본 발명의 제5 실시예의 제2 변형예에 따른 액화가스 처리 시스템에 따르면, 액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 배출된 증발가스(NBOG)는, 증발가스 공급라인(L1)을 따라 이송되어 제1 압축기(13a)에 공급된다. 제1 압축기(13a)에서 압축된 증발가스는 대략 6 ~ 10 bara 정도로 압축된 후 연료 공급라인(L2)을 따라 수요처, 즉 LNG를 연료로 사용하는 추진 시스템(예를 들어, DFDE)에 공급될 수 있다. DFDE에 공급되고 남는 증발가스는 부스터 압축기로서의 제2 압축기(13b)에 의해 추가로 압축될 수 있으며, 그 다음, 전술한 제5 실시예에서와 마찬가지로, 증발가스 복귀라인(L3)을 따라 이동하면서 액화되어 저장탱크(11)에 복귀할 수 있다.
제1 압축기(13a)는 하나의 압축 실린더(14a)와 하나의 중간 냉각기(15a)를 포함하는 1단 압축기일 수 있다. 제2 압축기(13b)는 하나의 압축 실린더(14b)와 하나의 중간 냉각기(15b)를 포함하는 1단 압축기일 수 있으며, 필요하다면 복수개의 압축 실린더와 복수개의 중간 냉각기를 포함하는 다단 압축기가 활용될 수도 있다.
제1 압축기(13a)에서 압축된 증발가스는 대략 6 ~ 10 bara 정도까지 압축된 후 연료 공급라인(L2)을 통하여 수요처, 예를 들어 DF 엔진(즉, DFDE)에 공급되는데, 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 증발가스 전부를 엔진에 공급할 수도 있고, 증발가스 중 일부만을 엔진에 공급할 수도 있다.
즉, 저장탱크(11)로부터 배출되어 제1 압축기(13a)에 공급되는 증발가스(즉, 저장탱크에서 배출된 증발가스 전체)를 제1 스트림이라 할 때, 증발가스의 제1 스트림을 제1 압축기(13a)의 하류측에서 제2 스트림과 제3 스트림으로 나누어, 제2 스트림은 추진 시스템인 DF 엔진(즉, DFDE)에 연료로서 공급하고 제3 스트림은 액화시켜 저장탱크로 복귀시키도록 구성할 수 있다.
이때, 제2 스트림은 연료 공급라인(L2)을 통해 DFDE에 공급되고, 제3 스트림은 제2 압축기(13b)에서 더욱 가압된 후 액화 및 감압과정을 거쳐 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 저장탱크(11)로 복귀된다. 압축된 증발가스의 제3 스트림을 액화시킬 수 있도록 증발가스 복귀라인(L3)에는 열교환기(21)가 설치된다. 열교환기(21)에서는 압축된 증발가스의 제3 스트림을 저장탱크(11)로부터 배출된 후 제1 압축기(13a)로 공급되는 증발가스의 제1 스트림과 열교환시킨다.
압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림의 유량이 제3 스트림의 유량보다 많기 때문에, 압축된 증발가스의 제3 스트림은 압축되기 전의 증발가스의 제1 스트림으로부터 냉열을 공급받아 냉각(즉 적어도 부분적으로 액화)될 수 있다. 이와 같이 열교환기(21)에서는 저장탱크(11)로부터 배출된 직후의 극저온의 증발가스와 압축기(13)에서 압축된 고압 상태의 증발가스를 열교환시켜 이 고압 상태의 증발가스를 냉각(액화)시킨다.
열교환기(21)에서 냉각된 증발가스(LBOG)는 감압수단으로서의 팽창밸브(22)(예를 들어, J-T 밸브)를 통과하면서 감압된 후, 계속해서 기액 혼합상태로 저장탱크(11)에 복귀한다. 팽창밸브(22)를 통과하면서 LBOG는 대략 상압으로 감압(예컨대 300바에서 3바로 감압)될 수 있다.
한편, 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스의 양이 DF 엔진에서 요구하는 연료량보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우(예를 들어, 엔진 정지시나 저속 운항시 등)에는, 제1 압축기(13a)에서 압축된 증발가스를, 증발가스 분기라인(L7)을 통하여 분기시켜 증발가스 소비수단에서 사용한다. 증발가스 소비수단으로서는 천연가스를 연료로서 사용할 수 있는 GCU, 가스 터빈 등이 사용될 수 있다.
도 12에는 본 발명의 바람직한 제5 실시예의 제3 변형예에 따른, 선박의 액화가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도가 도시되어 있다.
도 12에 도시된 제5 실시예의 제3 변형예는, 감압수단으로서 팽창밸브 대신에 팽창기(Expander)(52)를 사용한다는 점에서만 도 11에 도시된 제5 실시예의 제2 변형예에 따른 액화가스 처리 시스템과 상이하다. 즉, 제5 실시예의 제3 변형예에 따르면, 열교환기(21)에서 냉각되어 액화된 증발가스(LBOG)는, 감압수단으로서의 팽창기(Expander)(52)를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 후, 2상 상태로 저장탱크(11)에 복귀한다.
이상 설명한 바와 같은 본 발명의 제5 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 이전의 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템 및 처리 방법과 마찬가지로, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.
본 발명의 제5 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템 및 처리 방법이 LNG 운반선이나 LNG RV와 같은 선박 이외에 LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP와 같은 플랜트에 적용된 경우에도, LNG를 저장하고 있는 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 엔진(추진을 위한 엔진뿐만 아니라, 발전용으로 사용되는 엔진 등도 포함됨)에서 연료로서 사용하거나 재액화시킬 수 있기 때문에, 낭비되는 증발가스를 감소시키거나 없앨 수 있다.
또한 본 발명의 제5 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.
도 13에는 본 발명의 제6 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템이 도시되어 있다.
도 13에 도시된 본 발명의 제6 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템은, 도 1에 도시한 본 발명의 제1 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템(즉, 고압펌프(120)에 의해 LNG를 가압하여 추진 시스템에 연료로서 공급하는 라인과, 압축기(150)에 의해 BOG를 가압하여 추진 시스템에 연료로서 공급하는 라인을 갖는 하이브리드 시스템)과, 도 2에 도시한 본 발명의 제2 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템이 통합되어 구성된다.
도시하지는 않았지만, 본 발명에 의하면, 도 3 내지 도 12에 도시한 제3 내지 제5 실시예에 따른 각각의 액화가스 처리 시스템이 도 13에 도시된 것처럼 하이브리드 시스템(도 13의 L23, L24, L25 참조)과 통합될 수 있음은 물론이다.
도 13에 도시된 본 발명의 선박의 액화가스 처리 시스템은, 주 엔진으로서 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진을 포함하고 있으며, 부 엔진으로서 DF 엔진(DF Generator; DFDG)을 포함하고 있다. 통상, 주 엔진은 선박의 운항을 위해 추진용으로 사용되고, 부 엔진은 선박 내부에 설치된 각종 장치 및 설비에 전력을 공급하기 위해 발전용으로 사용되지만, 본 발명은 주 엔진과 부 엔진의 용도에 의해 한정되는 것은 아니다. 주 엔진과 부 엔진은 각각 복수개가 설치될 수 있다.
본 실시예에 따른 선박의 액화가스 처리 시스템은, 엔진들(즉, 주 엔진인 MEGI 엔진과 부 엔진인 DF 엔진)에 대해 저장탱크(11)에 수용되어 있는 천연가스(즉, 기체 상태의 BOG와 액체 상태의 LNG)를 연료로서 공급할 수 있도록 구성된다.
기체 상태의 BOG를 연료가스로서 공급하기 위해 본 실시예에 따른 선박의 액화가스 처리 시스템은, 저장탱크(11)에 수용되어 있는 BOG를 주 엔진에 공급하는 증발가스 공급라인으로서의 BOG 주 공급라인(L1)과, 이 BOG 주 공급라인(L1)으로부터 분기하여 BOG를 부 엔진에 공급하는 BOG 부 공급라인(L8)을 포함한다. BOG 주 공급라인(L1)은, 이전의 실시예에서의 증발가스 공급라인(L1)과 동일한 구성이나, 도 13을 참조하여 이루어지는 설명에서는 DF 엔진에 대한 증발가스 공급라인(즉, BOG 부 공급라인(L8))과의 구별을 위해 BOG 주 공급라인(L1)이라고 호칭한다. 또한, BOG 부 공급라인(L8)은, 이전의 실시예에서의 증발가스 분기라인(L8)과 동일한 구성이나, 도 13을 참조하여 이루어지는 설명에서는 BOG 주 공급라인(L1)과의 구별을 위해 BOG 부 공급라인(L8)이라고 호칭한다.
또, 액체 상태의 LNG를 연료가스로서 공급하기 위해 본 실시예에 따른 선박의 액화가스 처리 시스템은, 저장탱크(11)에 수용되어 있는 LNG를 주 엔진에 공급하는 LNG 주 공급라인(L23)과, 이 LNG 주 공급라인(L23)으로부터 분기하여 LNG를 부 엔진에 공급하는 LNG 부 공급라인(L24)을 포함한다.
본 실시예에 따르면, BOG 주 공급라인(L1)에는 BOG를 압축하기 위한 압축기(13)가 설치되고, LNG 주 공급라인(L23)에는 LNG를 압축하기 위한 고압펌프(43)가 설치된다.
액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 발생되어 BOG 배출밸브(41)를 통해 배출된 증발가스(NBOG)는, BOG 주 공급라인(L1)을 따라 이송되어 압축기(13)에서 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급된다. 증발가스는 압축기(13)에 의해 대략 150 내지 400 bara 정도의 고압으로 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진에 공급된다.
저장탱크는 LNG 등의 액화가스를 극저온 상태로 저장할 수 있도록 밀봉 및 단열 방벽을 갖추고 있지만, 외부로부터 전달되는 열을 완벽하게 차단할 수는 없다. 그에 따라 저장탱크(11) 내에서는 액화가스의 증발이 지속적으로 이루어지며, 증발가스의 압력을 적정한 수준으로 유지하기 위해 저장탱크(11) 내부의 증발가스를 배출시킨다.
압축기(13)는, 하나 이상의 압축 실린더(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간 냉각기(15)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 400 bara까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 13에서는 5개의 압축 실린더(14)와 5개의 중간 냉각기(15)를 포함하는 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축 실린더와 중간 냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축 실린더가 배열된 구조 이외에, 복수개의 압축기를 직렬로 연결한 구조를 가지도록 변경될 수도 있다.
압축기(13)에서 압축된 증발가스는 BOG 주 공급라인(L1)을 통하여 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되는데, 고압 천연가스 분사 엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량에 따라 압축된 증발가스 전부를 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있고, 압축된 증발가스 중 일부만을 고압 천연가스 분사 엔진에 공급할 수도 있다.
부 엔진인 DF 엔진에 연료가스를 공급하기 위한 부 BOG 공급라인(L8)은 주 BOG 공급라인(L1)으로부터 분기된다. 더욱 상세하게는, 부 BOG 공급라인(L8)은 압축기(13)에서 다단-압축되고 있는 도중의 증발가스를 분기해 낼 수 있도록 주 BOG 공급라인(L1)으로부터 분기된다. 도 13에는 2단 압축된 BOG를 분기시켜 그 일부를 부 BOG 공급라인(L8)을 통해 부 엔진으로 공급하는 것으로 도시하고 있지만, 이는 예시일 뿐이며, 1단 혹은 3 내지 5단 압축된 BOG를 분기시켜 부 BOG 공급라인을 통해 부 엔진 등으로 공급할 수 있도록 시스템을 구성할 수도 있다. 압축기로서는 예를 들어 부카르트(Burckhardt) 사의 압축기를 사용할 수 있다. 부카르트 사의 압축기는 총 5개의 실린더를 포함하며, 전단 3개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 2개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작하는 것으로 알려져 있다. 따라서, 부카르트 사의 압축기를 BOG를 압축시키는 압축기(13)로 사용할 경우, 4단 이상에서 BOG를 분기시킬 때는 오일 필터를 거쳐 BOG가 이송되도록 구성할 필요가 있으나 3단 이하에서 분기시킬 때는 오일 필터를 사용할 필요가 없다는 점에서 유리할 수 있다.
부 엔진인 DF 엔진(예컨대, DFDG)은 요구 압력이 MEGI 엔진에 비해 낮기 때문에 압축기(13)의 후단에서 고압으로 압축된 상태의 BOG를 분기해 낼 경우에는 BOG의 압력을 다시 낮춘 후 부 엔진에 공급해야 하므로 비효율적일 수 있다.
전술한 바와 같이, LNG가 가열되면 액화온도가 상대적으로 낮은 메탄 성분이 우선적으로 기화되기 때문에, 증발가스의 경우에는 메탄 함유량이 높아 그대로 DF 엔진에 연료로서 공급될 수 있다. 따라서, BOG 주 공급라인 및 BOG 부 공급라인에는 메탄가 조절을 위한 장치가 별도로 설치될 필요가 없다.
한편, 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스의 양이 주 엔진과 부 엔진에서 요구하는 연료량보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우에는, 본 발명의 액화가스 처리 시스템을 통하여 증발가스를 재액화시켜 저장탱크에 복귀시킬 수 있다.
재액화용량을 초과하는 증발가스가 발생하는 경우에는, 압축기(13)에서 압축된 혹은 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를, 증발가스 분기라인(L7)을 통하여 분기시켜 BOG 소비수단에서 사용할 수 있다. 증발가스 소비수단으로서는 MEGI 엔진에 비해 상대적으로 낮은 압력의 천연가스를 연료로서 사용할 수 있는 GCU, 가스 터빈 등이 사용될 수 있다. 증발가스 분기라인(L7)은, 도 13에 도시된 바와 같이, BOG 부 공급라인(L8)에서 분기되는 것이 바람직하다.
압축기(13)에서 압축된 후 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 고압 천연가스 분사 엔진에 공급되는 증발가스 중 적어도 일부를 증발가스 복귀라인(L3)을 통해 처리, 즉 재액화시켜 저장탱크(11)로 복귀시키는 과정은, 도 2를 참조하여 이미 전술한 바와 마찬가지이므로 상세한 설명은 생략한다.
도 13에는 압축된 BOG를 열교환기(21)에 공급하기 위한 증발가스 복귀라인(L3)이 압축기(13)의 후단에서 분기되는 것으로 예시하고 있지만, 증발가스 복귀라인(L3)은 전술한 증발가스 분기라인(L7)이나 증발가스 분기라인으로서의 BOG 부 공급라인(L8)과 마찬가지로 압축기(13)에서 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를 분기시킬 수 있도록 설치될 수 있다. 도 3에는 2개의 실린더에 의해 2단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있고, 도 4에는 3개의 실린더에 의해 3단 압축된 증발가스를 분기시키는 변형예가 도시되어 있다. 이때 압축기(13)의 중간 단에서 분기하는 증발가스의 압력은 대략 6 ~ 10 bara 정도일 수 있다.
특히, 5개의 실린더를 포함하되 전단 3개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 2개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작하는 부카르트 사의 압축기를 사용할 경우, 압축기 후단이나 4단 이상에서 BOG를 분기시킬 때는 오일 필터를 거쳐 BOG가 이송되도록 구성할 필요가 있으나 3단 이하에서 분기시킬 때는 오일 필터를 사용할 필요가 없다는 점에서 유리할 수 있다.
LNG 주 공급라인(L23)에는, 저장탱크(11)의 내부에 설치되어 LNG를 저장탱크(11)의 외부로 배출시키기 위한 배출펌프(12)와, 이 배출펌프(12)에서 1차적으로 압축된 LNG를 MEGI 엔진에서 요구하는 압력까지 2차적으로 압축시키기 위한 고압펌프(43)가 설치되어 있다. 배출펌프(12)는 각 저장탱크(11)마다 내부에 하나씩 설치될 수 있다. 고압펌프(43)는 도 4에는 하나만 도시되어 있으나, 필요에 따라 복수의 고압펌프가 병렬로 연결되어 사용될 수 있다.
전술한 바와 같이, MEGI 엔진에서 요구하는 연료가스의 압력은 150 ~ 400 bara(절대압력) 정도의 고압이다. 본 명세서에서 "고압"이란, MEGI 엔진에서 요구하는 압력, 예컨대 150 ~ 400 bara(절대압력) 정도의 압력을 의미하는 것으로 간주되어야 할 것이다.
액화가스를 저장하는 저장탱크(11)에서 배출펌프(12)를 통해 배출된 LNG는, LNG 주 공급라인(L23)을 따라 이송되어 고압펌프(43)에 공급된다. 계속해서 LNG는 고압펌프(43)에서 고압으로 압축된 후 기화기(44)에 공급되어 기화된다. 기화된 LNG는 연료로서 고압 천연가스 분사 엔진, 예컨대 MEGI 엔진에 공급된다. MEGI 엔진에서 요구하는 압력은 초임계 상태이므로, 고압으로 압축된 LNG는 기체도 아니고 액체도 아닌 상태이다. 따라서, 기화기(44)에서 고압으로 압축된 LNG를 기화시킨다는 표현은, 초임계 상태인 LNG의 온도를 MEGI 엔진에서 요구하는 온도까지 상승시킨다는 의미로 간주되어야 한다.
부 엔진인 DF 엔진에 연료가스를 공급하기 위한 부 LNG 공급라인(L24)은 주 LNG 공급라인(L23)으로부터 분기된다. 더욱 상세하게는, 부 LNG 공급라인(L24)은 고압펌프(43)에서 압축되기 전의 LNG를 분기해 낼 수 있도록 주 LNG 공급라인(L23)으로부터 분기된다.
한편, 도 13에서는 부 LNG 공급라인(L24)이 고압펌프(43)의 상류측에서 주 LNG 공급라인(L23)으로부터 분기하는 것으로 도시되어 있지만, 변형예에 따르면 부 LNG 공급라인(L24)이 고압펌프(43)의 하류측에서 주 LNG 공급라인(L23)으로부터 분기하는 것으로 변형될 수 있다. 다만, LNG 공급라인(L24)이 고압펌프(43)의 하류측에서 분기하는 경우에는, LNG의 압력이 고압펌프(43)에 의해 상승한 상태이므로 부 엔진에 연료로서의 LNG를 공급하기 전에 감압수단에 의해 부 엔진에서 요구하는 압력으로 LNG의 압력을 하강시킬 필요가 있다. 도 13에 도시된 실시예에서와 같이 부 LNG 공급라인(L24)이 고압펌프(43)의 상류측에서 분기하는 경우에는 추가의 감압수단을 설치할 필요가 없다는 점에서 유리하다.
부 LNG 공급라인(L24)에는 기화기(45), 기액분리기(46), 및 히터(47)가 설치되어, 연료로서 공급되는 LNG의 메탄가 및 온도를 DF 엔진에서 요구하는 값으로 조절할 수 있다.
전술한 바와 같이, LNG의 경우에는, 메탄 함유량이 증발가스에 비해 상대적으로 낮아 DF 엔진에서 요구하는 메탄가보다 낮고, 산지에 따라 LNG를 구성하는 탄화수소 성분(메탄, 에탄, 프로판, 부탄 등)들의 비율이 다르기 때문에, 그대로 기화시켜 연료로서 DF 엔진에 공급하기에 적절하지 않다.
메탄가를 조절하기 위해, LNG는 기화기(45)에서 가열되어 부분적으로만 기화된다. 부분적으로 기화되어 기체 상태(즉, 천연가스)와 액체 상태(즉, LNG)가 혼합된 상태인 연료가스는 기액분리기(46)에 공급되어, 기체와 액체로 분리된다. 발열량이 높은 중탄화수소(HHC) 성분의 기화온도가 상대적으로 높기 때문에, 부분적으로 기화된 연료가스에서 기화되지 않은 남아있는 액체 상태의 LNG에는 중탄화수소 성분의 비율이 상대적으로 높아진다. 따라서, 기액분리기(46)에서 액체 성분을 분리해 냄으로써, 즉 중탄화수소 성분을 분리해 냄으로써, 연료가스의 메탄가는 높아질 수 있다.
LNG에 함유된 탄화수소 성분의 비율과, 엔진에서 요구하는 메탄가 등을 감안하여, 적절한 메탄가를 얻기 위해서 기화기(45)에서의 가열 온도가 조절될 수 있다. 기화기(45)에서의 가열 온도는 대략 섭씨 -80 내지 -120도의 범위 내에서 정해질 수 있다. 기액분리기(46)에서 연료가스로부터 분리된 액체 성분은 액체성분 복귀라인(L5)을 통해 저장탱크(11)에 복귀된다. 증발가스 복귀라인(L3)과 액체성분 복귀라인(L25)은 합류된 후 저장탱크(11)까지 연장될 수 있다.
메탄가가 조절된 연료가스는 LNG 부 공급라인(L24)을 통해 히터(47)에 공급되며, 부 엔진에서 요구하는 온도로 더욱 가열된 후 부 엔진에 연료로서 공급된다. 부 엔진이 예를 들어 DFDG인 경우, 요구되는 메탄가는 일반적으로 80 이상이다. 예를 들어, General LNG(통상, 메탄: 89.6%, 질소: 0.6%)의 경우, 중탄화수소 성분을 분리해 내기 전의 메탄가는 71.3이며, 그때의 LHV(lower heating value)는 48,872.8 kJ/kg(1 atm, saturated vapor 기준)이다. 이 General LNG를 7 bara로 가압한 후 섭씨 -120 도까지 가열하여 중탄화수소 성분을 제거하면, 메탄가는 95.5로 높아지며, 그때의 LHV는 49,265.6 kJ/kg 이다.
본 실시예에 따르면, 엔진들(주 엔진 및 부 엔진)에 연료가스를 공급하는 경로가 2개로 이루어진다. 즉, 연료가스는 압축기(13)를 통해 압축된 후 엔진에 공급될 수도 있고, 고압펌프(43)를 통해 압축된 후 엔진에 공급될 수도 있다.
특히 LNG 운반선, LNG RV 등과 같은 선박은, LNG를 생산지로부터 소비지로 수송하기 위해 사용되므로, 생산지에서 소비지로 운항할 때에는 저장탱크에 LNG를 가득 적재한 레이든(Laden) 상태로 운항하고, LNG를 하역한 후 다시 생산지로 돌아갈 때에는 저장탱크가 거의 비어있는 밸러스트(Ballast) 상태로 운항한다. 레이든 상태에서는 LNG의 양이 많아 상대적으로 증발가스 발생량도 많고, 밸러스트 상태에서는 LNG의 양이 적어 상대적으로 증발가스 발생량도 적다.
저장탱크의 용량, 외부 온도 등의 조건에 따라 다소 차이가 있으나, 예를 들어, LNG의 저장탱크 용량이 대략 130,000 내지 350,000 인 경우에 발생되는 증발가스의 양은, 레이든시 대략 3 내지 4 ton/h 이고, 밸러스트시 대략 0.3 내지 0.4 ton/h 이다. 또한, 엔진들에서 요구하는 연료가스의 양은, MEGI 엔진의 경우에는 대략 1 내지 4 ton/h (평균 약 1.5 ton/h)이고, DF 엔진(DFDG)의 경우에는 대략 0.5 ton/h 이다. 한편, 최근에는 저장탱크의 단열성능이 향상됨에 따라 BOR(Boil Off Rate)이 점차 낮아지고 있는 추세이므로, BOG의 발생량도 감소하는 추세이다.
따라서, 본 실시예의 연료가스 공급 시스템과 같이 압축기 라인(즉, 도 13에서의 L1 및 L8)과 고압펌프 라인(즉, 도 13에서의 L23 및 L24)이 함께 갖춰진 경우, 증발가스의 발생량이 많은 레이든 상태에서는 압축기 라인을 통해 엔진들에 연료가스를 공급하고, 증발가스의 발생량이 적은 밸러스트 상태에서는 고압펌프 라인을 통해 엔진들에 연료가스를 공급하는 것이 바람직하다.
일반적으로, MEGI 엔진에서 요구하는 150 ~ 400 bara(절대압력) 정도의 고압까지 압축기에 의하여 기체(BOG)를 압축하기 위해 필요한 에너지는 펌프에 의해 액체(LNG)를 압축하기 위해 필요한 에너지보다 상당히 많은 에너지가 요구되고, 고압으로 기체를 압축하기 위한 압축기는 상당히 고가이고 부피 역시 많이 차지하므로, 압축기 라인 없이 고압펌프 라인만을 사용하는 것이 경제적일 것으로 생각될 수 있다. 예를 들어, 다단으로 구성된 한 세트의 압축기를 구동시켜 ME-GI 엔진에 연료를 공급하기 위해서는 2MW의 전력이 소비되는데, 고압펌프를 사용하면 100kW의 전력만이 소비된다. 그러나, 레이든 상태에서 고압펌프 라인만을 사용하여 엔진들에 연료가스를 공급할 경우, 저장탱크에서 지속적으로 발생하는 BOG를 처리하기 위해 BOG를 재액화시키기 위한 재액화 장치가 반드시 필요하며, 이 재액화 장치에서 소모하는 에너지를 함께 고려할 경우, 압축기 라인과 고압펌프 라인을 함께 설치하여 레이든 상태에서는 압축기 라인을 통해 연료가스를 공급하고 밸러스트 상태에서는 고압펌프 라인을 통해 연료가스를 공급하는 것이 유리하다.
한편, 밸러스트 상태와 같이, 저장탱크에서 발생하는 증발가스의 양이 ME-GI 엔진에서 요구하는 연료량에 미치지 못하는 경우, 다단 압축기에서 증발가스를 ME-GI 엔진에서 요구하는 고압까지 압축시키기 않고, 다단 압축되는 도중에 부 BOG 공급라인(L8)을 통해 증발가스를 분기시켜 DF 엔진에서 연료로서 사용하는 것이 효율적일 수 있다. 즉, 예를 들어 5단 압축기 중 2단째의 압축 실린더만을 거쳐 증발가스를 DF 엔진에 공급한다면, 나머지 3단의 압축 실린더는 공회전된다. 5단 압축기 전체를 구동시켜 증발가스를 압축시킬 경우 요구되는 전력이 2MW인 반면, 2단까지만 사용하고 나머지 3단을 공회전시킬 경우 요구되는 전력은 600kW이고, 고압펌프를 통해 ME-GI 엔진에 연료를 공급할 경우 요구되는 전력은 100kW이다. 그러므로, 밸러스트 상태와 같이 BOG 발생량이 ME-GI 엔진에서의 연료 필요량보다 적은 경우에는 BOG는 DF 엔진 등에서 전량 소비하고 고압펌프를 통해 LNG를 연료로서 공급하는 것이 에너지 효율 측면에서 유리하다.
그러나, 필요에 따라서는, BOG 발생량이 ME-GI 엔진에서의 연료 필요량보다 적은 경우에도 압축기를 통해 BOG를 ME-GI 엔진에 연료로서 공급하면서 부족한 양만큼 LNG를 강제기화시켜 공급할 수도 있다. 한편, 밸러스트 상태에서는 BOG의 발생량이 적으므로, BOG를 발생할 때마다 배출시켜 소비하는 대신, 저장탱크가 일정한 압력에 도달할 때까지 BOG를 배출시키지 않고 모아두었다가 간헐적으로 배출시켜 DF 엔진 혹은 ME-GI 엔진에 연료로서 공급할 수도 있다.
밸러스트 상태에서 선박의 엔진(DF 엔진 혹은 ME-GI 엔진)은, 압축기(13)에 의해 압축된 BOG와 고압펌프(43)에 의해 압축된 LNG를, 동시에 연료로서 공급받을 수도 있다. 또한, 밸러스트 상태에서 선박의 엔진(DF 엔진 혹은 ME-GI 엔진)은, 압축기(13)에 의해 압축된 BOG와 고압펌프(43)에 의해 압축된 LNG 중 어느 하나를, 번갈아 교대로 연료로서 공급받을 수도 있다.
또한, 장비의 수리 및 교체가 용이하지 않은 선박에서는 비상시를 감안하여 중요한 설비를 2개씩 설치할 것이 요구된다(redundancy; 즉, 이원화 설계). 즉, 선박에서는, 주 설비와 동일한 기능을 수행할 수 있는 여분의 설비를 설치하여, 주 설비의 정상동작시에는 여분의 설비를 대기상태로 두고, 주 구성 장비의 고장시 그 기능을 인계받아 수행할 수 있도록 중요한 설비를 중복 설계할 것이 요구된다. 이원화 설계가 요구되는 설비로서는 주로 회전구동되는 설비, 예를 들어 압축기나 펌프 등을 들 수 있다.
이와 같이, 선박에는, 평소에는 사용되지 않으면서 오로지 이원화 요구조건만을 만족시키기 위해 각종 설비가 이중으로 설치될 필요가 있는데, 2개의 압축기 라인을 사용하는 연료가스 공급 시스템은 압축기의 설치에 많은 비용과 공간이 소요되고 사용시에 많은 에너지가 소모되는 문제가 있고, 2개의 고압펌프 라인을 사용하는 연료가스 공급 시스템은 증발가스의 처리(즉, 재액화)에 많은 에너지가 소모되는 문제가 있을 수 있다. 그에 비해 압축기 라인과 고압펌프 라인을 함께 설치한 본 발명의 연료가스 공급 시스템은 어느 한쪽의 공급라인에 문제가 발생하더라도 다른 쪽 공급라인을 통해 정상적인 운항을 계속할 수 있고, 압축기 라인을 한 개만 설치한다면 고가의 압축기를 적게 사용하면서 증발가스의 발생량에 따라 최적의 연료가스 공급 방식을 적절하게 선택하여 운용할 수 있어 최초 건조시 비용은 물론 운용비용도 절감할 수 있게 된다는 추가적인 효과를 거둘 수도 있다.
도 13에 도시된 바와 같이, 본 발명의 일 실시예에 따라 액화가스 처리 시스템과 하이브리드 연료가스 공급 시스템이 결합된 경우, LNG 운반선의 화물(즉, LNG) 운반시 발생되는 증발가스를, 엔진의 연료로서 사용하거나 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시켜 저장할 수 있기 때문에, GCU 등에서 소모하여 버려지는 증발가스의 양을 감소시키거나 없게 할 수 있게 되고, 질소 등 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치를 설치할 필요 없이 증발가스를 재액화하여 처리할 수 있게 된다.
본 실시예에 따르면, 저장탱크의 용량이 커져 증발가스의 발생량은 많아지고 엔진의 성능이 개선되어 필요한 연료량은 감소하는 최근의 추세에도 불구하고, 엔진의 연료로서 사용하고 남는 증발가스는 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시킬 수 있기 때문에 증발가스의 낭비를 막을 수 있게 된다.
특히 본 실시예에 따른 액화가스 처리 시스템 및 처리 방법에 의하면, 별도의 냉매를 사용하는 재액화 장치(즉, 질소냉매 냉동 사이클이나 혼합냉매 냉동 사이클 등)가 설치될 필요가 없으므로, 냉매를 공급 및 저장하기 위한 설비를 추가로 설치할 필요가 없어, 전체 시스템을 구성하기 위한 초기 설치비와 운용비용을 절감할 수 있다.
본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.

Claims (13)

  1. 액화천연가스를 저장하고 있는 저장탱크와, 상기 저장탱크에 저장되어 있는 액화천연가스를 연료로서 사용하는 엔진을 갖춘 선박의 액화가스 처리 시스템으로서,
    상기 저장탱크 내에서 액화천연가스로부터 발생된 후 상기 저장탱크로부터 배출되는 증발가스의 제1 스트림과;
    상기 제1 스트림 중 연료로서 상기 엔진에 공급되는 증발가스의 제2 스트림과;
    상기 제1 스트림 중 상기 엔진에 공급되지 않은 증발가스의 제3 스트림;
    을 포함하며,
    상기 제1 스트림은 압축장치에서 압축된 후 상기 제2 스트림과 상기 제3 스트림으로 분기되며,
    상기 제3 스트림을 열교환기에서 상기 제1 스트림과 열교환시켜 액화시킴으로써 별도의 냉매를 이용한 재액화장치를 사용하지 않고 증발가스를 처리할 수 있는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 열교환기에서 액화된 상기 제3 스트림은 감압수단에 의해 압력이 낮춰지는 것을 특징으로 하는 선박의 액화가스 처리 시스템.
  3. 청구항 2에 있어서,
    감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 제3 스트림은 상기 저장탱크에 복귀하는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  4. 청구항 2에 있어서,
    감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 제3 스트림 중, 기체 성분은 상기 저장탱크로부터 배출되는 증발가스의 상기 제1 스트림에 합류되는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  5. 청구항 4에 있어서,
    상기 감압수단에 공급되는 상기 제3 스트림은, 상기 감압수단을 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 제3 스트림 중 기체 성분과 함께, 상기 감압수단의 상류측에 설치된 냉각기에서 열교환되어 냉각되는 것을 특징으로 하는 선박의 액화가스 처리 시스템.
  6. 청구항 2에 있어서,
    감압되어 기액 혼합상태로 된 상기 제3 스트림 중, 액체 성분만을 분리하여 상기 저장탱크에 복귀하기 위해 기액분리기가 설치되는 것을 특징으로 하는 선박의 액화가스 처리 시스템.
  7. 청구항 2에 있어서,
    상기 압축장치는, 복수개의 압축 실린더를 포함하는 것을 특징으로 하는 선박의 액화가스 처리 시스템.
  8. 청구항 7에 있어서,
    상기 압축장치에 포함된 복수개의 상기 압축 실린더 중에서 일부의 압축 실린더를 통과하여 압축된 증발가스를 공급받아 사용하는 증발가스 소비수단을 더 포함하는 것을 특징으로 하는 선박의 액화가스 처리 시스템.
  9. 청구항 7에 있어서,
    상기 열교환기로 보내지는 증발가스는, 상기 압축장치에 포함된 복수개의 상기 압축 실린더 중에서 일부 또는 전부를 통과하여 압축된 증발가스인 것을 특징으로 하는 선박의 액화가스 처리 시스템.
  10. 청구항 1에 있어서,
    상기 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 강제로 기화시켜 상기 압축장치에 공급하기 위한 강제기화기를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 선박의 액화가스 처리 시스템.
  11. 청구항 1에 있어서,
    상기 저장탱크 내의 증발가스를 상기 압축장치에 의해 압축하여 상기 엔진에 연료로서 공급하는 압축기 라인과;
    상기 저장탱크 내의 LNG를 고압펌프에 의해 압축하여 상기 엔진에 연료로서 공급하는 고압펌프 라인;
    을 포함하는 것을 특징으로 하는 선박의 액화가스 처리 시스템.
  12. 청구항 1에 있어서,
    상기 엔진은 MEGI 엔진 및 DF 엔진을 포함하는 것을 특징으로 하는 선박의 액화가스 처리 시스템.
  13. 청구항 1에 있어서,
    상기 감압수단은 팽창밸브 또는 팽창기인 것을 특징으로 하는 선박의 액화가스 처리 시스템.
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