WO2015130122A1 - 증발가스 처리 시스템 - Google Patents

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WO2015130122A1
WO2015130122A1 PCT/KR2015/001916 KR2015001916W WO2015130122A1 WO 2015130122 A1 WO2015130122 A1 WO 2015130122A1 KR 2015001916 W KR2015001916 W KR 2015001916W WO 2015130122 A1 WO2015130122 A1 WO 2015130122A1
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gas
boil
engine
storage tank
fuel
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PCT/KR2015/001916
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이준채
권순빈
김남수
정제헌
박청기
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대우조선해양 주식회사
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    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a boil-off gas treatment system, and more particularly, a compressor for compressing boil-off gas generated in a LNG storage tank of a ship or a floating structure, and cooled by heat exchange with the boil-off gas to be introduced into the compressor A heat exchanger, an expansion means for adiabatic expansion of the boil-off gas cooled in the heat exchanger, and a gas-liquid separator for separating the boil-off gas insulated from the expansion means and supplying liquefied natural gas to the LNG storage tank.
  • the present invention relates to an evaporative gas treatment system capable of diversifying the system operation by configuring a bypass line to supply the adiabatic expanded boiled gas from the downstream of the expansion means to the downstream of the gas-liquid separator.
  • Liquefied Natural Gas (hereinafter referred to as "LNG”) is a colorless and transparent liquid obtained by liquefying natural gas containing methane as its main component at about -162 °C. It has a volume of about / 600. Therefore, when liquefied and transported with LNG when transporting natural gas, it can be transported very efficiently.
  • LNG Liquefied Natural Gas
  • an LNG carrier that can transport (transport) LNG to sea is used.
  • BOG is a kind of LNG loss, which is an important problem in the transportation efficiency of LNG, and if boil-off gas accumulates in the LNG storage tank, the pressure in the LNG storage tank may be excessively increased and the tank may be damaged.
  • Various ways to deal with this have been studied.
  • the gas combustion unit inevitably burns the excess BOG to control the pressure of the storage tank when there is no other way to use the BOG, resulting in a waste of chemical energy of the BOG by combustion.
  • the boil-off gas generated in the LNG storage tank can be used as the fuel of the DF engine to process the boil-off gas.
  • the boil-off gas may be sent to a gas combustor for incineration to protect the LNG storage tank.
  • the cryogenic LNG is very sensitive to changes in the external environment such as temperature, and a considerable amount of BOG (Boil Off Gas) is generated because it continuously vaporizes in the cargo hold even during the operation of the vessel. Excessive BOG inside the storage container may cause the container to withstand the internal pressure due to an increase in the pressure inside the container, which may cause the container to explode. do. Even if the vessel is insulated, the amount of BOG generated in the storage vessel is about 0.05 vol% / day, and 4 to 6 tons per hour (t) of conventional LNG carriers, It is known that about 300 tons of liquefied natural gas is evaporated once operated.
  • BOG Bit Off Gas
  • a method of discharging the boil-off gas inside the storage tank to the outside of the storage tank and re-liquefying it through a re-liquefaction apparatus including a refrigerating cycle is used, wherein the boil-off gas is a refrigerant cooled to low temperature, for example After liquefaction through heat exchange with nitrogen, mixed refrigerant, etc., it is returned to the storage tank.
  • the reliquefaction apparatus through such a refrigeration cycle has a problem in that the overall system control is complicated and a lot of power is consumed due to the complexity of operation.
  • the present invention is to solve this problem, to provide a system that can efficiently handle the boil-off gas generated in the LNG storage tank of the ship or floating structure.
  • the compressor for compressing the boil-off gas generated in the LNG storage tank of the ship or floating structure
  • a gas-liquid separator for separating the evaporated gas adiabaticly expanded by the expansion means and for supplying liquefied natural gas to the LNG storage tank;
  • An evaporation gas treatment system includes a bypass line for supplying the boil-off gas adiabaticly expanded from downstream of the expansion means to the downstream of the gas-liquid separator.
  • a recirculation line for introducing the evaporated gas in the gas phase separated by the gas-liquid separator into the flow of the boil-off gas to be introduced into the heat exchanger from the LNG storage tank, and provided in the recirculation line and cooled in the heat exchanger.
  • the apparatus may further include a cooler configured to further cool the boil-off gas to the boil-off gas separated from the gas-liquid separator.
  • the apparatus may further include a first separation valve provided upstream of the gas-liquid separator and a second separation valve provided in the bypass line.
  • the compressor is a multi-stage compressor in which a compression cylinder and an intermediate cooler are alternately provided, and the boil-off gas compressed through a part of the multi-stage compressor is supplied as fuel to a first engine.
  • the boil-off gas compressed through the multi-stage compressor is supplied as fuel to a second engine, and the boil-off gas supplied to the first and second engines is liquefied through the heat exchanger and expansion means. Can be stored in the LNG storage tank.
  • the first engine is a DF engine that can be supplied with the fuel gas boiled compressed to 5 to 20 bar
  • the second engine can be supplied with fuel boiled gas boiled to 150 to 400 bar It may be a ME-GI engine.
  • the expansion means may be any one of an expansion valve (J-T valve) and an expander (expander).
  • the fuel supply line for compressing the boil-off gas generated in the LNG storage tank of the vessel or floating structure to supply to the engine of the vessel or floating structure;
  • a gas-liquid separator separating the adiabatic expanded boil-off gas and supplying liquefied natural gas to the LNG storage tank;
  • a boil-off gas treatment system including a bypass line branching from the liquefied line and adiabaticly expanded boil-off gas to bypass the gas-liquid separator to the LNG storage tank.
  • a recirculation line for reintroducing the vaporized gaseous gas separated by the gas-liquid separator into the fuel supply line, and an intersection point of the recirculation line and the liquefaction line are provided, and
  • the apparatus may further include a cooler configured to further cool the boil-off gas cooled by heat exchange with the boil-off gas separated from the gas-liquid separator.
  • the system of the present invention is a system capable of compressing the boil-off gas generated in the LNG storage tank to supply the engine fuel, the remaining boil-off gas to re-liquefy using the cooling heat of the boil-off gas itself, does not require a separate refrigerant system Therefore, the initial installation cost burden and the equipment scale can be reduced, and the maintenance is also convenient.
  • this system can reduce the operating cost of the device for reliquefaction by not installing a reliquefaction device that consumes a lot of energy for reliquefaction, and can reduce the amount of natural gas wasted by combustion in the GCU through effective reliquefaction. It can increase economics.
  • the system can bypass the gas-liquid separator and bypass the gas-liquid separator to introduce into the LNG storage tank to liquefy the evaporated gas in the flash gas state by the cooling heat inside the tank. Can diversify operations
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a boil-off gas treatment system according to a first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic diagram of a boil-off gas treatment system according to a second preferred embodiment of the present invention.
  • FIG 3 is a schematic configuration diagram of a state in which the boil-off gas treatment system according to the first embodiment of the present invention is used together with the fuel gas supply system.
  • FIG. 4 is a schematic configuration diagram of a boil-off gas processing system according to a third preferred embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a schematic diagram of a boil-off gas treatment system according to a fourth preferred embodiment of the present invention.
  • FIG. 6 is a schematic diagram of a boil-off gas treatment system according to a fifth preferred embodiment of the present invention.
  • FIG. 7 is a schematic configuration diagram of a boil-off gas treatment system according to a sixth preferred embodiment of the present invention.
  • MEGI engines are in the spotlight as next generation eco-friendly engines that can reduce pollutant emissions by 23%, carbon dioxide by 80%, and sulfur compounds by 95% compared to diesel engines of the same class.
  • Such a MEGI engine is a vessel such as an LNG carrier for storing and transporting LNG in a cryogenic storage tank.
  • natural gas is used as a fuel, and a high pressure gas supply pressure of about 150 to 400 bara (absolute pressure) is required for the engine depending on the load.
  • the MEGI engine can be used directly on the propellers for propulsion, for which the MEGI engine consists of a two-stroke engine rotating at low speed. That is, the MEGI engine is a low speed two-stroke high pressure natural gas injection engine.
  • a DF engine for example, DFDG; Dual Fuel Diesel Generator
  • DFDG Dual Fuel Diesel Generator
  • the DF engine can mix and burn oil and natural gas, or use only one selected from oil and natural gas as fuel.There is less sulfur compound in the fuel than if only oil is used as fuel. little.
  • 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.
  • the methane component having a relatively low liquefaction temperature is evaporated preferentially.
  • the methane content is high and can be supplied as a fuel to the DF engine as it is.
  • the methane content is relatively lower than the methane value required by the DF engine, and the ratio of hydrocarbon components (methane, ethane, propane, butane, etc.) constituting the LNG varies depending on the region, it is vaporized as it is. Not suitable for fueling DF engines.
  • the forced gasification of liquefied natural gas, and then lower the temperature can be removed by liquefying the heavy hydrocarbon (HHC; heavy hydrocarbon) component higher than the methane. After the methane is adjusted, the methane can be further heated to meet the temperature requirements of the engine.
  • HHC heavy hydrocarbon
  • FIG. 1 shows a schematic configuration diagram of a boil-off gas treatment system according to a first preferred embodiment of the present invention.
  • boil-off gas treatment system of the present invention is applied to a high-pressure natural gas injection engine that can use natural gas as a fuel, that is, an LNG carrier equipped with a MEGI engine, but the boil-off gas treatment system of the present invention is liquefied. It can be applied to all kinds of ships equipped with gas storage tanks, such as LNG carriers, LNG RVs, etc., as well as offshore plants such as LNG FPSO, LNG FSRU.
  • the boil-off gas NBOG generated and discharged from the storage tank 11 storing the liquefied gas is transferred along the boil-off gas supply line L1. It is compressed in the compressor 13 and then supplied to a high pressure natural gas injection engine, such as a MEGI engine.
  • the boil-off gas is compressed by a compressor 13 to a high pressure of about 150 to 400 bara and then supplied as fuel to a high pressure natural gas injection engine, for example, a MEGI 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 through the evaporated gas discharge line L1 to maintain the pressure of the evaporated gas at an appropriate level. Let's do it.
  • a discharge pump 12 is installed inside the storage tank 11, to discharge the LNG to the outside of the storage tank if necessary.
  • 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 301 bara.
  • FIG. 1 a compressor 13 of multistage compression including five compression cylinders 14 and five intermediate coolers 15 is illustrated, but the number of compression cylinders and intermediate coolers may be changed as necessary.
  • 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 boil-off gas supply line L1, and all of the boil-off gas 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 boil-off gas discharged from the storage tank 11 and compressed in the compressor 13 (that is, the entire boil-off gas discharged from the storage tank) is called a first stream
  • evaporation is performed.
  • the first stream of gas may be divided into a second stream and a third stream after compression so that the second stream is supplied as fuel to the high pressure natural gas injection engine and the third stream is liquefied and returned to the storage tank.
  • the second stream is supplied to the high pressure natural gas injection engine through the boil-off gas supply line (L1), the third stream is returned to the storage tank (11) through the boil-off gas return line (L3).
  • a heat exchanger 21 is installed in the boil-off gas return line L3 to liquefy the third stream of compressed boil-off gas. The heat exchanger 21 exchanges the third stream of compressed boil-off gas with the first stream of boil-off gas supplied to the compressor 13 after being discharged from the storage tank 11.
  • 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 liquefy the high-pressure evaporated gas.
  • the boil-off gas LBOG liquefied in the heat exchanger 21 is reduced in pressure while passing through the expansion valve 22 and supplied to the gas-liquid separator 23 in a gas-liquid mixed state. While passing through the expansion valve 22, LBOG can be reduced to approximately atmospheric pressure.
  • 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).
  • Another expansion valve 24 may be further installed in the boil-off gas recirculation line L5 so that the gas component discharged from the gas-liquid separator 23 may be reduced in pressure while passing through the expansion valve 24.
  • the third stream of boil-off gas supplied to the gas-liquid separator 23 after being liquefied in the heat exchanger 21 and the gas-component separated from the gas-liquid separator 23 are transferred to the boil-off gas recycle line L5 to exchange heat.
  • a cooler 25 is installed in the boil-off gas recirculation line L5 to further cool the three streams. That is, the cooler 25 further cools the boil-off gas in the high pressure liquid state with the natural gas in the low pressure cryogenic gas state.
  • 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).
  • the compressor 13 is compressed or compressed step by step.
  • the boil-off gas on the way is branched through the boil-off gas branch lines L7 and L8 and used in the boil-off gas consumption means.
  • a GCU a DF Generator (DFDG), a gas turbine, or the like, which can use natural gas at a lower pressure as a fuel than a MEGI engine, may be used.
  • DFDG DF Generator
  • the boil-off gas generated when the cargo of the LNG carrier i.e., LNG
  • the boil-off gas generated when the cargo of the LNG carrier is transported is used as the fuel of the engine or re-liquefied. Since it can be returned to the storage tank and stored, it is possible to reduce or eliminate the amount of evaporated gas consumed by the GCU, and to re-liquefy the evaporated gas without installing a reliquefaction device using a separate refrigerant such as nitrogen. Can be processed.
  • boil-off gas treatment system and treatment method according to the first embodiment of the present invention there is no need to install a re-liquefaction apparatus (that is, nitrogen refrigerant refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.) using 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.
  • a re-liquefaction apparatus that is, nitrogen refrigerant refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.
  • FIG. 2 is a schematic structural diagram of a boil-off gas treatment system according to a second preferred embodiment of the present invention.
  • the boil-off gas treatment system according to the second embodiment is configured to forcibly vaporize and use LNG when the boil-off gas required by the MEGI engine or the DF Generator is larger than the amount of boil-off gas naturally occurring. It is different from the boil-off gas treatment system of the first embodiment. Hereinafter, the difference from the boil-off gas treatment system of the first embodiment will be described in more detail.
  • the boil-off gas NBOG generated and discharged from the storage tank 11 storing the liquefied gas is transferred along the boil-off gas supply line L1.
  • a high-pressure natural gas injection engine such as a MEGI engine after being compressed in the compressor 13, or to a DF generator during multistage compression in the compressor 13 to be used as fuel.
  • a high-pressure natural gas injection engine such as a MEGI engine after being compressed in the compressor 13, or to a DF generator during multistage compression in the compressor 13 to be used as fuel.
  • 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.
  • FIG. 3 is a schematic configuration diagram showing a state in which the boil-off gas treatment system according to the present invention is used together with a fuel gas supply system for supplying fuel to an engine.
  • FIG. 3 shows a state in which the boil-off gas treatment system according to the first embodiment of the present invention shown in FIG. 1 is coupled with a fuel gas supply system, the boil-off gas treatment system according to the second embodiment provides fuel gas.
  • the boil-off gas treatment system according to the second embodiment provides fuel gas.
  • it can be used in combination with the system.
  • the ship fuel gas supply system of the present invention shown in FIG. 3 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 marine fuel gas supply system is a natural gas (ie, gaseous BOG and liquid) contained in the storage tank 11 for engines (ie, the main engine MEGI engine and the secondary engine DF engine). LNG can be supplied as a fuel.
  • natural gas ie, gaseous BOG and liquid
  • LNG can be supplied as a fuel.
  • the fuel gas supply system of the present invention includes a main BOG supply line L1 as an evaporation gas supply line for supplying the main engine with a BOG housed in the storage tank 11, And a BOG sub supply line L8 branching from the BOG main supply line L1 to supply the BOG to the sub engine.
  • the BOG main supply line L1 has the same configuration as the boil-off gas supply line L1 in FIGS. 1 and 2, but in the description made with reference to FIG. 3, the BOG main supply line (ie, the BOG sub-supply for the DF engine) In order to distinguish it from the line L8), it is called BOG main supply line L1.
  • the fuel gas supply system of the present invention includes an LNG main supply line L23 for supplying LNG contained in the storage tank 11 to the main engine, and the LNG main supply.
  • LNG sub-supply line (L24) for branching from the supply line (L23) to supply LNG to the secondary 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 main BOG 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 301 bara.
  • FIG. 1 a compressor 13 of multistage compression including five compression cylinders 14 and five intermediate coolers 15 is illustrated, but the number of compression cylinders and intermediate coolers may be changed as necessary.
  • 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 sub BOG supply line L8 for supplying fuel gas to the sub engine DF engine is branched from the main BOG supply line L1. More specifically, the secondary BOG supply line L8 is branched from the main BOG supply line L1 so as to branch off the boil-off gas in the middle of being multistage-compressed in the compressor 13.
  • FIG. 1 shows that the two-stage compressed BOG is branched and a part thereof is supplied to the sub engine through the sub BOG supply line L8.
  • 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 FIGS. 1 and 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). Only one high pressure pump 43 is shown in FIG. 3, but 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 a pressure of about 150 to 400 bara (absolute pressure) required by the MEGI engine.
  • 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 vaporizer 45, the gas-liquid separator 26, and the heater 27 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 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 heating temperature in the vaporizer 45 can be adjusted to obtain an appropriate methane number.
  • the heating temperature in the vaporizer 45 may be determined in the range of approximately -80 to -120 degrees Celsius.
  • the liquid component separated from the fuel gas in the gas-liquid separator 46 is returned to the storage tank 11 through the liquid component return line L5.
  • the boil-off gas return line L3 of the boil-off gas treatment system and the liquid component return line L25 of the fuel gas supply system may join and extend to the storage tank 11.
  • 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 m 3 to 350,000 m 3 is about 3 to 4 ton in Leiden. / h and 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. 3
  • the high pressure pump line i.e., L23 and L24 in FIG. 3
  • a large amount of evaporated 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 multi-stage compressor does not compress the boil-off gas to the high pressure required by the ME-GI engine and It may be efficient to divert the boil-off gas through the BOG branch line L7 during compression and use it as fuel in the DF engine. That is, for example, if the boil-off gas is supplied to the DF engine only through the second stage compression cylinder of the five stage compressor, the remaining three stage compression cylinders are idle.
  • 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 the compressor 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 having one compressor line and one high-pressure pump line installed together can continue normal operation through the other supply line even if a problem occurs in one supply line, and an expensive compressor With the use of less gas, the optimal fuel gas supply method can be appropriately selected and operated according to the amount of boil-off gas, thereby reducing the initial drying cost and operating cost.
  • the boil-off gas generated when the cargo of the LNG carrier is transported ie, LNG
  • the fuel of the engine or re-used is used as the fuel of the engine or re-used. Since it can be liquefied and returned to the storage tank for storage, it is possible to reduce or eliminate the amount of evaporated gas consumed by the GCU, and to eliminate the need for installing a reliquefaction device using a separate refrigerant such as nitrogen. Can be reliquefied and processed.
  • the present invention 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 i.e., a nitrogen refrigerant refrigeration cycle or a mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.
  • a separate refrigerant i.e., a nitrogen refrigerant refrigeration cycle or a mixed refrigerant refrigeration cycle, etc.
  • FIG. 4 schematically shows a boil-off gas treatment system according to a third embodiment of the present invention
  • FIG. 5 schematically shows a fourth embodiment in which a cooler is added to a recycle line in the third embodiment.
  • FIG. 6 schematically shows a boil-off gas treatment system of a fifth embodiment of the present invention
  • FIG. 7 schematically shows a sixth embodiment in which a cooler is added to the recirculation line RL in the fifth embodiment.
  • the systems for treating boil-off gas described below of the present invention can be applied to all kinds of offshore structures in which liquefied gas storage tanks are installed, ie, LNG carriers, ships such as LNG RV, and offshore plants such as LNG FPSO and LNG FSRU.
  • the boil-off gas treatment system compresses the boil-off gas generated in the LNG storage tank T of the ship or the floating structure and supplies the compressed gas to the engine of the ship or the floating structure.
  • LNG storage tank (T) is equipped with a sealing and insulating barrier to store the liquefied gas such as LNG in a cryogenic state, but can not completely block the heat transmitted from the outside. Accordingly, the liquefied gas is continuously evaporated in the storage tank, and in order to maintain the pressure of the evaporated gas at an appropriate level, the evaporated gas is discharged through the pipe, and the discharged boil-off gas (NBOG) is a fuel. After being fed and compressed along the supply line L1, it is supplied to the high pressure natural gas injection engines E1 and E2.
  • NBOG discharged boil-off gas
  • a compressor 100 is configured in the fuel supply line L1 to compress the boil-off gas to be supplied to the engine.
  • the compressor 100 may be configured as a multistage compressor in which a compression cylinder and an intermediate cooler are alternately provided.
  • 5 shows a multistage compressor 100 in which five compression cylinders and five intermediate coolers are alternately provided.
  • the first engine E1 receives fuel for the boil-off gas compressed through a part of the multi-stage compressor 100 and the boil-off gas compressed through the whole of the multi-stage compressor 100 is fueled.
  • the second engine E2 supplied with the is provided.
  • the first engine E1 is a DF engine capable of supplying the compressed boil-off gas at 5 to 20 bar as fuel, and the second engine E2 can receive the boil-off gas compressed at 150 to 400 bar as the fuel. It may be a ME-GI engine.
  • the present embodiments configure the liquefaction line L2 to process the boil-off gas, so that the remaining boil-off gas is supplied as fuel to the first and second engines E2. It is liquefied through the heat exchanger 200 and the expansion means 300 is to be stored in the LNG storage tank (T).
  • the heat exchanger 200 is provided at the intersection of the liquefaction line L2 and the fuel supply line L1 to cool the boil-off gas compressed by the compressor 100 by heat exchange with the boil-off gas to be introduced into the compressor 100.
  • the high pressure evaporated gas compressed by the compressor 100 is exchanged with the cryogenic evaporated gas immediately after being discharged from the LNG storage tank T to liquefy the high pressure evaporated gas.
  • the present embodiments enable the liquefaction of the boil-off gas by cold heat of the boil-off gas itself generated in the LNG storage tank T without a separate refrigerant system.
  • the LNG storage tank A gas-liquid separator 400 for supplying T
  • the boil-off gas LBOG liquefied by cooling in the heat exchanger 200 is reduced in pressure while passing through the expansion means 300 and is supplied to the gas-liquid separator 400 in a gas-liquid mixed state.
  • the expansion means 300 may be, for example, a J-T valve or an expander. While passing through the expansion means 300, LBOG can be reduced to approximately atmospheric pressure.
  • the LBOG in the gas-liquid mixed state is separated from the gas and liquid components in the gas-liquid separator 400, so that the liquid component, that is, LNG, is transferred to the LNG storage tank T through the return line L3, and the gas component, that is, evaporation
  • the gas is discharged from the storage tank through the recirculation line RL and joins the boil-off gas stream to be supplied to the heat exchanger 200 and the compressor 100.
  • Recirculation line RL may be further provided with an expansion valve (V4) for reducing the evaporated gas separated from the gas-liquid separator 400. Separation valve V3 may be provided in return line L3 to open and close the pipe.
  • the present embodiment branches the bypass line BL in the liquefaction line L2, so that the adiabatic expansion of the boil-off gas from the downstream of the expansion means 300 can be supplied downstream of the gas-liquid separator 400, Allow for diversification of operations.
  • a first separation valve V1 is provided upstream of the gas-liquid separator 400 in the liquefaction line L2, and a second separation valve V2 is provided in the bypass line BL.
  • the adiabatic expanded LBOG may be gas-liquid separated through the gas-liquid separator 400 in a two-phase state, and may bypass the bypass line BL without passing through the gas-liquid separator 400.
  • the supply line to the return line (L3) is supplied to the LNG storage tank (T) may be further liquefied by the cold heat inside the storage tank.
  • the compressor 100 When the amount of boil-off gas generated in the LNG storage tank T is greater than the amount of fuel required by the engine and the amount that can be liquefied, and the excess boil-off gas is expected to occur, the compressor 100 is compressed or compressed in stages.
  • the boil-off gas on the way may be supplied to the boil-off gas consumption means G.
  • the boil-off gas consumption means G for example, a GCU, a DF Generator, a gas turbine, or the like can be used.
  • the cooler 500 is further provided in the recirculation line RL of the third embodiment, so that the boil-off gas cooled in the heat exchanger 200 is separated from the gas-liquid separator 400 prior to adiabatic expansion. Allow for additional cooling with a separate boil-off gas.
  • the recirculation line and the liquefaction line (L2) so that the high-pressure liquid evaporated gas passed through the heat exchanger 200 can be further cooled by heat exchange with the low pressure cryogenic gas state separated from the gas-liquid separator 400.
  • the first engine E1a that receives the boil-off gas under compression in the compressor is provided, and the boil-off gas compressed through the compressor 100a may be reliquefied. It is a system configured to be. Such a system can increase the amount of boil off gas reliquefaction.
  • an engine E1a that consumes a single pressure gas is provided so that the boil-off gas compressed through the compressor 100a is transferred to the engine. It is not supplied but reliquefied. Descriptions overlapping with the above-described embodiment will be omitted.
  • the cooler 500a is further provided in the recirculation line RLa of the fifth embodiment, so that the evaporated gas cooled in the heat exchanger 200a is subjected to the gas-liquid separator 400a before the adiabatic expansion.
  • the description overlapping with the above-described embodiment is omitted.

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Abstract

증발가스 처리 시스템이 개시된다. 본 발명의 증발가스 처리 시스템은, 선박 또는 부유식 구조물의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기; 상기 압축기에서 압축된 상기 증발가스를 상기 압축기로 도입될 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기; 상기 열교환기에서 냉각된 상기 증발가스를 단열팽창시키는 팽창수단; 상기 팽창수단에서 단열팽창된 상기 증발가스를 기액 분리하고 액화천연가스를 상기 LNG 저장탱크로 공급하는 기액분리기; 및 상기 팽창수단의 하류로부터 단열팽창된 상기 증발가스를 상기 기액분리기의 하류로 공급하는 바이패스 라인을 포함하는 것을 특징으로 한다.

Description

증발가스 처리 시스템
본 발명은 증발가스 처리 시스템에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 선박 또는 부유식 구조물의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기와, 압축된 증발가스를 압축기로 도입될 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기와, 열교환기에서 냉각된 증발가스를 단열팽창시키는 팽창수단과, 팽창수단에서 단열팽창된 증발가스를 기액 분리하고 액화천연가스를 LNG 저장탱크로 공급하는 기액분리기를 포함하여 증발가스를 처리하되, 바이패스 라인을 구성하여 팽창수단의 하류로부터 단열팽창된 증발가스를 기액분리기의 하류로 공급할 수 있도록 하여 시스템 운용을 다양화할 수 있는 증발가스 처리 시스템에 관한 것이다.
액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 "LNG"라 함)는 메탄(methane)을 주성분으로 하는 천연가스를 약 -162℃로 냉각해서 액화시킴으로써 얻을 수 있는 무색투명한 액체로서, 천연가스와 비교해 약 1/600 정도의 부피를 갖는다. 따라서, 천연가스 이송 시 LNG로 액화시켜 이송할 경우 매우 효율적으로 이송할 수 있으며, 일 예로 LNG를 해상으로 수송(운반)할 수 있는 LNG 운반선이 사용되고 있다.
천연가스의 액화온도는 상압 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압 -163℃ 보다 약간만 높아도 쉽게 증발된다. LNG 운반선의 LNG 저장탱크의 경우 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG 저장탱크에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의한 LNG 수송과정에서 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 자연 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(Boil-Off Gas, BOG)가 발생한다.
BOG는 일종의 LNG 손실로서 LNG의 수송효율에 있어서 중요한 문제이며, LNG 저장탱크 내에 증발가스가 축적되면 LNG 저장탱크 내의 압력이 과도하게 상승하여 탱크가 파손될 위험이 있으므로, LNG 저장탱크 내에서 발생하는 BOG를 처리하기 위한 다양한 방법이 연구되고 있다.
최근에는 BOG의 처리를 위해, BOG를 재액화하여 저장탱크로 복귀시키는 방법, BOG를 선박의 엔진의 에너지원으로 사용하는 방법 등이 사용되고 있다. 그리고 잉여의 BOG에 대해서는 가스연소유닛(Gas Combustion Unit, GCU)에서 연소시키는 방법을 사용하고 있다.
가스연소유닛은 BOG를 달리 활용할 데가 없는 경우 저장탱크의 압력 조절을 위하여 불가피하게 잉여의 BOG를 연소하는 것으로서, BOG가 가지고 있는 화학 에너지를 연소에 의해 낭비하는 결과를 초래한다는 문제가 있다.
LNG 운반선의 추진 시스템에서 메인 추진 장치로서 이중 연료 연소(Dual Fuel, DF) 엔진을 적용하는 경우, LNG 저장탱크 내에서 발생하는 증발가스를 DF 엔진의 연료로서 사용하여 증발가스를 처리할 수 있는데, LNG 저장탱크 내에서 발생하는 증발가스의 양이 DF 엔진에서 선박의 추진에 사용되는 연료의 양을 초과하는 경우에, LNG 저장탱크를 보호하기 위해 증발가스를 가스 연소기로 보내어서 소각시키기도 한다.
극저온인 LNG는 온도 등 외부 환경 변화에 매우 민감하며, 선박의 운항중에도 화물창 내에서 지속적으로 자연 기화되기 때문에 상당한 양의 BOG(Boil Off Gas, 증발가스)가 발생한다. 저장 용기 내부에 BOG가 과다하게 되면 이로 인해 용기 내 압력이 상승하면서 용기가 내부 압력을 견딜 수 없어 폭발할 위험이 있으므로, BOG는 배출시켜 액화한 후 다시 저장하거나, 연소시켜 제거하는 방식으로 처리하게 된다. 선박으로 운송할 경우 단열 구조를 갖추더라도, 저장 용기 내에서 발생하는 증발가스(BOG)의 양은 약 0.05 vol%/day에 이르며, 종래 액화천연가스 운반선의 운항시 시간당 4 내지 6 톤(t), 한번 운항시 약 300톤의 액화천연가스가 증발가스화되는 것으로 알려진다.
증발가스의 재액화를 위해서는, 저장탱크 내부의 증발가스를 저장탱크 외부로 배출시켜 냉동 사이클을 포함한 재액화 장치를 통해 재액화시키는 방법이 이용되는데, 이때 증발가스는 초저온으로 냉각된 냉매, 예를 들어 질소, 혼합냉매 등과의 열교환을 통해 재액화된 후 저장탱크로 복귀된다. 이와 같은 냉동 사이클을 통한 재액화 장치는 운전의 복잡성으로 인해 전체 시스템 제어가 복잡하고, 많은 동력이 소모되는 문제가 있었다.
이처럼 많은 양의 BOG를 액화시키는 데에는 복잡한 재액화 장치와 많은 에너지를 필요로 하며, 연소시켜 제거하는 경우 연료를 사용하지 못하고 버리게 되는 등의 문제로 인해, 저장탱크로부터 발생하는 증발가스를 효율적으로 처리하기 위한 시스템이 필요하다.
본 발명은 이러한 문제를 해결하기 위한 것으로, 선박 또는 부유식 구조물의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 효율적으로 처리할 수 있는 시스템을 제공하고자 한다.
본 발명의 일 측면에 따르면, 선박 또는 부유식 구조물의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기;
상기 압축기에서 압축된 상기 증발가스를 상기 압축기로 도입될 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기;
상기 열교환기에서 냉각된 상기 증발가스를 단열팽창시키는 팽창수단;
상기 팽창수단에서 단열팽창된 상기 증발가스를 기액 분리하고 액화천연가스를 상기 LNG 저장탱크로 공급하는 기액분리기; 및
상기 팽창수단의 하류로부터 단열팽창된 상기 증발가스를 상기 기액분리기의 하류로 공급하는 바이패스 라인을 포함하는 증발가스 처리 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 기액분리기에서 분리된 기상의 상기 증발가스를 상기 LNG 저장탱크로부터 상기 열교환기로 도입될 상기 증발가스의 흐름으로 도입시키는 재순환 라인과, 상기 재순환 라인에 마련되며 상기 열교환기에서 냉각된 상기 증발가스를 상기 기액분리기에서 분리된 상기 증발가스로 추가 냉각하는 냉각기를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 기액분리기의 상류에 마련되는 제1 분리 밸브와, 상기 바이패스 라인에 마련되는 제2 분리 밸브를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 압축기는 압축실린더와 중간냉각기가 교대로 마련되는 다단 압축기이고, 상기 다단 압축기의 일부를 거쳐 압축된 상기 증발가스는 제1 엔진에 연료로 공급된다.
바람직하게는, 상기 다단 압축기의 전부를 거쳐 압축된 상기 증발가스는 제2 엔진에 연료로 공급되고, 상기 제1 및 제2 엔진에 공급되고 남은 상기 증발가스는 상기 열교환기 및 팽창수단을 거쳐 액화되어 상기 LNG 저장탱크로 저장될 수 있다.
바람직하게는, 상기 제1 엔진은 5 내지 20 bar로 압축된 증발가스를 연료로 공급받을 수 있는 DF 엔진이고, 상기 제2 엔진은 150 내지 400 bar로 압축된 증발가스를 연료로 공급받을 수 있는 ME-GI 엔진일 수 있다.
바람직하게는, 상기 팽창수단은 팽창밸브(J-T valve) 및 팽창기(expander) 중 어느 하나일 수 있다.
본 발명의 다른 측면에 따르면, 선박 또는 부유식 구조물의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하여 선박 또는 부유식 구조물의 엔진으로 공급하는 연료공급 라인;
압축된 증발가스의 일부를 분기하여 상기 LNG 저장탱크에서 발생하여 압축될 증발가스와 열교환시켜 냉각하고 단열팽창으로 액화시키는 액화 라인;
단열팽창된 상기 증발가스를 기액 분리하고 액화천연가스를 상기 LNG 저장탱크로 공급하는 기액분리기; 및
상기 액화 라인으로부터 분기되며 단열팽창된 상기 증발가스를 상기 기액분리기를 우회하여 상기 LNG 저장탱크로 공급하는 바이패스 라인을 포함하는 증발가스 처리 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 기액분리기에서 분리된 기상의 상기 증발가스를 상기 연료공급 라인으로 재도입시키는 재순환 라인과, 상기 재순환 라인과 상기 액화 라인의 교차점에 마련되며, 상기 액화 라인에서 압축될 증발가스와 열교환으로 냉각된 상기 증발가스를 상기 기액분리기에서 분리된 상기 증발가스로 추가 냉각하는 냉각기를 더 포함할 수 있다.
본 발명의 시스템은 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하여 엔진 연료로 공급하면서, 남는 증발가스는 증발가스 자체의 냉열을 이용하여 재액화시킬 수 있는 시스템으로, 별도의 냉매 시스템을 필요로 하지 않으므로, 초기 설치비 부담과 설비 규모를 줄일 수 있고, 유지보수도 편리해진다.
이와 같이 본 시스템은 재액화를 위해 많은 에너지를 소모하는 재액화 장치를 설치하지 않음으로써 재액화를 위한 장치의 구동 비용을 절감하며, 효과적인 재액화를 통해 GCU 등에서 연소로 낭비되는 천연가스량을 줄일 수 있어 경제성을 높일 수 있다.
또한 본 시스템은 기액분리기를 우회할 수 있는 바이패스 라인을 구성함으로써 기액분리기를 거치지 않고 LNG 저장탱크로 도입시켜 탱크 내부의 냉열로 플래시 가스(flash gas) 상태의 증발가스를 액화시킬 수도 있어, 시스템 운용을 다양화할 수 있다.
도 1은 본 발명의 바람직한 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템의 개략적인 구성도이다.
도 2는 본 발명의 바람직한 제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템의 개략적인 구성도이다.
도 3은 본 발명의 바람직한 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템이 연료가스 공급 시스템과 함께 사용되는 상태의 개략적인 구성도이다.
도 4는 본 발명의 바람직한 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템의 개략적인 구성도이다.
도 5는 본 발명의 바람직한 제4 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템의 개략적인 구성도이다.
도 6은 본 발명의 바람직한 제5 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템의 개략적인 구성도이다.
도 7은 본 발명의 바람직한 제6 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템의 개랴적인 구성도이다.
본 발명과 본 발명의 동작상의 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부 도면 및 첨부 도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예를 설명함으로써, 본 발명을 상세히 설명한다. 각 도면에 제시된 동일한 참조부호는 동일한 부재를 나타낸다.
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 1에는 본 발명의 바람직한 제1 실시예에 따른, 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.
도 1에는, 천연가스를 연료로 사용할 수 있는 고압 천연가스 분사 엔진, 즉 MEGI 엔진을 설치한 LNG 운반선에 본 발명의 증발가스 처리 시스템이 적용된 예가 도시되어 있지만, 본 발명의 증발가스 처리 시스템은 액화가스 저장탱크가 설치된 모든 종류의 선박, 즉 LNG 운반선, LNG RV 등을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU와 같은 해상 플랜트에 적용될 수 있다.
본 발명의 제1 실시예에 따른, 증발가스 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 압축실린더(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간냉각기(15)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 301 bara까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 1에서는 5개의 압축실린더(14)와 5개의 중간냉각기(15)를 포함하는 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축실린더와 중간냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축실린더가 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 공급되고, 제3 스트림은 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 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 액화시킨다.
열교환기(21)에서 액화된 증발가스(LBOG)는 팽창밸브(22)를 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 기액분리기(23)에 공급된다. 팽창밸브(22)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.
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.
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.
이상 설명한 바와 같은 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 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 증발가스 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 본 발명의 바람직한 제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.
제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, MEGI 엔진이나 DF Generator 등에서 요구하는 증발가스의 양이 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많을 경우, LNG를 강제로 기화시켜 사용할 수 있도록 구성된다는 점에서 제1 실시예의 증발가스 처리 시스템과 상이하다. 이하에서는 제1 실시예의 증발가스 처리 시스템과의 차이점을 더욱 상세하게 설명한다.
본 발명의 제2 실시예에 따른, 증발가스 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 제1 실시예와 마찬가지이다.
다만, 제2 실시예의 증발가스 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.
제2 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 3에는 본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템이 엔진에 대하여 연료를 공급하기 위한 연료가스 공급 시스템과 함께 사용되는 상태를 도시한 개략 구성도이다.
도 3에는, 도 1에 도시한 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템이 연료가스 공급 시스템과 결합된 상태가 도시되어 있지만, 제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템이 연료가스 공급 시스템과 결합되어 사용될 수 있음은 물론이다.
도 3에 도시된 본 발명의 선박용 연료가스 공급 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 발명에 따른 선박용 연료가스 공급 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 발명의 연료가스 공급 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, 도 1 및 도 2에서의 증발가스 공급라인(L1)과 동일한 구성이나, 도 3을 참조하여 이루어지는 설명에서는 DF 엔진에 대한 증발가스 공급라인(즉, BOG 부 공급라인(L8))과의 구별을 위해 BOG 주 공급라인(L1)이라고 호칭한다.
또, 액체 상태의 LNG를 연료가스로서 공급하기 위해 본 발명의 연료가스 공급 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 발명에 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 압축실린더(14)와, 압축되면서 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키기 위한 하나 이상의 중간냉각기(15)를 포함할 수 있다. 압축기(13)는 예를 들어 증발가스를 약 301 bara까지 압축하도록 구성될 수 있다. 도 1에서는 5개의 압축실린더(14)와 5개의 중간냉각기(15)를 포함하는 다단 압축의 압축기(13)가 예시되어 있지만, 압축실린더와 중간냉각기의 개수는 필요에 따라 변경될 수 있다. 또한, 하나의 압축기 내에 복수개의 압축실린더가 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 1에는 2단 압축된 BOG를 분기시켜 그 일부를 부 BOG 공급라인(L8)을 통해 부 엔진으로 공급하는 것으로 도시하고 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 증발가스 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 3에 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 1 및 도 2를 참조하여 이미 전술한 바와 마찬가지이므로 상세한 설명은 생략한다.
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 3에는 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 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.
부 LNG 공급라인(L24)에는 기화기(45), 기액분리기(26), 및 히터(27)가 설치되어, 연료로서 공급되는 LNG의 메탄가 및 온도를 DF 엔진에서 요구하는 값으로 조절할 수 있다.
전술한 바와 같이, 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 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 처리 시스템의 증발가스 복귀라인(L3)과 연료가스 공급 시스템의 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 발명에 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 발명의 연료가스 공급 시스템과 같이 압축기 라인(즉, 도 3에서의 L1 및 L8)과 고압펌프 라인(즉, 도 3에서의 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 BOG 분기라인(L7)을 통해 증발가스를 분기시켜 DF 엔진에서 연료로서 사용하는 것이 효율적일 수 있다. 즉, 예를 들어 5단 압축기 중 2단째의 압축실린더만을 거쳐 증발가스를 DF 엔진에 공급한다면, 나머지 3단의 압축실린더는 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.
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 한 개의 압축기 라인과 한 개의 고압펌프 라인을 함께 설치한 본 발명의 연료가스 공급 시스템은 어느 한쪽의 공급라인에 문제가 발생하더라도 다른 쪽 공급라인을 통해 정상적인 운항을 계속할 수 있고, 고가의 압축기를 적게 사용하면서 증발가스의 발생량에 따라 최적의 연료가스 공급 방식을 적절하게 선택하여 운용할 수 있어 최초 건조시 비용은 물론 운용비용도 절감할 수 있게 된다.
도 3에 도시된 바와 같이, 본 발명에 따라 증발가스 처리 시스템과 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 발명에 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 발명에 따른 증발가스 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 4은 본 발명의 제3 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템을, 도 5는 제3 실시예에서 재순환 라인에 냉각기가 추가된 제4 실시예를 개략적으로 도시한다. 도 6은 본 발명 제5 실시예의 증발가스 처리 시스템을, 도 7는 제5 실시예에서 재순환 라인(RL)에 냉각기가 추가된 제6 실시예를 개략적으로 도시한다.
본 발명의 후술할 증발가스 처리를 위한 시스템들은 액화가스 저장탱크가 설치된 모든 종류의 해상 구조물, 즉 LNG 운반선, LNG RV와 같은 선박을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU와 같은 해상 플랜트에 적용될 수 있다.
도 4에 도시된 바와 같이 본 발명의 제3 실시예의 증발가스 처리 시스템은, 선박 또는 부유식 구조물의 LNG 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스를 압축하여 선박 또는 부유식 구조물의 엔진으로 공급하는 연료공급 라인(L1)과, 압축된 증발가스를 분기하여 LNG 저장탱크(T)에서 발생하여 압축될 증발가스와 열교환시켜 냉각하고 단열팽창으로 액화시키는 액화 라인(L2)을 포함한다.
LNG 저장탱크(T)는 LNG 등의 액화가스를 극저온 상태로 저장할 수 있도록 밀봉 및 단열 방벽을 갖추고 있지만, 외부로부터 전달되는 열을 완벽하게 차단할 수는 없다. 그에 따라 저장탱크 내에서는 액화가스의 증발이 지속적으로 이루어지며, 증발가스의 압력을 적정한 수준으로 유지하기 위해 배관을 통하여 저장탱크 내부의 증발가스를 배출시키고, 배출된 증발가스(NBOG)는, 연료공급 라인(L1)을 따라 이송되어 압축된 후 고압 천연가스 분사 엔진(E1, E2)에 공급된다.
엔진으로 공급될 증발가스를 압축하기 위하여 연료공급 라인(L1)에는 압축기(100)가 구성된다. 압축기(100)는 압축실린더와 중간냉각기가 교대로 마련되는 다단 압축기로 구성될 수 있다. 도면에는 5개의 압축실린더와 5개의 중간냉각기가 교대로 마련된 다단 압축기(100)를 도시하였다.
본 실시예의 선박 또는 부유식 구조물에는 다단 압축기(100)의 일부를 거쳐 압축된 증발가스를 연료로 공급받는 제1 엔진(E1)과, 다단 압축기(100)의 전부를 거쳐 압축된 증발가스를 연료로 공급받는 제2 엔진(E2)이 마련된다.
제1 엔진(E1)은 5 내지 20 bar로 압축된 증발가스를 연료로 공급받을 수 있는 DF 엔진이고, 제2 엔진(E2)은 150 내지 400 bar로 압축된 증발가스를 연료로 공급받을 수 있는 ME-GI 엔진일 수 있다.
엔진에서 필요로 하는 연료의 필요량과 증발가스의 발생량에 따라 압축된 증발가스 전부를 엔진으로 공급할 수도 있다. 그러나 엔진의 연료 필요량보다 증발가스 발생량이 많을 수도 있으므로, 본 실시예들은 증발가스를 처리하기 위해 액화 라인(L2)을 구성하여, 제1 및 제2 엔진(E2)에 연료로 공급되고 남은 증발가스를 열교환기(200) 및 팽창수단(300)을 거쳐 액화시켜 LNG 저장탱크(T)로 저장하게 된다.
액화 라인(L2)과 연료공급 라인(L1)의 교차지점에 열교환기(200)를 마련하여, 압축기(100)에서 압축된 증발가스를 압축기(100)로 도입될 증발가스와 열교환으로 냉각시킨다. 열교환기(200)에서는 압축기(100)에서 압축된 고압 상태의 증발가스를, LNG 저장탱크(T)로부터 배출된 직후의 극저온인 증발가스와 열교환시켜 고압 상태의 증발가스를 액화시킨다. 이와 같이 본 실시예들은 별도의 냉매 시스템 없이, LNG 저장탱크(T)에서 발생한 증발가스 자체의 냉열로 증발가스를 액화시킬 수 있도록 한다.
액화 라인(L2)에는 열교환기(200)에서 냉각된 증발가스를 단열팽창시키는 팽창수단(300)과, 팽창수단(300)에서 단열팽창된 증발가스를 기액 분리하고 액화천연가스를 LNG 저장탱크(T)로 공급하는 기액분리기(400)를 마련한다. 열교환기(200)에서 냉각으로 액화된 증발가스(LBOG)는 팽창수단(300)을 통과하면서 감압되어 기액 혼합상태로 기액분리기(400)에 공급된다.
팽창수단(300)은 예를 들어 팽창밸브(J-T valve) 또는 팽창기(expander)일 수 있다. 팽창수단(300)을 통과하면서 LBOG는 대략 상압으로 감압될 수 있다.
감압 후 기액 혼합 상태의 LBOG는 기액분리기(400)에서 기체와 액체 성분이 분리되어, 액체성분, 즉 LNG는 복귀 라인(L3)을 통해 LNG 저장탱크(T)로 이송되고, 기체성분, 즉 증발가스는 재순환 라인(RL)을 통해 저장탱크로부터 배출되어 열교환기(200) 및 압축기(100)로 공급될 증발가스 흐름에 합류된다. 재순환 라인(RL)에는 기액분리기(400)에서 분리된 증발가스를 감압할 수 있는 팽창밸브(V4)가 추가로 마련될 수 있다. 복귀 라인(L3)에도 배관 개폐를 위한 분리 밸브(V3)가 마련될 수 있다.
이때 본 실시예는 액화 라인(L2)에서 바이패스 라인(BL)을 분기시켜, 팽창수단(300)의 하류로부터 단열팽창된 증발가스를 기액분리기(400)의 하류로 공급할 수 있도록 하여, 시스템의 운용을 다양화할 수 있도록 한다. 이를 위해 액화 라인(L2)에서 기액분리기(400)의 상류에는 제1 분리 밸브(V1)가 마련되고, 바이패스 라인(BL)에는 제2 분리 밸브(V2)가 마련된다.
바이패스 라인(BL)을 구성함으로써, 단열팽창된 LBOG는 이상(two phase) 상태로 기액분리기(400)를 거쳐 기액 분리될 수도 있고, 기액분리기(400)를 거치지 않고 바이패스 라인(BL)을 통해 복귀 라인(L3)으로 공급되어 LNG 저장탱크(T)로 공급됨으로써 저장탱크 내부의 냉열로 추가로 액화될 수도 있다.
LNG 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스의 양이 엔진에서 요구하는 연료량과 액화시킬 수 있는 양보다 많아 잉여의 증발가스가 발생할 것으로 예상되는 경우에는, 압축기(100)에서 압축된 혹은 단계적으로 압축되고 있는 도중의 증발가스를 증발가스 소비수단(G)으로 공급할 수도 있다. 증발가스 소비수단(G)으로서는 예를 들어 GCU, DF Generator, 가스 터빈 등이 사용될 수 있다.
도 5의 제4 실시예는, 제3 실시예의 재순환 라인(RL)에 냉각기(500)를 추가로 마련하여, 열교환기(200)에서 냉각된 증발가스를 단열팽창에 앞서 기액분리기(400)에서 분리된 증발가스로 추가 냉각할 수 있도록 한다. 열교환기(200)를 거친 고압 액체 상태의 증발가스를, 기액분리기(400)에서 분리된 저압 극저온 기체 상태의 천연가스와 열교환으로 추가 냉각시킬 수 있도록 재순환 라인과 액화 라인(L2)의 교차 지점에 냉각기(500)를 마련한 점을 제외하면, 전술한 실시예와 유사하므로 중복된 설명은 생략한다.
도 6의 제5 실시예는, 제3 실시예와는 달리 압축기에서 압축 중인 증발가스를 공급받는 제1 엔진(E1a)만이 마련되고, 압축기(100a) 전부를 거쳐 압축된 증발가스를 재액화할 수 있도록 구성한 시스템이다. 이와 같은 시스템은 증발가스 재액화량을 늘릴 수 있다. 상이한 압력의 가스를 공급받는 복수의 엔진이 마련된 제1 및 제2 실시예와 달리 단일한 압력의 가스를 소비하는 엔진(E1a)이 마련되어, 압축기(100a) 전부를 거쳐 압축된 증발가스는 엔진으로 공급되지 않고 재액화된다. 전술한 실시예와 중복되는 설명은 생략한다.
도 7의 제6 실시예는, 제5 실시예의 재순환 라인(RLa)에 냉각기(500a)를 추가로 마련하여, 열교환기(200a)에서 냉각된 증발가스를, 단열팽창에 앞서 기액분리기(400a)에서 분리된 증발가스로 추가 냉각할 수 있도록 한 시스템으로, 마찬가지로 전술한 실시예와 중복되는 설명은 생략한다.
이와 같이 본 발명은 기재된 실시 예에 한정되는 것이 아니고, 본 발명의 사상 및 범위를 벗어나지 않고 다양하게 수정 및 변형할 수 있음은 이 기술의 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 자명하다. 따라서 그러한 수정 예 또는 변형 예들은 본 발명의 특허청구범위에 속한다 하여야 할 것이다.

Claims (9)

  1. 선박 또는 부유식 구조물의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기;
    상기 압축기에서 압축된 상기 증발가스를 상기 압축기로 도입될 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기;
    상기 열교환기에서 냉각된 상기 증발가스를 단열팽창시키는 팽창수단;
    상기 팽창수단에서 단열팽창된 상기 증발가스를 기액 분리하고 액화천연가스를 상기 LNG 저장탱크로 공급하는 기액분리기; 및
    상기 팽창수단의 하류로부터 단열팽창된 상기 증발가스를 상기 기액분리기의 하류로 공급하는 바이패스 라인;을 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
  2. 제 1항에 있어서,
    상기 기액분리기에서 분리된 기체 상태의 상기 증발가스를 상기 LNG 저장탱크로부터 상기 열교환기로 도입될 상기 증발가스의 흐름으로 도입시키는 재순환 라인; 및
    상기 재순환 라인에 마련되며 상기 열교환기에서 냉각된 상기 증발가스를 상기 기액분리기에서 분리된 상기 증발가스로 추가 냉각하는 냉각기;
    를 더 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
  3. 제 1항에 있어서,
    상기 기액분리기의 상류에 마련되는 제1 분리 밸브; 및
    상기 바이패스 라인에 마련되는 제2 분리 밸브;
    를 더 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
  4. 제 1항에 있어서,
    상기 압축기는 압축실린더와 중간냉각기가 교대로 마련되는 다단 압축기이고,
    상기 다단 압축기의 일부를 거쳐 압축된 상기 증발가스는 제 1 엔진에 연료로 공급되는 증발가스 처리 시스템.
  5. 제 4항에 있어서,
    상기 다단 압축기의 전부를 거쳐 압축된 상기 증발가스는 제2 엔진에 연료로 공급되고,
    상기 제1 및 제2 엔진에 공급되고 남은 상기 증발가스는 상기 열교환기 및 상기 팽창수단을 거쳐 액화되어 상기 LNG 저장탱크로 저장되는 것을 특징으로 하는, 증발가스 처리 시스템.
  6. 제 5항에 있어서,
    상기 제1 엔진은 5 내지 20 bar로 압축된 증발가스를 연료로 공급받을 수 있는 DF 엔진이고, 상기 제2 엔진은 150 내지 400 bar로 압축된 증발가스를 연료로 공급받을 수 있는 ME-GI 엔진인 것을 특징으로 하는, 증발가스 처리 시스템.
  7. 제 1항에 있어서,
    상기 팽창수단은 팽창밸브(J-T valve) 및 팽창기(expander) 중 어느 하나인 것을 특징으로 하는, 증발가스 처리 시스템.
  8. 선박 또는 부유식 구조물의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하여 선박 또는 부유식 구조물의 엔진으로 공급하는 연료공급 라인;
    압축된 증발가스의 일부를 분기하여 상기 LNG 저장탱크에서 발생하여 압축될 증발가스와 열교환시켜 냉각하고 단열팽창으로 액화시키는 액화 라인;
    단열팽창된 상기 증발가스를 기액 분리하고 액화천연가스를 상기 LNG 저장탱크로 공급하는 기액분리기; 및
    상기 액화 라인으로부터 분기되며 단열팽창된 상기 증발가스를 상기 기액분리기를 우회하여 상기 LNG 저장탱크로 공급하는 바이패스 라인;
    을 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
  9. 제 8항에 있어서,
    상기 기액분리기에서 분리된 기체 상태의 상기 증발가스를 상기 연료공급 라인으로 재도입시키는 재순환 라인; 및
    상기 재순환 라인과 상기 액화 라인의 교차점에 마련되며, 상기 액화 라인에서 압축될 증발가스와 열교환으로 냉각된 상기 증발가스를 상기 기액분리기에서 분리된 상기 증발가스로 추가 냉각하는 냉각기;
    를 더 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
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