WO2016126037A1 - 선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법 - Google Patents

선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법 Download PDF

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boil
reliquefaction
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storage tank
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이원두
윤호병
최재웅
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삼성중공업 주식회사
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Definitions

  • the present invention relates to a boil-off gas treatment apparatus and treatment method, and more particularly to a boil-off gas treatment apparatus and treatment method that can effectively treat the boil-off gas generated in the vessel's storage tank.
  • Natural Gas is typically phased as a liquefied natural gas, a colorless, transparent cryogenic liquid that cools natural gas to approximately -162 degrees Celsius and reduces its volume to 1/600 for ease of storage and transportation. Changes are being made to manage and operate.
  • the liquefied natural gas is accommodated in a storage tank which is insulated and installed in the hull and stored and transported.
  • a storage tank which is insulated and installed in the hull and stored and transported.
  • the external heat is continuously transferred to the inside of the storage tank so that the evaporated gas generated by the natural vaporization of the liquefied natural gas accumulates inside the storage tank. .
  • the boil-off gas can raise the internal pressure of the storage tank and cause deformation and damage of the storage tank, it is necessary to process and remove the boil-off gas.
  • a method of sending an evaporated gas to a vent mast provided at an upper side of a storage tank, or burning an evaporated gas by using a gas compression unit (GCU) has been used.
  • GCU gas compression unit
  • this is not desirable in terms of energy efficiency. Therefore, the method of supplying the boil-off gas together with the liquefied natural gas or the engine of the ship as fuel gas, or by re-liquefying the boil-off gas using a reliquefaction device composed of a refrigeration cycle, etc. It is used.
  • natural gas is a mixture containing ethane, propane, butane and nitrogen in addition to methane.
  • the boiling point of nitrogen is about -195.8 degrees Celsius, which is much lower than other components such as methane (boiling point -161.5 degrees Celsius) and ethane (boiling point -89 degrees Celsius).
  • the evaporation gas generated by evaporation naturally in the storage tank contains a lot of nitrogen components having a relatively low boiling point, which reduces the reliquefaction efficiency of the evaporation gas, which affects the utilization and treatment of the evaporation gas. Go crazy.
  • the nitrogen component of the boil-off gas affects the heating value of the fuel gas, thereby improving the re-liquefaction efficiency of the boil-off gas and the heating value of the fuel gas.
  • a way to cite and manage is required.
  • An embodiment of the present invention to improve the re-liquefaction efficiency of the boil-off gas, to provide an apparatus and treatment method for the boil-off boil-off gas that can promote the efficient use of the boil-off gas.
  • An embodiment of the present invention is to provide a boil-off gas treatment apparatus and treatment method that can effectively control and maintain the heat generation amount of the fuel gas supplied to the engine, and can facilitate efficient facility operation as a simple structure.
  • An embodiment of the present invention is to provide a boil-off gas treatment apparatus and treatment method that can improve the energy efficiency.
  • a storage tank for accommodating liquefied gas and evaporated gas, an evaporation gas supply line having a compression unit for pressurizing the evaporation gas of the storage tank, the first concentration of the evaporated gas passed through the compression unit
  • a nitrogen separator for separating the first gas stream containing the nitrogen component of the gas into a second gas stream containing the nitrogen component of the second concentration, a first fuel gas supply line for supplying the first gas flow to the first consumption means, and It may be provided including a re-liquefaction line for receiving the second gas flow to re-liquefy.
  • the nitrogen separator may be provided including a membrane filter.
  • the reliquefaction line includes a heat exchanger for exchanging the second gas flow with the evaporating gas in front of the compression unit, an expansion valve for reducing the second gas flow exchanged through the heat exchanger, and the expansion valve.
  • a gas-liquid separator for separating the decompressed second gas stream into a gas component and a liquid component, and a liquefied gas recovery line for supplying the liquid component of the second gas stream separated from the gas-liquid separator to the storage tank and the gas-liquid separator. It may be provided including a boil-off gas circulation line for supplying the gas component of the second gas flow to the front end of the compression section on the storage tank or the boil-off gas supply line.
  • the fuel cell may further include a second fuel gas supply line which is branched from the stop of the compression unit and supplies the boil-off gas pressurized by the compression unit to a second consumption means or a gas compression unit (GCU).
  • GCU gas compression unit
  • An evaporation gas supply line for providing the evaporation gas contained in the storage tank to the evaporation gas consumption means, a compression unit provided in the evaporation gas supply line to pressurize the evaporation gas, and a branched and branched evaporation gas flowing from the evaporation gas supply line.
  • An expansion valve for reducing the evaporated gas passed through the heat exchange unit, and a gas-liquid separator for separating the re-liquefied evaporated gas through the expansion valve into a gas component and a liquid component may be provided.
  • the reliquefaction line supplies a liquefied gas recovery line for supplying the liquid component separated from the gas-liquid separator to the storage tank and a gas component separated from the gas-liquid separator to the front of the compression section on the storage tank or the evaporation gas supply line.
  • the boil-off gas circulation line may be further provided.
  • the reliquefaction expansion unit may be provided to depressurize the evaporated gas flowing from the evaporated gas supply line to 50 bar to 160 bar.
  • the reliquefaction expansion unit may be provided to vary the degree of decompression of the boil-off gas flowing from the boil-off gas supply line according to the nitrogen content of the boil-off gas in the storage tank.
  • the reliquefaction expansion unit decompresses the evaporated gas flowing from the evaporation gas supply line to 140 bar to 160 bar when the nitrogen content of the evaporated gas in the storage tank is 10 mole%, and the evaporated gas in the storage tank.
  • the content of the nitrogen component of 0 mole% may be provided to reduce the evaporation gas flows branched from the boil-off gas supply line to 50 bar to 70 bar.
  • the reliquefaction expansion unit may be provided to vary the degree of expansion of the evaporation gas flowing from the evaporation gas supply line, it may be provided to adjust the pressure of the evaporation gas entering the heat exchange unit.
  • the flow rate of the boil-off gas supply line is measured, and the decompression degree of the reliquefaction expansion unit is increased in one direction (direction of increasing or If the flow rate measured in the boil-off gas supply line is increased when it is adjusted in a decreasing direction, the degree of decompression of the reliquefaction expansion unit is adjusted in another direction, and the degree of decompression of the reliquefaction expansion unit is increased in one direction (increasing direction or If the flow rate measured in the reducing direction) is reduced, it may be provided to continue to adjust the decompression degree of the reliquefaction expansion portion in one direction if the flow rate measured in the boil-off gas supply line is small.
  • the pressure of the boil-off gas reduced through the reliquefaction expansion unit may be provided until the target pressure is minimized to the flow rate measured in the boil-off gas supply line.
  • the target pressure of the evaporated gas decompressed through the reliquefaction expansion unit is changed, it may be provided to adjust the degree of decompression of the reliquefaction expansion unit to the changed target pressure.
  • Evaporation gas treatment apparatus and treatment method of the vessel according to an embodiment of the present invention has the effect of improving the efficiency and performance of the re-liquefaction of the boil-off gas, and efficiently use and manage the boil-off gas.
  • Evaporation gas treatment apparatus and treatment method of the vessel according to an embodiment of the present invention has the effect that can effectively control and maintain the heating value of the fuel gas, and improve the energy efficiency.
  • Evaporation gas treatment apparatus and treatment method of the vessel according to an embodiment of the present invention has a simple structure has the effect that can be efficiently operated.
  • FIG. 1 is a conceptual diagram showing an apparatus for treating boil-off gas in accordance with a first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a conceptual view showing an apparatus for treating boil-off gas in accordance with a second embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a conceptual diagram illustrating an apparatus for treating boil-off gas in a ship according to a third embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is a conceptual view illustrating an apparatus for treating boil-off gas in accordance with a fourth embodiment of the present invention.
  • 5 is a graph showing the correlation between the mass flow rate of the boil-off gas entering the compression unit and the energy required in the compression unit according to the pressure of the boil-off gas entering the heat exchange unit.
  • FIG. 6 is a graph showing the correlation between the mass flow rate of the re-liquefied boil-off gas according to the mass flow rate of the boil-off gas consumed by the boil-off gas consumption means.
  • FIG. 7 is a graph showing a correlation between the mass flow rate of the boil-off gas entering the compression unit according to the mass flow rate of the boil-off gas consumed by the boil-off gas consumption means.
  • 9 and 10 are graphs showing the correlation between the mass flow rate of the flash gas according to the pressure of the boil-off gas entering the heat exchange unit.
  • the vessel may be understood to include various offshore structures.
  • the vessel includes not only a liquefied gas transporter that transports liquefied gas, but also various marine structures that can be propagated or generated by using liquefied gas as a fuel.
  • the liquefied gas can be used as a fuel, it can be included in the vessel of the present invention regardless of its form.
  • it should be understood as a concept including both an LNG carrier and a vessel such as an LNG RV, and an offshore plant such as an LNG FPSO and an LNG FSRU.
  • FIG. 1 is a conceptual diagram illustrating an apparatus 100 for treating boil-off gas in accordance with a first embodiment of the present invention.
  • an apparatus 100 for treating boil-off gas includes a storage tank 110 and a compression unit 121 for pressurizing the boil-off gas of the storage tank 110.
  • a storage tank 110 a compression unit 121 for pressurizing the boil-off gas of the storage tank 110.
  • a compression unit 121 for pressurizing the boil-off gas of the storage tank 110.
  • the first fuel gas supply line 150 for supplying the first gas flow to the first consumption means 11, the second gas flow containing the nitrogen concentration of the second concentration separated by the nitrogen separator 130, the liquid
  • the evaporation gas branched from the reliquefaction line 140 and the compression unit 121 to be ignited and partially pressurized by the compression unit 121 is transferred to the second consumption means 12 or the GCU 15 (Gas Combustion Unit, 15).
  • a calorific value tank for measuring and adjusting the calorific value of the fuel gas supplied to the second fuel gas supply line 170 and the first consumption means 11 to supply. It may be
  • the storage tank 110 is provided to receive or store the liquefied natural gas and the boil-off gas generated therefrom.
  • the storage tank 110 may be provided as a cargo hold of the membrane type insulated to minimize the vaporization of the liquefied natural gas due to external heat intrusion.
  • the storage tank 110 receives the liquefied natural gas from the place of production of natural gas or the like to store or store the liquefied natural gas and the evaporated gas stably until unloading to the destination, but the consumption means for propulsion of the vessel as described below or It may be provided to be used as fuel gas, such as consumption means for power generation of the vessel.
  • Storage tank 110 is generally installed insulated, but since it is practically difficult to completely block the external heat invasion, the storage tank 110 is such that the liquefied natural gas vaporized by natural vaporization is present do. Since the boil-off gas may increase the internal pressure of the storage tank 110 to potentially deform or explode the storage tank 110, there is a need to remove or process the boil-off gas from the storage tank 110. Accordingly, the boil-off gas generated in the storage tank 110 is the fuel gas of the boil-off gas consumption means by the first fuel gas supply line 150 or the second fuel gas supply line 170 as in the embodiment of the present invention. It may be used or re-liquefied by the reliquefaction line 140 may be supplied to the storage tank (110). In addition, although not shown in the drawing may be supplied to the vent mast (not shown) provided on the upper portion of the storage tank 110 to treat or consume the boil-off gas.
  • the boil-off gas consumption means may receive fuel gas such as liquefied natural gas and boil-off gas contained in the storage tank 110 to generate propulsion of the ship or generate power for power generation of the ship's internal equipment.
  • Evaporating gas consumption means may be composed of a first consumption means 11 for receiving a relatively high pressure fuel gas to generate an output, and a second consumption means 12 for receiving a relatively low pressure fuel gas to generate an output.
  • the first consumption means 11 is composed of a ME-GI engine or an X-DF engine capable of generating output with relatively high pressure fuel gas
  • the second consumption means 12 is relatively low pressure fuel gas. This can be done with a DFDE engine that can generate output.
  • the present invention is not limited thereto, and it should be understood that the same is true when various numbers of engines and various types of consumption means are used.
  • the boil-off gas supply line 120 pressurizes the boil-off gas present in the storage tank 110 and supplies the boil-off gas as a fuel gas to the second consumption means 12 or through the nitrogen separator 130. It may be provided to supply to the reliquefaction line 140.
  • the boil-off gas supply line 120 is provided with an inlet side end connected to the inside of the storage tank 110, and the outlet side end is provided with a first fuel gas supply line 150 and a reliquefaction via a nitrogen separator 130 to be described later. It may be provided to be connected to the line 140.
  • the boil-off gas supply line 120 is provided with a compression unit 121 having a plurality of stages of the compressor (121a) to process the boil-off gas in accordance with the conditions required by the first consumption means.
  • the compression unit 121 may include a compressor 121a for compressing the boil-off gas and a cooler 121b for cooling the heated boil-off gas while being compressed.
  • Compression unit 121 since the pressure of the boil-off gas pressurized by the compression unit 121 passes through the nitrogen separator 130 may be lowered, in view of this, the first consumption means 11 is It may be provided to pressurize and supply the boil-off gas at a predetermined size higher than the required fuel gas pressure conditions.
  • the compression unit 121 is illustrated as being composed of five stages of the compressor 121a and the cooler 121b.
  • the compression unit 121 may have various numbers according to the required pressure condition and temperature of the engine. It may be composed of a compressor 121a and a cooler 121b.
  • the heat exchanger 141 of the reliquefaction line 140 to be described later may be installed at the front end of the compression unit 121 on the boil-off gas supply line 120, which will be described later.
  • the nitrogen separator 130 may be provided at an outlet side end of the boil-off gas supply line 120 to separate nitrogen components contained in the pressurized boil-off gas through the compression unit 121.
  • the nitrogen separator 130 classifies the pressurized boil-off gas into a first gas stream containing a nitrogen component of a first concentration and a second gas stream containing a nitrogen component of a second concentration, thereby classifying the first gas flow.
  • Supply to the first fuel gas supply line 150 to be used as the fuel gas in the first consumption means 11, the second gas flow is provided to supply to the re-liquefaction line 140 to be described later.
  • the nitrogen component of the first concentration and the nitrogen component of the second concentration described in this embodiment mean a high concentration nitrogen component and a low concentration nitrogen component, respectively, and the nitrogen concentration of the first concentration is compared with the nitrogen component of the second concentration. Therefore, the nitrogen component has a relatively high concentration, and the nitrogen component of the second concentration has a relatively low concentration of the nitrogen component compared to the nitrogen component of the first concentration.
  • the first concentration and the second concentration are not limited to a specific value and should be understood as a relative meaning according to the difference in concentration between the first concentration and the second concentration.
  • Natural gas is a mixture containing ethane (ethane), propane (butane), butane (butane), nitrogen (Nitrogen) in addition to the main component methane (Methane).
  • the boiling point of nitrogen is about -195.8 degrees Celsius, which is much lower than other components such as methane (boiling point -161.5 degrees Celsius) and ethane (boiling point -89 degrees Celsius). Accordingly, the natural evaporation gas generated by naturally evaporating in the storage tank 110 contains a lot of nitrogen components by evaporating a lot of nitrogen components having a low boiling point.
  • the nitrogen component In the case of reliquefaction of such boil-off gas, the nitrogen component has a low boiling point, which makes it very difficult to re-liquefy. As the concentration of the nitrogen-containing component of the boil-off gas increases, the re-liquefaction efficiency decreases.
  • the nitrogen separator 130 passes through the boil-off gas supply line 120 to separate the nitrogen contained in the pressurized boil-off gas, so that the first gas flow containing the nitrogen at the first concentration is first consumed.
  • a fuel gas of By supplying a fuel gas of), by supplying the nitrogen concentration of the second concentration to the reliquefaction line 140, it is possible to improve the evaporation gas reliquefaction performance and efficiency of the reliquefaction line 140.
  • Nitrogen separator 130 may be made of a membrane filter.
  • the membrane filter includes a material having a high affinity for nitrogen, and the pressurized evaporated gas passes through the membrane filter by the pressure, so that the nitrogen component is filtered by the membrane filter and supplied to the first fuel gas supply line 150. Then, components other than nitrogen such as methane may be passed through as it is supplied to the reliquefaction line 140.
  • the first fuel gas supply line 150 is provided to supply a first gas flow containing nitrogen components of a first concentration separated by the nitrogen separator 130 to the first consumption means 11 as fuel gas.
  • the pressurized boil-off gas is passed through the nitrogen separator 130 and contains a first gas stream containing a relatively high concentration of nitrogen at a first concentration and a second concentration containing a nitrogen at a second concentration.
  • the first fuel gas supply line 150 is divided into two gas flows, and the first fuel gas supply line 150 receives the first gas flow having low reliquefaction efficiency and supplies and uses the fuel gas to the first consumption means 11 as fuel gas. It is possible to increase the efficiency of the reliquefaction of the second gas stream, while at the same time making efficient use of.
  • the reliquefaction line 140 is provided by the nitrogen separator 130 to be reliquefied by receiving a second gas stream containing a nitrogen component of a second concentration.
  • the reliquefaction line 140 includes a heat exchanger 141 for exchanging and cooling the second gas flow separated by the nitrogen separator 130 and an expansion valve 142 for reducing the second gas flow passed through the heat exchanger 141. ),
  • a liquefied gas recovery line for resupplying the liquid component separated from the gas-liquid separator 143 and the gas-liquid separator 143 through the expansion valve 142 to the storage tank 110.
  • 144 and the gas component separated from the gas-liquid separator 143 may include a boil-off gas circulation line 145 for re-supply to the storage tank 110 or the boil-off gas supply line 120.
  • the heat exchanger 141 is provided such that the second gas flow supplied to the reliquefaction line 140 and the boil-off gas in front of the compression unit 121 transferred along the boil-off gas supply line 120 exchange heat with each other. Since the second gas flow is pressurized by the compression unit 121 to increase the temperature and pressure, the second gas flow is heat-exchanged with the low-temperature evaporation gas before passing through the compression unit 121 of the boil-off gas supply line 120 to thereby reliquefy. The pressurized second gas stream flowing along the line 140 may be cooled.
  • the second gas stream pressurized through the compression unit 121 and the nitrogen separator 130 may be cooled by heat exchange with the low temperature boil-off gas passing through the boil-off gas supply line 120 without a separate cooling device. It can prevent unnecessary waste of power and simplify the equipment, which can improve the efficiency of equipment operation.
  • the expansion valve 142 may be provided at the rear end of the heat exchange unit 141.
  • the expansion valve 142 sequentially passes through the compression unit 121, the nitrogen separator 130, and the heat exchange unit 141 to decompress the pressurized and cooled second gas flow to further cool and expand the second gas flow.
  • the expansion valve 142 may be formed of, for example, a Joule-Thomson Valve.
  • the gas-liquid separator 143 is provided to receive the second gas stream that is cooled and decompressed while passing through the expansion valve 142 to separate the liquid component and the gas component of the second liquid stream. Most of the second gas flow is re-liquefied when passing through the expansion valve 142, but a gas component may be generated by generating a flash gas in the process of reducing pressure. Accordingly, the liquid component separated from the second gas flow supplied to the gas-liquid separator 143 through the heat exchange unit 141 and the expansion valve 142 is stored in the storage tank 110 through the liquefied gas recovery line 144 described later. Re-supply to, and the separated gas component may be provided to re-supply to the storage tank 110 or the boil-off gas supply line 120 by the boil-off gas circulation line 145 to be described later.
  • the liquefied gas recovery line 144 may be provided between the gas-liquid separator 143 and the storage tank 110 to resupply the liquid component of the boil-off gas separated by the gas-liquid separator 143 to the storage tank 110.
  • the liquefied gas recovery line 144 may be provided with the inlet side end communicating with the lower side of the gas-liquid separator 143, and the outlet side end communicating with the inside of the storage tank 110.
  • the liquefied gas recovery line 144 may be provided with an on-off valve (not shown) for adjusting the supply amount of the liquefied second gas flow to be recovered to the storage tank 110.
  • the boil-off gas circulation line 145 is a gas-liquid separator 143 and the storage tank 110 to supply gas components of the boil-off gas separated by the gas-liquid separator 143 back to the storage tank 110 or the boil-off gas supply line 120. Or between the gas-liquid separator 143 and the boil-off gas supply line 120. In FIG. 1, the gas component of the boil-off gas circulation line 145 is re-supplied to the front end of the compression unit 121 on the boil-off gas supply line 120. In addition, the gas-liquid separator 143 Re-supplied to the storage tank 110, or both when the re-supply to the boil-off gas supply line 120 and the storage tank 110 together.
  • the second fuel gas supply line 170 is branched from the stop portion of the compression unit 121 of the first fuel gas supply line 150 to supply the partially pressurized boil-off gas to the second consumption means 12 or the GCU 15. It is prepared to supply.
  • the second fuel gas supply line 170 is provided with the inlet side end connected to the stop portion of the compression unit 121, the outlet side branch is branched so that one side of the second consumption means 12, the other side GCU (15) It can be provided connected to.
  • the second consumption means 12 Since the second consumption means 12 receives a relatively low pressure fuel gas to generate an output, the second consumption means 12 is branched from the stop portion of the compression unit 121 that compresses the boil-off gas, thereby converting the partially pressurized boil-off gas into the fuel gas. Can be supplied and operated When the GCU 15 supplies more of the pressurized boil-off gas supplied through the second fuel gas supply line 170 than the amount of fuel gas required by the second consumption means 12, the excess partially pressurized gas is supplied. It is provided to receive and consume the boil-off gas.
  • the calorific value adjusting unit 160 is provided to measure and adjust the calorific value of the fuel gas supplied to the first consumption means 11.
  • Heating value refers to the amount of heat released when a unit mass of fuel gas is completely burned.
  • Methane, butane, and propane in natural gas have a relatively high calorific value, thereby increasing the calorific value of fuel gas (methane calorific value: about 12,000 kcal / kg, butane calorific value: about 11,863 kcal / kg, propane calorific value: about 2,000 kcal / kg), the calorific value of nitrogen is very low (caloric value of nitrogen: about 60 kcal / kg), and the higher the absolute content or concentration of nitrogen, the lower the total calorific value of fuel gas.
  • the second gas flow containing the low concentration of nitrogen in the boil-off gas pressurized by the nitrogen separator 130 is supplied to the reliquefaction line 140.
  • the first gas flow is supplied to the first fuel gas supply line 150, and the calorific value of the first gas flow is required by the first consumption means 11 due to the high concentration of nitrogen contained in the first gas flow. There is a fear that the amount of heat is lower than the condition.
  • the calorific value adjusting unit 160 of the vessel boil-off gas treating apparatus 100 measures or calculates the calorific value of fuel gas supplied to the first consumption means 11.
  • the calorific value measuring unit 161 and the compression unit 121 may include a calorific value rising line 162 for supplying the boil-off gas pressurized by the first fuel gas supply line 150.
  • the calorific value measuring instrument 161 may measure the calorific value of the fuel gas including the first gas flow supplied to the first fuel gas supply line 150 to the first consumption means 11 in real time.
  • the calorific value measuring unit 161 transmits the calorific value of the fuel gas measured by a display unit (not shown) including a display to inform the occupant of the ship, or transmits the calorific value information of the measured fuel gas to the controller (not shown).
  • the control unit compares and analyzes the calorific value information of the fuel gas transmitted from the calorific value of the first consumption means 11 and the calorific value measurer 161 previously inputted by the flow rate control valve 163 provided in the calorific value rising line 162 to be described later. Control the degree of opening and closing.
  • the calorific value measurer 161 is provided on the first fuel gas supply line 150 to measure the calorific value of the fuel gas. However, the calorific value of the fuel gas supplied to the first consumption means 11 may be measured. If so, the location can be varied.
  • the calorific value rising line 162 may be provided with an inlet side end connected to the rear end of the compression unit 121 on the boil-off gas supply line 120 and an outlet side end connected to the first fuel gas supply line 150.
  • the calorific value rising line 162 allows the boil-off gas pressurized through the compression unit 121 to merge directly into the first gas flow flowing through the first fuel gas supply line 150 without passing through the nitrogen separator 130.
  • the concentration of the nitrogen component of the fuel gas composed of the first gas flow and the pressurized boil-off gas supplied to the first consumption means 11 is lowered, and the concentration of the component having high calorific value such as methane and butane is raised to increase the total amount of fuel gas.
  • the calorific value can be increased.
  • the calorific value rising line 162 may be provided with a flow rate control valve 163 for adjusting the supply amount of pressurized boil-off gas flowing along the calorific value rising line 162.
  • the flow rate control valve 163 is automatically opened or closed by the operator manually or by a controller based on the calorific value information of the fuel gas measured by the calorific value measurer 161 and the condition calorific value information of the first consumption means 11.
  • the amount of pressurized boil-off gas flowing along the calorific value rising line 162 may be controlled.
  • the calorific value control unit 260 of the ship's boil-off gas treating apparatus 200 measures the calorific value of the fuel gas supplied to the first consumption means (or a calorific value measurer) 261, the first gas supplied along the calorific value rising line 262 and the first fuel gas supply line 150 to supply the boil-off gas pressurized by the compression unit 121 to the first fuel gas supply line 150. It may include a calorific value control line 264 for circulating the flow to the reliquefaction line 140.
  • the calorific value measurer 261 may measure the calorific value of the fuel gas including a part of the first gas flow supplied to the first fuel gas supply line 150 as the first consumption means in real time.
  • the calorific value measuring device 261 transmits the calorific value of the fuel gas measured by the display unit (not shown) including a display and informs the occupant of the ship, or transmits the calorific value information of the measured fuel gas to the controller (not shown).
  • the control unit compares and analyzes the calorific value information of the fuel gas transmitted from the condition calorific value of the first consumption means and the calorific value measurer 261, and is provided in the calorific value rising line 262 or the calorific value control line 264 to be described later. It is possible to control the opening and closing degree of each flow control valve (263, 265).
  • the calorific value measuring device 261 is provided on the first fuel gas supply line 150 to measure the calorific value of the fuel gas. However, if the calorific value of the fuel gas supplied to the first consumption means can be measured, The location may vary.
  • the calorific value rising line 262 may be provided with an inlet side end connected to the rear end of the compression unit 121 on the boil-off gas supply line 120 and an outlet side end connected to the first fuel gas supply line 150.
  • the calorific value rising line 262 merges the pressurized boil-off gas through the compression unit 121 into the first gas flow flowing directly through the first fuel gas supply line 150 without passing through the nitrogen separator 130.
  • the concentration of nitrogen components of the fuel gas supplied to the first consumption means can be lowered, and the concentration of components having high calorific value such as methane and butane can be increased to increase the total calorific value of the fuel gas.
  • the calorific value rising line 262 may be provided with a flow rate control valve 263 for adjusting the amount of pressurized boil-off gas flowing along the calorific value rising line 262.
  • the flow rate control valve 263 is automatically opened or closed by the operator or controlled by the operator on the basis of the calorific value information of the fuel gas measured by the calorific value measurer 261 and the condition calorific value information of the first consumption means, and thus the calorific value
  • the supply amount of pressurized boil-off gas flowing along the rising line 262 may be controlled.
  • the calorific value control line 264 has an inlet end connected to the first fuel gas supply line 150 but connected to a front end point where the calorific value rising line 262 joins, and the outlet side end has a reliquefaction line 140. It can be provided connected to).
  • the calorific value is lower than that of the pressurized boil-off gas. Therefore, a part of the first gas flow flowing along the first fuel gas supply line 150 may be circulated to the reliquefaction line 140 to increase and adjust the total calorific value of the fuel gas supplied to the first consumption means.
  • the calorific value adjusting line 264 recovers a part of the first gas flow to the reliquefaction line 140, thereby pressurizing the calorific value rising line 262 in response to the required supply amount of the fuel gas of the first consumption means. It is possible to prevent excessive increase in the total supply amount of fuel gas by the confluence of the boil-off gas, and to efficiently control the supply amount of the fuel gas.
  • the calorific value control line 264 may be provided with a flow rate control valve 265 for adjusting the supply amount of a portion of the first gas flow flowing along the calorific value control line 264.
  • the flow rate control valve 265 is automatically opened or closed by the operator or controlled by the operator based on the calorific value information of the fuel gas measured by the calorific value measurer 261 and the condition calorific value information of the first consumption means, and thus the calorific value It is possible to control the supply amount of a portion of the first gas flow flowing along the control line 264.
  • the calorific value adjusting line 264 is based on the fuel gas supply amount information measured by the flow rate sensing unit (not shown) installed in the first fuel gas supply line 150 or the first consumption means. The degree of opening and closing of the flow control valve 265 may be controlled.
  • FIG. 3 is a conceptual diagram illustrating a boil-off gas treating apparatus 300 according to a third embodiment of the present invention.
  • the boil-off gas treating apparatus 300 Re-liquefied part of the boil-off gas passing through the boil-off gas supply line 320, the boil-off gas supply line 320 for supplying the boil-off gas generated from the storage tank 310 to the boil-off gas consumption means (11, 12) It may include a liquefied gas supply line 340 for supplying the liquefied gas of the liquefied line 330 and the storage tank 310 to the boil-off gas consumption means (11, 12).
  • the boil-off gas supply line 320 is a flow path for providing boil-off gas generated from the storage tank 310 to the boil-off gas consumption means 11 and 12.
  • boil-off gas supply line 320 One end of the boil-off gas supply line 320 is connected to the inside of the storage tank 310, the other end is joined to the liquefied gas supply line 340 to be described later to be connected to the boil-off gas consumption means (11, 12) do.
  • the evaporation gas supply line 320 may have an inlet side end disposed above the inside of the storage tank 310 to receive the boil-off gas in the storage tank 310.
  • the storage tank 310 is provided to receive or store the liquefied natural gas and the boil-off gas.
  • the storage tank 310 may be provided as a cargo hold of the membrane type heat insulating treatment so as to minimize the vaporization of the liquefied natural gas by the external heat intrusion.
  • the storage tank 310 receives the liquefied natural gas from a natural gas production place or the like and stably stores the liquefied natural gas and the evaporated gas until unloading to the destination and stores the engine or vessel for propulsion as described below. It may be provided to be used as fuel gas, such as an engine for power generation.
  • the storage tank 310 may maintain the internal pressure at 1 bar to maintain the liquefied natural gas in a liquid state or at a higher pressure in consideration of fuel supply conditions, and may be provided to maintain the internal temperature at -163 degrees or less. Can be.
  • the storage tank 310 is generally installed to be insulated, but since it is practically difficult to completely block external heat invasion, the storage tank 310 has a boil-off gas generated by natural vaporization of liquefied natural gas. do. Since the boil-off gas has a risk of deforming or exploding the storage tank 310 by raising the internal pressure of the storage tank 310, there is a need to remove or process the boil-off gas from the storage tank 310.
  • the boil-off gas generated in the storage tank 310 is consumed by the boil-off gas consumption means 11 and 12 by the boil-off gas supply line 320 as in the embodiment of the present invention or by the re-liquefaction line 330. Reliquefaction can be supplied to the storage tank 310.
  • the evaporation gas may be additionally treated or consumed by supplying the evaporation gas to a vent mast (not shown) or a GCU (Gas Combustion Unit, not shown) provided above the storage tank 310.
  • a vent mast not shown
  • a GCU Gas Combustion Unit, not shown
  • the offshore structure according to the embodiment of the present invention provides efficient use of the boil-off gas to the boil-off gas consumption means 11 and 12 instead of consuming the boil-off gas, while re-liquefying the excess boil-off gas to the storage tank 310. Can be returned.
  • the boil-off gas consumption means 11 and 12 include an engine, a generator, a turbine, and the like, and can produce energy, etc., using the boil-off gas as a raw material or using the boil-off gas.
  • An engine using boil-off gas as a raw material may receive a fuel such as liquefied natural gas and / or boil-off gas contained in the storage tank 310 to generate propulsion of a ship or generate power for generating power, such as a ship's internal equipment. .
  • the engine is a DFDE engine capable of generating power with low pressure fuel (about 5 to 8 bar), an X-DF engine capable of generating power with medium pressure fuel gas (about 15 to 20 bar), It may include a ME-GI engine capable of generating an output (about 150 to 300 bar) of fuel gas, but the present invention is not limited thereto, and the same may be used when various engines and engines of various types are used. Should be understood.
  • the boil-off gas consumption means 11 and 12 shown in the third embodiment of the present invention may include a first consumption means 11 using high pressure natural gas and a second consumption means 12 using medium pressure or low pressure natural gas.
  • the first consumption means 11 may be a ME-GI engine
  • the second consumption means 12 may be a DFDE engine.
  • the boil-off gas treatment apparatus 300 includes a compression unit 321 provided in the boil-off gas supply 320 to pressurize and cool the boil-off gas.
  • the compression unit 321 may be provided at the front end of the point where the reliquefaction line 330, which will be described later, on the boil-off gas supply line 320 is branched to pressurize the boil-off gas.
  • the compression unit 321 may be provided at the rear end of the branch where the reliquefaction line 330 branches.
  • the compression unit 321 may include a compressor 321a for compressing the boil-off gas and a cooler 321b for cooling the boil-off gas whose temperature has risen during the compression process.
  • the compression unit 321 may be provided in multiple stages. That is, it may include a cooler (321b) provided between the multi-stage compressor (321a) and each compressor (321a). Meanwhile, some coolers 321b may be omitted, and include a cooler 321b provided at the rear end of the last compressor 321a.
  • the compression unit 321 is illustrated as being composed of three stages of the compressor 321a and the cooler 321b.
  • the compression unit 321 is only an example, and the pressure conditions required by the boil-off gas consumption means 11 and 12 and The configuration of the compressor 321a and / or the cooler 321b constituting the compression unit 321 may vary according to temperature.
  • the first consumption means 11 to the second consumption means 12 may have different requirements for the respective fuels.
  • the first consumption means 11 may be made of natural gas in a high pressure state
  • the second consumption means 12 may be made of natural gas in a low pressure state.
  • the compression unit 321 provided in multiple stages can be adjusted to the pressure and temperature conditions required by the consumption means (11, 12) by pressing and cooling the boil-off gas.
  • the heat exchanger 332 of the reliquefaction line 330 which will be described later may be installed at the front end of the compression unit 321 on the boil-off gas supply line 320, which will be described later.
  • the boil-off gas supply line 320 may include a high-pressure boil-off gas supply line 322 and a low-pressure boil-off gas supply line 323.
  • the high pressure boil-off gas supply line 322 is connected to the rear end of the compression unit 321 is connected to the first consumption means (11).
  • the boil-off gas provided to the first consumption means 11 through the high-pressure boil-off gas supply line 322 passes through the compression section 321 including the multi-stage compressor 321a, and thus is compressed at high pressure. It is possible to provide the boil-off gas in the state required by the first consumption means 11 using the raw material.
  • the low pressure boil-off gas supply line 323 is branched in the middle of the compression unit 321 is connected to the second consumption means (12). Since the boil-off gas provided to the second consumption means 12 through the low-pressure boil-off gas supply line 323 passes through only a part of the compressor 321a, the boil-off gas may branch in the low pressure state required by the second consumption means 12. Can be.
  • the low pressure boil-off gas supply line 323 may branch at one point in the middle of the compression unit 321 provided in multiple stages according to the pressure and temperature conditions of the boil-off gas required by the second consumption means 12. .
  • the high pressure boil-off gas supply line 322 may include a first open / close valve 322a and the low pressure boil-off gas supply line 323 may include a second open / close valve 323a.
  • the first opening / closing valve 322a may control the opening and closing of the high pressure boil-off gas supply line 322 to be opened when the first consumption means 11 is operated.
  • the second opening / closing valve 323a may control the opening and closing of the low pressure boil-off gas supply line 323 to be opened when the second consumption means 12 is operated.
  • the reliquefaction line 330 is a heat exchanger that heat-exchanges and cools the evaporated gas passed through the reliquefaction expansion unit 331 and the reliquefaction expansion unit 331 which expand the high-pressure evaporated gas branched from the evaporation gas supply line 320.
  • Gas supply separator 334 for receiving the liquefied evaporated gas through the heat exchanger 332, the gaseous liquid separator 334 to supply the evaporated gas separated from the liquid component to the storage tank 310
  • the liquefied gas recovery line 335 and the gas-liquid separator 334 may be provided with the boil-off gas circulation line 336 for supplying the boil-off gas of the gas component to the storage tank 310 or the boil-off gas supply line 320. .
  • the reliquefaction line 330 may return to the storage tank 310 after re-liquefying the surplus boil-off gas that has not been consumed by the first and second consumption means 11 and 12. That is, the boil-off gas may be decompressed and cooled while passing through the reliquefaction line 330 to be changed into a liquefied gas, and then returned to the storage tank 310.
  • the reliquefaction line 330 may be branched from the boil-off gas supply line 320. For example, it may be branched between the rear end of the compression unit 321 and the first opening / closing valve 322a.
  • a three-way valve (not shown) may be provided at a branch point of the reliquefaction line 330 and the boil-off gas supply line 320, and the three-way valve is supplied to the first consumption means 11 or the reliquefaction line 330. It is possible to adjust the supply amount of the boil-off gas.
  • the three-way valve may be manually opened or closed by the operator to adjust the opening and closing, or the operation may be automatically implemented by a controller (not shown).
  • the reliquefaction line 330 may be branched from the middle of the compression unit 321.
  • the reliquefaction line 330 includes both a first reliquefaction line (not shown) branching from the rear end of the compression unit 321 and a second reliquefaction line (not shown) branching from the middle of the compression unit 321. It may also include.
  • the first reliquefaction line and the second reliquefaction line may be introduced into the storage tank 310 or after entering into the storage tank 310, respectively.
  • the reliquefaction expansion unit 331 may reduce the pressure by expanding the boil-off gas compressed at high pressure in the compression unit 321.
  • the expansion valve is shown as an example of the reliquefaction expansion unit 331 in the drawing, the reliquefaction expansion unit 331 may be provided with various devices capable of reducing the pressure of the boil-off gas.
  • the heat exchanger 332 may be provided to heat exchange the boil-off gas, which passes through the reliquefaction expansion unit 331, and the boil-off gas in front of the compression unit 321 passing through the boil-off gas supply line 320.
  • the evaporated gas passing through the reliquefaction expansion unit 331 is pressurized while passing through the compression unit 321, so that the temperature rises, and thus the evaporation gas of the low temperature before passing through the compression unit 321 of the evaporation gas supply line 320 and By heat exchange with each other, the boil-off gas passing through the reliquefaction line 330 may be cooled.
  • the evaporated gas reduced in pressure through the reliquefaction expansion unit 331 can be cooled by heat exchange with the evaporated gas passing through the evaporative gas supply line 320, thus avoiding unnecessary waste of power.
  • the efficiency of plant operation can be improved.
  • the heat-exchanging unit 332 cools the boil-off gas passing through the re-liquefaction line 330 separately. It can also be cooled using a device. As an example, it is possible to cool the boil-off gas passing through the reliquefaction line 330 by using a cooling device using liquefied nitrogen.
  • the heat exchanger 332 may further use a separate cooling device in addition to heat exchange with the boil-off gas of the boil-off gas supply line 320 to cool the boil-off gas passing through the reliquefaction line 330.
  • the evaporated gas flowing along the reliquefaction line 330 may be reliquefied while passing through the reliquefaction expansion unit 331 and the heat exchange unit 332.
  • the reliquefaction of the boil-off gas includes re-liquefying the whole quantity and only part of the reliquefaction.
  • the boil-off gas is reliquefied as the temperature drops, and the vaporized gas is partially vaporized during the depressurization process.
  • the boil-off gas In order to inject the storage tank 310, the boil-off gas must be reduced in pressure, and when the pressure is reduced after the boil-off gas is liquefied, the amount of vaporized liquefied boil-off gas may increase. Therefore, it is preferable to perform both the decompression and cooling according to the appropriate temperature and pressure conditions.
  • the evaporation gas flowing along the reliquefaction line 330 is reduced in pressure while passing through the reliquefaction expansion unit 331 and cooled while passing through the heat exchanger unit 332.
  • the gas-liquid separator 334 receives the partially reliquefied evaporated gas while passing through the reliquefaction expansion unit 331 and the heat exchange unit 332 to separate the liquid component and the gas component of the reliquefied evaporated gas. As the pressurized boil-off gas is reduced in pressure and cooled, most of the boil-off gas is reliquefied, but in this process, flash gas is generated to generate gaseous components of the re-liquefied boil-off gas.
  • the liquid component of the reliquefied boil-off gas separated by the gas-liquid separator 334 is supplied to the storage tank 310 by the liquefied gas recovery line 335 which will be described later, and the gas component of the separated re-liquefied boil-off gas is It may be provided to re-supply to the storage tank 310 or the boil-off gas supply line 320 by the boil-off gas circulation line 336 to be described later.
  • the liquefied gas recovery line 335 may connect the gas-liquid separator 334 and the storage tank 310 to resupply the liquid component of the boil-off gas separated by the gas-liquid separator 334 to the storage tank 310.
  • the liquefied gas recovery line 335 may be provided with the inlet side end connected to the lower side of the gas-liquid separator 334 and the outlet side end connected to the storage tank 310.
  • the liquefied gas recovery line 335 may be provided with an on-off valve (not shown) for adjusting the supply amount of the reliquefied boil-off gas recovered to the storage tank 310.
  • the boil-off gas circulation line 336 stores the gas component of the reliquefied boil-off gas separated by the gas-liquid separator 334 to the storage tank 310 or the boil-off gas supply line 320 and stores the gas component. It may be provided to connect the tank 310 or the gas-liquid separator 334 and the boil-off gas supply line 320.
  • the boil-off gas circulation line 336 is shown to re-supply gas components inside the gas-liquid separator 334 to the front end of the compression unit 321 on the boil-off gas supply line 320, in addition to the boil-off gas circulation line ( 336 includes a case in which the gaseous components in the gas-liquid separator 334 are resupplied from the gas-liquid separator 334 to the storage tank 310 or are supplied together to the boil-off gas supply line 320 and the storage tank 310 together. do.
  • the liquefied gas supply line 340 may be provided to supply liquefied natural gas contained or stored in the storage tank 310 to an engine, a generator, a turbine, and the like.
  • the liquefied gas supply line 340 supplies the liquefied natural gas to the boil-off gas consumption means 11 and 12.
  • the liquefied gas supply line 340 may be provided to supply the liquefied natural gas to a separate device from the boil-off gas consumption means (11, 12).
  • the liquefied gas supply line 340 is described as an example that is connected to the first consumption means 11 and the second consumption means 12, respectively.
  • the first consumption means 11 and the second consumption means 12 will be described by taking an engine as an example.
  • the liquefied gas supply line 340 is provided so that one end is connected to the inside of the storage tank 310, the other end is joined to the boil-off gas supply line 320 to be described later to be connected to the engine (11, 12). Can be.
  • An inlet side end of the liquefied gas supply line 340 may be disposed below the storage tank 310, and a discharge pump 341 may be provided to supply liquefied natural gas to the engines 11 and 12. .
  • the engines 11 and 12 are supplied with a relatively high pressure fuel gas to generate an output, and the second engine 12 that receives a relatively low pressure fuel gas to generate an output.
  • the liquefied gas supply line 340 is the second liquefied gas supply line 340b and the first liquefied gas supply line to process the liquefied natural gas in accordance with the fuel gas requirements of each engine (11, 12) 340a may be provided.
  • the first liquefied gas supply line 340a may supply the liquefied natural gas sent by the delivery pump 341 to the first engine 11 receiving the relatively high pressure fuel gas to generate an output.
  • a pressure pump 342 for compressing liquefied natural gas may be provided in the first liquefied gas supply line 340a.
  • the pressure pump 342 may compress the liquefied natural gas according to the pressure condition of the fuel gas required by the first engine 11. For example, when the first engine 11 is a ME-GI engine, the pressure pump 342 may be supplied by compressing the liquefied natural gas to a pressure condition of about 250-300 bar.
  • the liquefied natural gas compressed by the pressure pump 342 may be forced through the vaporizer 343 and vaporized, and then joined with the boil-off gas supply line 320 to be supplied as fuel gas to the first engine 11.
  • a bypass line 340c may be provided in the first liquefied gas supply line 340a.
  • the inlet end of the bypass line 340c is connected to the front end of the pressurized pump 342 on the first liquefied gas supply line 340a, and the outlet end thereof is the pressurized pump 342 on the first liquefied gas supply line 340a.
  • the pressure pump 342 may be provided to be connected in parallel.
  • the pressure pump 342 Since the plurality of pressure pumps 342 are provided in parallel on the first liquefied gas supply line 340a by the bypass line 340c having the separate pressure pump 342, the pressure pump 342 in the above-described situation. ) And other components can be prevented from occurring or safety accidents, and the engine can be operated for a long time.
  • the second liquefied gas supply line 340b may supply the liquefied natural gas sent by the delivery pump 341 to the second engine 12 that receives the relatively low pressure fuel gas and generates an output. Since the liquefied natural gas is compressed to low pressure (about 3 bar to 5 bar) while the delivery pump 341 sends the liquefied natural gas, when the second engine 12 is made of a DFDE engine, without a separate pressurized pump, The vaporizer 344 may forcibly vaporize the liquefied natural gas sent by the delivery pump 341 to supply the fuel gas in accordance with the fuel conditions required by the second engine 12.
  • a gas-liquid separator 345 may be provided at the rear end of the vaporizer 344.
  • fuel gas may be supplied in a gaseous state to generate a normal output and to prevent engine failure. Therefore, the liquefied natural gas passing through the vaporizer 344 is supplied to the gas-liquid separator 345, and only the gaseous fuel gas is supplied to the second engine 12 by the gas-liquid separator 345, thereby providing an evaporation gas treatment apparatus for a ship ( 300) can improve the reliability.
  • FIG. 4 is a conceptual diagram illustrating an apparatus 400 for treating a boil-off gas according to a fourth embodiment of the present invention.
  • the apparatus for treating boil-off gas 400 according to a fourth embodiment of the present invention may further include an expansion valve (433) for reducing the evaporated gas passed through the heat exchange unit (332).
  • the expansion valve 433 may be provided at the rear end of the heat exchanger 332.
  • the expansion valve 433 may further increase cooling and expansion by reducing the evaporation gas passing through the reliquefaction expansion unit 331 and the heat exchange unit 332 to improve reliquefaction efficiency.
  • the expansion valve 433 may use a Joule-Thomson Valve.
  • Joule-Thompson valve refers to a valve using the Joule-Thompson effect, that is, the temperature decreases when the fluid is expanded in the absence of work production or heat transfer. Therefore, the boil-off gas cooled while passing through the heat exchange part 332 is adiabaticly expanded and cooled while passing through the expansion valve 433, and re-liquefying of all or part of the boil-off gas may occur.
  • Mc mass flow to compressor
  • Pb Pressure before BOG
  • Ec Energy for Compressor
  • the mass flow rate Mc of the boil-off gas entering the compression unit 321 and the energy required by the compression unit 321 according to the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange unit 332 ( Ec) is changed.
  • the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange part 332 is the optimum pressure Pb1
  • the mass flow rate Mc of the boil-off gas entering the compression part 321 and the compression part 321 Energy Ec required is minimized.
  • the compressor 321a and the cooler are reduced by adjusting the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange part 332 to the optimum pressure Pb1 to reduce the mass flow rate Mc of the boil-off gas entering the compression part 321. It is possible to reduce the size of the (321b) and lower the unit cost. Therefore, a more compact and economical ship boil-off gas treatment apparatus can be manufactured.
  • FIG. 6 shows the mass flow of Re-Liquified BOG (Mr) according to the mass flow of fuel consumption (Mf: Mass flow of Fuel Consumption) consumed by the boil-off gas consumption means (11, 12).
  • Mr Re-Liquified BOG
  • Mf Mass flow of Fuel Consumption
  • the mass flow rate Mr of the re-liquefied gas is changed according to the mass flow rate Mf of the boil-off gas required by the consumption means 11 and 12.
  • the mass flow rate Mf of the boil-off gas required by the consumption means 11 and 12 and the mass flow rate Mr of the boil-off gas to be reliquefied are inversely related. That is, as the mass flow rate Mf of the boil-off gas consumed by the consumption means 11 and 12 increases, the mass flow rate Mr of the boil-off gas to be reliquefied decreases.
  • the pressure (Pb) of the boil-off gas entering the heat exchange unit 332 is reduced while passing through the reliquefaction expansion unit 331, the pressure in front of the reliquefaction expansion unit 331 is called Pb1, the reliquefaction expansion unit (331) When the pressure at the rear end is Pb2, the relationship of Pb1 > Pb2 is established.
  • the mass flow rate (Mr) of the re-liquefied boil-off gas is constant regardless of whether the boil-off gas is reduced in the re-liquefaction expansion unit 331. That is, lowering the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange part 332 through the reliquefaction expansion part 331 does not lower the reliquefaction rate.
  • FIG. 7 is a graph showing a correlation between the mass flow rate Mc of the boil-off gas entering the compression unit 321 according to the mass flow rate Mf of the boil-off gas consumption means 11 and 12.
  • the mass flow rate Mc of the boil-off gas entering the compression unit 321 is changed according to the mass flow rate Mf of the boil-off gas consumed by the consumption means 11 and 12.
  • the mass flow rate Mf of the boil-off gas required by the consumption means 11 and 12 and the mass flow rate Mc of the boil-off gas entering the compression unit 321 are in inverse proportion. That is, as the mass flow rate Mf of the boil-off gas consumed by the consumption means 11 and 12 increases, the mass flow rate Mc of the boil-off gas entering the compression unit 321 decreases.
  • the mass flow rate Mc of the boil-off gas entering the compression part 321 decreases.
  • the compressor 321a and the cooler 321b are reduced by reducing the pressure Pb of the boil-off gas by using the reliquefaction expansion unit 331 to reduce the mass flow rate Mc of the boil-off gas entering the compressor 321. It can reduce the size and lower the cost of equipment. Therefore, a more compact and economical ship boil-off gas treatment apparatus can be manufactured.
  • the energy Ec required by the compression unit 321 is changed according to the mass flow rate Mf of the evaporated gas required by the consumption means 11 and 12.
  • the mass flow rate Mf of the evaporated gas required by the consumption means 11 and 12 and the energy Ec required by the compression unit 321 are inversely related. That is, as the mass flow rate Mf of the boil-off gas required by the consumption means 11 and 12 increases, the energy Ec required by the compression unit 321 decreases.
  • the energy Ec consumed by the compression unit 321 is reduced while the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange unit 332 is reduced from P1 to P2. That is, by using the reliquefaction expansion unit 331 to reduce the pressure (Pb) of the boil-off gas to lower the energy (Ec) required by the compression unit 321 can improve the efficiency of the vessel's boil-off gas treatment apparatus. . That is, the energy used to compress the boil-off gas may be lowered while maintaining the same pressure at the rear end of the compression unit 321.
  • FIG. 9 and 10 are graphs showing the correlation between the mass flow of flash gas (Mg) according to the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange unit 332.
  • the graph of FIG. 9 shows a case where the content of nitrogen contained in the boil-off gas is a mole%
  • the graph of FIG. 10 shows a case where the content of nitrogen contained in the boil-off gas is b mole%.
  • ⁇ b is established.
  • the mass flow rate Mg of the flash gas decreases, the mass flow rate Mc of the boil-off gas entering the compression unit 321 decreases. Therefore, the size of the compression unit 321 can be reduced, and the energy Ec required by the compression unit 321 can be reduced.
  • the mass flow rate Mg of the flash gas depends on the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange unit 332. At this time, the mass flow rate Mg of the flash gas generated when the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange part 332 is the optimum pressure Pb1 is minimized. That is, the mass flow rate Mg of the flash gas generated when the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange part 332 is smaller than the optimum pressure Pb1 increases, and the evaporation enters the heat-exchange part 332. The mass flow rate Mg of the flash gas generated even when the pressure Pb of the gas is larger than the optimum pressure Pb1 is increased.
  • the mass flow rate Mg of the flash gas generated by adjusting the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange part 332 to the optimum pressure Pb1 may be reduced.
  • the amount of flash gas generated is related to temperature as well as pressure. That is, the liquefied gas vaporizes as the pressure drops, and the flash gas is formed. As the temperature rises, the liquefied gas vaporizes to form the flash gas.
  • the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange part 332 is smaller than the optimum pressure Pb1
  • the amount of flash gas generated by the reduced pressure is reduced, but the temperature drop in the heat exchange part 332 is reduced.
  • the amount of flash gas generated is increased. This is because the temperature drop of the heat exchanger 332 occurs at the same time as the decompression process, so that the degree of decrease of the temperature is also reduced when the degree of decompression is small.
  • the nitrogen content of the boil-off gas is related to the amount of liquefied natural gas stored in the storage tank 310.
  • the storage amount of liquefied natural gas stored in the storage tank 310 is large in nitrogen content.
  • the nitrogen content decreases rapidly at the beginning of the generation of the evaporation gas, but decreases to a gentle slope after the evaporation gas is generated to some extent.
  • the nitrogen content is generally between 0 mole% and 10 mole%.
  • the pressure of the front end of the reliquefaction expansion unit 331 according to the content of the nitrogen component (about 300 bar) is adjusted to a value between a minimum of 50 bar and a maximum of 160 bar.
  • the optimum pressure Pb1 is about 140 bar to 160 bar. Therefore, the pressure (about 300 bar) in front of the reliquefaction expansion portion 331 is adjusted to about 150 bar.
  • the optimum pressure (Pb1) is about 50 bar to 70 bar. Therefore, the pressure (about 300 bar) in front of the reliquefaction expansion portion 331 is adjusted to about 60 bar.
  • Evaporation gas treatment apparatus (300, 400) of the ship according to the third and fourth embodiments of the present invention is the boil-off gas supply line 320 to measure the flow rate of the boil-off gas entering the compression unit 321
  • the flow rate of the flash gas may be measured using not only the sensor 353 installed in the boil-off gas circulation line 336 but also the sensors 351 and 352 installed in the boil-off gas supply line 320.
  • the measurement amount of any one of the sensors 351, 352, and 353 is increased, it may be determined that the generation amount of the flash gas is increased.
  • the reliquefaction expansion unit 331 may be provided to adjust the degree of decompression. That is, when the boil-off gas of the same pressure is introduced, the pressure of the boil-off gas flowing into the heat exchange part 332 through the reliquefaction expansion part 331 may be different. Therefore, the flow rate of the flash gas may be adjusted by adjusting the pressure of the boil-off gas that has passed through the reliquefaction expansion unit 331.
  • Such a control method may be equally applied when the degree of decompression of the reliquefaction expansion unit 331 is reduced.
  • the vessel boil-off gas treatment apparatuses 300 and 400 are used for the re-liquefied boil-off gas supplied from the gas-liquid separator 334 to the storage tank 310.
  • the sensor 355 may be further included in the liquefied gas recovery line 335 to measure the supply amount, and the degree of decompression of the reliquefaction expansion unit 331 may be adjusted based on the measured amount of the sensor 355.
  • the flow rate of the sensor 355 increases when the decompression expansion portion 331 increases the depressurization rate, the amount of flash gas generated decreases, so that the pressure Pb of the boil-off gas entering the heat exchange unit 332 is reduced. It is judged that it has changed in the direction approaching this optimum pressure Pb1, and the pressure reduction degree of the reliquefaction expansion part 3311 is continuously increased.
  • the flow rate of the sensor 355 decreases when the degree of decompression expansion of the reliquefaction expansion unit 331 is increased, the amount of flash gas generated increases, so that the pressure Pb of the evaporated gas entering the heat exchange unit 332 is optimal. It is judged that the change in the direction away from the pressure (Pb1) to reduce the degree of decompression of the reliquefaction expansion portion 331.
  • Such a control method may be equally applied when the degree of decompression of the reliquefaction expansion unit 331 is reduced.

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Abstract

선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법이 개시된다. 본 발명의 일 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치는 액화가스 및 증발가스를 수용하는 저장탱크, 저장탱크의 증발가스를 가압하는 압축부를 구비하는 증발가스 공급라인, 압축부를 통과하여 가압된 증발가스를 제1농도의 질소성분을 함유하는 제1가스흐름과 제2농도의 질소성분을 함유하는 제2가스흐름으로 분리하는 질소분리기, 제1가스흐름을 제1소비수단으로 공급하는 제1연료가스 공급라인 및 제2가스흐름을 공급받아 재액화시키는 재액화라인을 포함하여 제공될 수 있다.

Description

선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법
본 발명은 선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 선박의 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 효과적으로 처리할 수 있는 선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법에 관한 것이다.
온실가스 및 각종 대기오염 물질의 배출에 대한 국제해사기구(IMO)의 규제가 강화됨에 따라 조선 및 해운업계에서는 기존 연료인 중유, 디젤유의 이용을 대신하여, 청정 에너지원인 천연가스를 선박의 연료가스로 이용하는 경우가 많아지고 있다.
천연가스(Natural Gas)는 통상적으로 저장 및 수송의 용이성을 위해, 천연가스를 약 섭씨 -162도로 냉각해 그 부피를 1/600로 줄인 무색 투명한 초저온 액체인 액화천연가스(Liquefied Natural Gas)로 상 변화하여 관리 및 운용을 수행하고 있다.
이러한 액화천연가스는 선체에 단열 처리되어 설치되는 저장탱크에 수용되어 저장 및 수송된다. 그러나 액화천연가스를 완전히 단열시켜 수용하는 것은 실질적으로 불가능하므로, 외부의 열이 저장탱크의 내부로 지속적으로 전달되어 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생되는 증발가스가 저장탱크의 내부에 축적되게 된다. 증발가스는 저장탱크의 내부압력을 상승시켜 저장탱크의 변형 및 훼손을 유발할 수 있으므로 증발가스를 처리 및 제거할 필요가 있다.
이에 종래에는 저장탱크의 상측에 마련되는 벤트마스트(Vent mast)로 증발가스를 흘려 보내거나, GCU(Gas Combustion Unit)을 이용하여 증발가스를 태워버리는 방안 등이 이용되었다. 그러나 이는 에너지 효율 면에서 바람직하지 못하므로 증발가스를 액화천연가스와 함께 또는 각각 선박의 엔진에 연료가스로 공급하거나, 냉동 사이클 등으로 이루어지는 재액화장치를 이용해 증발가스를 재액화시켜 활용하는 방안이 이용되고 있다.
한편 천연가스는 메탄(Methane) 외에도 에탄(Ethane), 프로판(Propane), 부탄(Butane), 질소(Nitrogen) 등을 포함하는 혼합물이다. 이 중에서 질소의 끓는 점은 섭씨 약 -195.8도로서, 그 외의 성분인 메탄(끓는 점 섭씨 -161.5도), 에탄(끓는 점 섭씨 -89도) 등에 비해 매우 낮다.
이에 따라 저장탱크 내부에서 자연적으로 기화하여 발생하는 증발가스는 상대적으로 끓는 점이 낮은 질소성분을 많이 함유하게 되고, 이는 증발가스의 재액화 효율을 저하시키는 원인이 되어 증발가스의 활용 및 처리에 영향을 미치게 된다.
또한 증발가스를 선박의 엔진 등에 연료가스로 공급하는 경우에는 증발가스의 질소성분이 연료가스의 발열량 저하에 영향을 미치는 바, 증발가스의 재액화 효율 및 연료가스 발열량을 향상시키되, 연료가스의 효율적인 인용 및 관리를 도모할 수 있는 방안이 요구된다.
본 발명의 실시 예는 증발가스의 재액화 효율을 향상시키고, 증발가스의 효율적인 이용을 도모할 수 있는 선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법을 제공하고자 한다.
본 발명의 실시 예는 엔진에 공급되는 연료가스의 발열량을 효과적으로 조절 및 유지하고, 단순한 구조로서 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있는 선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법을 제공하고자 한다.
본 발명의 실시 예는 에너지 효율을 향상시킬 수 있는 선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법을 제공하고자 한다.
본 발명의 일 측면에 따르면, 액화가스 및 증발가스를 수용하는 저장탱크, 상기 저장탱크의 증발가스를 가압하는 압축부를 구비하는 증발가스 공급라인, 상기 압축부를 통과하여 가압된 증발가스를 제1농도의 질소성분을 함유하는 제1가스흐름과 제2농도의 질소성분을 함유하는 제2가스흐름으로 분리하는 질소분리기, 상기 제1가스흐름을 제1소비수단으로 공급하는 제1연료가스 공급라인 및 상기 제2가스흐름을 공급받아 재액화시키는 재액화라인을 포함하여 제공될 수 있다.
상기 질소분리기는 멤브레인 필터를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 재액화라인은 상기 제2가스흐름을 상기 압축부 전단의 증발가스와 열교환하는 열교환부와, 상기 열교환부를 통과하여 열교환된 상기 제2가스흐름을 감압시키는 팽창밸브와, 상기 팽창밸브를 통과하여 감압된 상기 제2가스흐름을 기체성분과 액체성분으로 분리하는 기액분리기와, 상기 기액분리기에서 분리된 제2가스흐름의 액체성분을 상기 저장탱크로 공급하는 액화가스 회수라인 및 상기 기액분리기에서 분리된 제2가스흐름의 기체성분을 상기 저장탱크 또는 상기 증발가스 공급라인 상의 상기 압축부 전단으로 공급하는 증발가스 순환라인을 포함하여 제공될 수 있다.
상기 압축부의 중단부로부터 분기되어 상기 압축부에 의해 가압된 증발가스를 제2소비수단 또는 GCU(Gas Combustion Unit)로 공급하는 제2연료가스 공급라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.
저장탱크에 수용된 증발가스를 증발가스 소비수단으로 제공하는 증발가스 공급라인, 상기 증발가스 공급라인에 구비되고 상기 증발가스를 가압하는 압축부, 상기 증발가스 공급라인으로부터 분기되고 분기되어 흐르는 증발가스를 재액화하는 재액화라인, 상기 재액화라인과 상기 증발가스 공급라인을 열교환시키는 열교환부; 및 상기 재액화라인에 구비되고 상기 열교환부로 진입하기 전의 증발가스를 팽창시키는 재액화 팽창부를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 열교환부를 통과한 증발가스를 감압시키는 팽창밸브와, 상기 팽창밸브를 통과하여 재액화된 증발가스를 기체성분과 액체성분으로 분리하는 기액분리기를 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 재액화라인은 상기 기액분리기에서 분리된 액체성분을 상기 저장탱크로 공급하는 액화가스 회수라인 및 상기 기액분리기에서 분리된 기체성분을 상기 저장탱크 또는 상기 증발가스 공급라인 상의 상기 압축부 전단으로 공급하는 증발가스 순환라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 재액화 팽창부는 상기 증발가스 공급라인으로부터 분기되어 흐르는 증발가스를 50 bar 내지 160 bar로 감압하도록 마련될 수 있다.
상기 재액화 팽창부는 상기 저장탱크 내 증발가스의 질소성분의 함량에 따라 상기 증발가스 공급라인으로부터 분기되어 흐르는 증발가스의 감압정도를 달리하도록 마련될 수 있다.
상기 재액화 팽창부는 상기 저장탱크 내 증발가스의 질소성분의 함량이 10 mole% 인 경우에 상기 증발가스 공급라인으로부터 분기되어 흐르는 증발가스를 140 bar 내지 160 bar로 감압하고, 상기 저장탱크 내 증발가스의 질소성분의 함량이 0 mole% 인 경우에 상기 증발가스 공급라인으로부터 분기되어 흐르는 증발가스를 50 bar 내지 70 bar로 감압하도록 마련될 수 있다.
상기 재액화 팽창부는 증발가스 공급라인으로부터 분기되어 흐르는 증발가스의 팽창 정도를 달리할 수 있도록 마련되어, 상기 열교환부에 진입하는 증발가스의 압력을 조절하도록 마련될 수 있다.
선박의 증발가스 처리장치를 이용하여 증발가스를 처리하는 선박의 증발가스 처리방법에 있어서, 상기 증발가스 공급라인의 유량을 측정하고, 상기 재액화 팽창부의 감압 정도를 어느 한 방향(증가시키는 방향 또는 감소시키는 방향)으로 조절하였을 때 상기 증발가스 공급라인에서 측정된 유량이 커진다면 상기 재액화 팽창부의 감압 정도를 다른 방향으로 조절하고, 상기 재액화 팽창부의 감압 정도를 어느 한 방향(증가시키는 방향 또는 감소시키는 방향)으로 조절하였을 때, 상기 증발가스 공급라인에서 측정된 유량이 작아진다면 상기 재액화 팽창부의 감압 정도를 상기 한 방향으로 계속하여 조절하도록 마련될 수 있다.
상기 재액화 팽창부를 통해 감압된 증발가스의 압력이 상기 증발가스 공급라인에서 측정되는 유량을 최소로 하는 목표 압력으로 될 때까지 조절하도록 마련될 수 있다.
상기 저장탱크에 저장된 액화가스의 저장량이 변함에 따라 상기 재액화 팽창부의 통해 감압된 증발가스의 상기 목표 압력이 달라지고, 상기 달라진 목표 압력으로 상기 재액화 팽창부의 감압 정도를 조절하도록 마련될 수 있다.
본 발명의 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법은 증발가스의 재액화 효율 및 성능을 향상시키고, 증발가스를 효율적으로 이용 및 관리할 수 있는 효과를 가진다.
본 발명의 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법은 연료가스의 발열량을 효과적으로 조절 및 유지하고, 에너지 효율을 향상시킬 수 있는 효과를 가진다.
본 발명의 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법은 단순한 구조로서 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있는 효과를 가진다.
도 1은 본 발명의 제1 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치를 나타내는 개념도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치를 나타내는 개념도이다.
도 3은 본 발명의 제3 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치를 나타내는 개념도이다.
도 4는 본 발명의 제4 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치를 나타내는 개념도이다.
도 5은 열교환부로 진입하는 증발가스의 압력에 따른 압축부로 진입하는 증발가스의 질량유량 및 압축부에서 소요되는 에너지의 상관관계를 나타내는 그래프이다.
도 6는 증발가스 소비수단에서 소요되는 증발가스의 질량유량에 따른 재액화되는 증발가스의 질량유량의 상관관계를 나타내는 그래프이다.
도 7는 증발가스 소비수단에서 소요되는 증발가스의 질량유량에 따른 압축부로 진입하는 증발가스의 질량유량의 상관관계를 나타내는 그래프이다.
도 8은 증발가스 소비수단에서 소요되는 증발가스의 질량유량에 따른 압축부에서 소요되는 에너지의 상관관계를 나타내는 그래프이다.
도 9과 도 10은 열교환부로 진입하는 증발가스의 압력에 따른 플래쉬 가스의 질량유량의 상관관계를 나타내는 그래프이다.
이하에서는 본 발명의 실시 예를 첨부 도면을 참조하여 상세히 설명한다. 이하의 실시 예는 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 본 발명의 사상을 충분히 전달하기 위해 제시하는 것이다. 본 발명은 여기서 제시한 실시 예만으로 한정되지 않고 다른 형태로 구체화될 수도 있다. 도면은 본 발명을 명확히 하기 위해 설명과 관계 없는 부분의 도시를 생략하고, 이해를 돕기 위해 구성요소의 크기를 다소 과장하여 표현할 수 있다.
본 발명의 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법에 대한 설명 중 선박은 다양한 해양구조물을 포함하는 의미로 이해될 수 있다. 선박은 액화가스를 수송하는 액화가스 수송선뿐만 아니라, 액화가스를 연료로 사용하여 추진 또는 발전할 수 있는 다양한 구조의 해양구조물을 포함한다. 또한 액화가스를 연료로 사용할 수 있는 것이라면 그 형태를 불문하고 본 발명의 선박에 포함될 수 있다. 일 예로, LNG 운반선, LNG RV와 같은 선박을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU와 같은 해양 플랜트 등을 모두 포함하는 개념으로 이해되어야 할 것이다.
또한 본 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치 및 처리방법에 대한 설명에서는 본 발명에 대한 이해를 돕기 위한 일 예로서, 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 적용하여 설명하였으나, 이에 한정되는 것은 아니며 액화에탄가스, 액화탄화수소가스 등 다양한 액화가스 및 이로부터 발생하는 증발가스가 적용되는 경우에도 동일한 기술적 사상으로 동일하게 이해되어야 한다.
도 1은 본 발명의 제1 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(100)을 나타내는 개념도이다.
도 1을 참조하면, 본 발명의 제1 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(100)은 저장탱크(110), 저장탱크(110)의 증발가스를 가압하는 압축부(121)를 구비하는 증발가스 공급라인(120), 압축부(121)에 의해 가압된 증발가스에 함유된 질소성분을 분리하는 질소분리기(130), 질소분리기(130)에 의해 분리된 제1농도의 질소성분을 함유하는 제1가스흐름을 제1소비수단(11)으로 공급하는 제1연료가스 공급라인(150), 질소분리기(130)에 의해 분리된 제2농도의 질소성분을 함유하는 제2가스흐름을 재액화시키는 재액화라인(140), 압축부(121) 중단으로부터 분기되어 압축부(121)에 의해 일부 가압된 증발가스를 제2소비수단(12) 또는 GCU(15)(Gas Combustion Unit, 15)로 공급하는 제2연료가스 공급라인(170), 제1소비수단(11)으로 공급되는 연료가스의 발열량을 측정 및 조절하는 발열량 조절부(160)를 포함하여 마련될 수 있다.
이하 실시 예에서는 본 발명에 대한 이해를 돕기 위한 일 예로서, 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 적용하여 설명하였으나, 이에 한정되는 것은 아니며 액화에탄가스, 액화탄화수소가스 등 다양한 액화가스 및 이로부터 발생하는 증발가스가 적용되는 경우에도 동일한 기술적 사상으로 동일하게 이해되어야 한다.
저장탱크(110)는 액화천연가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용 또는 저장하도록 마련된다. 저장탱크(110)는 외부의 열 침입에 의한 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있다. 저장탱크(110)는 천연가스의 생산지 등으로부터 액화천연가스를 공급받아 수용 또는 저장하여 목적지에 이르러 하역하기까지 액화천연가스 및 증발가스를 안정적으로 보관하되 후술하는 바와 같이 선박의 추진용 소비수단 또는 선박의 발전용 소비수단 등의 연료가스로 이용되도록 마련될 수 있다.
저장탱크(110)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 어려우므로, 저장탱크(110) 내부에는 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생하는 증발가스가 존재하게 된다. 이러한 증발가스는 저장탱크(110)의 내부압력을 상승시켜 저장탱크(110)의 변형 및 폭발 등의 위험을 잠재하고 있으므로 증발가스를 저장탱크(110)로부터 제거 또는 처리할 필요성이 있다. 이에 따라 저장탱크(110) 내부에 발생된 증발가스는 본 발명의 실시 예와 같이 제1연료가스 공급라인(150) 또는 제2연료가스 공급라인(170)에 의해 증발가스 소비수단의 연료가스로 이용되거나 재액화라인(140)에 의해 재액화되어 저장탱크(110)로 재공급될 수 있다. 또한, 도면에는 도시하지 않았으나 저장탱크(110)의 상부에 마련되는 벤트 마스트(미도시)로 공급하여 증발가스를 처리 또는 소모시킬 수도 있다.
증발가스 소비수단은 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스 및 증발가스 등의 연료가스를 공급받아 선박의 추진력을 발생시키거나 선박의 내부 설비 등의 발전용 전원을 발생시킬 수 있다. 증발가스 소비수단은 상대적으로 고압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 제1소비수단(11)과, 상대적으로 저압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 제2소비수단(12)으로 이루어질 수 있다. 일 예로 제1소비수단(11)은 상대적으로 고압의 연료가스로 출력을 발생시킬 수 있는 ME-GI 엔진 또는 X-DF 엔진으로 이루어지고, 제2소비수단(12)은 상대적으로 저압의 연료가스로 출력을 발생시킬 수 있는 DFDE 엔진 등으로 이루어질 수 있다. 그러나 이에 한정되는 것은 아니며, 다양한 수의 엔진 및 다양한 종류의 소비수단이 이용되는 경우에도 동일하게 이해되어야 할 것이다.
증발가스 공급라인(120)은 저장탱크(110)에 존재하는 증발가스를 가압하여 제2소비수단(12)에 연료가스로서 공급하거나, 질소분리기(130)를 거쳐 제1소비수단(11) 및 재액화라인(140)에 공급하도록 마련될 수 있다. 증발가스 공급라인(120)은 입구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부는 후술하는 질소분리기(130)를 거쳐 제1연료가스 공급라인(150) 및 재액화라인(140)에 연결되도록 마련될 수 있다. 증발가스 공급라인(120)에는 증발가스를 제1소비수단이 요구하는 조건에 맞추어 처리할 수 있도록 복수단의 컴프레서(121a)를 구비하는 압축부(121)가 마련된다.
압축부(121)는 증발가스를 압축하는 컴프레서(121a)와 압축되면서 가열된 증발가스를 냉각시키는 쿨러(121b)를 포함할 수 있다. 증발가스 소비수단이 서로 다른 압력조건을 갖는 복수개의 엔진 등으로 이루어지는 경우에는 압축부(121)의 중단부로부터 후술하는 제2연료가스 공급라인(170)이 분기되어 제2소비수단(12) 또는 GCU(15)로 일부 가압된 증발가스를 공급하도록 마련될 수 있다.
압축부(121)는 후술하는 바와 같이 압축부(121)에 의해 가압된 증발가스가 질소분리기(130)를 통과하면서 그 압력이 저하될 우려가 있으므로, 이를 감안하여 제1소비수단(11)이 요구하는 연료가스 압력조건보다 소정의 크기 더 높은 압력으로 증발가스를 가압하여 공급하도록 마련될 수 있다.
도 1에서는 압축부(121)가 5단의 컴프레서(121a) 및 쿨러(121b)로 이루어진 것으로 도시되어 있으나, 이는 일 예로서 엔진의 요구 압력조건 및 온도에 따라 압축부(121)는 다양한 수의 컴프레서(121a) 및 쿨러(121b)로 이루어질 수 있다. 또한 증발가스 공급라인(120) 상의 압축부(121) 전단에는 후술하는 재액화라인(140)의 열교환부(141)가 설치될 수 있으며, 이에 대한 상세한 설명은 후술하도록 한다.
질소분리기(130)는 압축부(121)를 통과하여 가압된 증발가스에 함유된 질소성분을 분리하도록 증발가스 공급라인(120)의 출구 측 단부에 마련될 수 있다. 질소분리기(130)는 가압된 증발가스를 제1농도의 질소성분을 함유하는 제1가스흐름 및 상대적으로 제2농도의 질소성분을 함유하는 제2가스흐름으로 분류하여, 제1가스흐름을 제1연료가스 공급라인(150)으로 공급하여 제1소비수단(11)에 연료가스로 이용되도록 하고, 제2가스흐름은 후술하는 재액화라인(140)으로 공급하도록 마련된다.
본 실시 예에서 설명하는 제1농도의 질소성분 및 제2농도의 질소성분은 각각 고농도의 질소성분 및 저농도의 질소성분을 의미하는 것으로서, 제1농도의 질소성분은 제2농도의 질소성분과 비교하여 상대적으로 고농도의 질소성분을 가지며, 제2농도의 질소성분은 제1농도의 질소성분과 비교하여 상대적으로 저농도의 질소성분을 갖는다. 제1농도 및 제2농도는 특정 수치에 한정되는 것은 아니며 제1농도와 제2농도 간의 농도 차이에 따른 상대적인 의미로 이해되어야 할 것이다.
천연가스는 주성분인 메탄(Methane) 외에도 에탄(Ethane), 프로판(Propane), 부탄(Butane), 질소(Nitrogen) 등을 포함하는 혼합물이다. 이 중 질소의 끓는 점은 섭씨 약 -195.8도로서, 그 외의 성분인 메탄(끓는 점 섭씨 -161.5도), 에탄(끓는 점 섭씨 -89도) 등에 비해 매우 낮다. 이에 따라 저장탱크(110) 내부에서 자연적으로 기화하여 발생하는 자연증발가스는 끓는 점이 낮은 질소성분이 많이 기화되어 질소성분을 많이 함유하게 된다. 이러한 증발가스를 재액화하고자 하는 경우 질소성분은 끓는 점이 낮아 재액화가 매우 어려우므로, 증발가스의 질소성분의 농도가 증가할수록 재액화 효율이 떨어지게 된다.
이에 질소분리기(130)가 증발가스 공급라인(120)을 통과하여 가압된 증발가스에 함유된 질소성분을 분리하여, 제1농도의 질소성분을 함유하는 제1가스흐름은 제1소비수단(11)의 연료가스로 공급하되, 제2농도의 질소성분을 재액화라인(140)으로 공급함으로써, 재액화라인(140)의 증발가스 재액화 성능 및 효율을 향상시킬 수 있다.
질소분리기(130)는 멤브레인 필터로 이루어질 수 있다. 멤브레인 필터는 질소성분과의 친화도가 높은 물질을 구비하고, 가압된 증발가스가 그 압력에 의해 멤브레인 필터를 통과함으로써, 질소성분은 멤브레인 필터에 의해 걸러져 제1연료가스 공급라인(150)으로 공급되고, 메탄 등 질소 외의 성분은 그대로 통과하여 재액화라인(140)으로 공급될 수 있다.
제1연료가스 공급라인(150)은 질소분리기(130)에 의해 분리된 제1농도의 질소성분을 함유하는 제1가스흐름을 제1소비수단(11)에 연료가스로 공급하도록 마련된다. 전술한 바와 같이, 가압된 증발가스는 질소분리기(130)를 거치면서 상대적으로 고농도인 제1농도의 질소성분을 함유하는 제1가스흐름 및 상대적으로 저농도인 제2농도의 질소성분을 함유하는 제2가스흐름으로 분리되는 바, 제1연료가스 공급라인(150)은 이 중 재액화 효율이 떨어지는 제1가스흐름을 공급받아 제1소비수단(11)에 연료가스로서 공급 및 이용함으로써, 연료가스의 효율적인 이용을 도모함과 동시에 제2가스흐름의 재액화 효율을 증대시킬 수 있다.
재액화라인(140)은 질소분리기(130)에 의해 분리되어 제2농도의 질소성분을 함유하는 제2가스흐름을 공급받아 재액화시키도록 마련된다. 재액화하고자 하는 증발가스에 질소 함량이 많을수록 질소성분의 낮은 끓는 점으로 인해 증발가스의 재액화 효율이 떨어지게 되는 바, 재액화라인(140)은 질소분리기(130)에 의해 분리된 저농도의 질소성분을 함유하는 제2가스흐름을 공급받아 재액화시키도록 마련되어, 증발가스의 재액화 효율을 향상시킬 수 있다.
재액화라인(140)은 질소분리기(130)에 의해 분리된 제2가스흐름을 열교환 및 냉각시키는 열교환부(141), 열교환부(141)를 통과한 제2가스흐름을 감압시키는 팽창밸브(142), 팽창밸브(142)를 통과하여 감압된 제2가스흐름을 수용하는 기액분리기(143), 기액분리기(143)에서 분리된 액체 성분을 저장탱크(110)로 재공급하는 액화가스 회수라인(144) 및 기액분리기(143)에서 분리된 기체 성분을 저장탱크(110) 또는 증발가스 공급라인(120) 측으로 재공급하는 증발가스 순환라인(145)을 포함할 수 있다.
열교환부(141)는 재액화라인(140)으로 공급되는 제2가스흐름과 증발가스 공급라인(120)을 따라 이송되는 압축부(121) 전단의 증발가스가 서로 열교환하도록 마련된다. 제2가스흐름은 압축부(121)에 의해 가압되어 온도 및 압력이 상승한 상태이므로, 증발가스 공급라인(120)의 압축부(121)를 통과하기 전의 저온의 증발가스와 서로 열교환함으로써, 재액화라인(140)을 따라 흐르는 가압된 제2가스흐름을 냉각시킬 수 있다. 이와 같이 별도의 냉각장치 없이도 압축부(121) 및 질소분리기(130)를 통과하여 가압된 제2가스흐름을 증발가스 공급라인(120)을 통과하는 저온의 증발가스와 열교환하여 냉각시킬 수 있으므로, 불필요한 전원의 낭비를 방지하고 설비가 단순화되어, 설비 운용의 효율성을 도모할 수 있다.
팽창밸브(142)는 열교환부(141)의 후단에 마련될 수 있다. 팽창밸브(142)는 압축부(121), 질소분리기(130) 및 열교환부(141)를 순차적으로 통과하여 가압 및 냉각된 제2가스흐름을 감압하여 추가적으로 냉각 및 팽창시켜 제2가스흐름을 재액화시킬 수 있다. 팽창밸브(142)는 일 예로 줄-톰슨 밸브(Joule-Thomson Valve)로 이루어질 수 있다.
기액분리기(143)는 팽창밸브(142)를 통과하면서 냉각 및 감압되어 재액화된 제2가스흐름을 수용하여 재액화된 제2가스흐름의 액체 성분 및 기체 성분을 분리하도록 마련된다. 제2가스흐름은 팽창밸브(142)를 통과 시 대부분 재액화가 이루어지기는 하나, 감압하는 과정에서 플래쉬 가스(Flash Gas)가 발생함으로써 기체 성분이 발생할 수 있다. 이에 따라 열교환부(141) 및 팽창밸브(142)를 통과하여 기액분리기(143)로 공급된 제2가스흐름 중 분리된 액체 성분은 후술하는 액화가스 회수라인(144)을 통해 저장탱크(110)로 재공급하고, 분리된 기체 성분은 후술하는 증발가스 순환라인(145)에 의해 저장탱크(110) 또는 증발가스 공급라인(120)으로 재공급하도록 마련될 수 있다.
액화가스 회수라인(144)은 기액분리기(143)에 의해 분리된 증발가스의 액체 성분을 저장탱크(110)로 재공급하도록 기액분리기(143)와 저장탱크(110) 사이에 마련될 수 있다. 액화가스 회수라인(144)은 그 입구 측 단부가 기액분리기(143)의 하측에 연통되어 마련되고, 출구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연통되어 마련될 수 있다. 액화가스 회수라인(144)에는 저장탱크(110)로 회수되는 재액화된 제2가스흐름의 공급량을 조절하는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있다.
증발가스 순환라인(145)은 기액분리기(143)에 의해 분리된 증발가스의 기체 성분을 저장탱크(110) 또는 증발가스 공급라인(120)으로 재공급하도록 기액분리기(143)와 저장탱크(110) 또는 기액분리기(143)와 증발가스 공급라인(120) 사이에 마련될 수 있다. 도 1에서는 증발가스 순환라인(145)이 기액분리기(143) 내부의 기체 성분이 증발가스 공급라인(120) 상의 압축부(121) 전단으로 재공급하는 것으로 도시되어 있으나, 이 외에도 기액분리기(143)로부터 저장탱크(110)로 재공급하거나, 증발가스 공급라인(120) 및 저장탱크(110)로 함께 재공급하는 경우를 모두 포함한다.
제2연료가스 공급라인(170)은 제1연료가스 공급라인(150)의 압축부(121)의 중단부로부터 분기되어 마련되어 일부 가압된 증발가스를 제2소비수단(12) 또는 GCU(15)로 공급하도록 마련된다. 제2연료가스 공급라인(170)은 입구 측 단부가 압축부(121)의 중단부에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부는 분기되어 일측은 제2소비수단(12), 타측은 GCU(15)에 연결되어 마련될 수 있다.
제2소비수단(12)은 상대적으로 저압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키므로, 증발가스를 압축하는 압축부(121)의 중단부로부터 분기되어 마련됨으로써, 일부 가압된 증발가스를 연료가스로 공급받아 작동될 수 있다. GCU(15)는 제2소비수단(12)이 요구하는 연료가스의 공급량보다 제2연료가스 공급라인(170)을 통해 공급되는 일부 가압된 증발가스의 공급량이 더 많은 경우, 잉여의 일부 가압된 증발가스를 공급받아 소모시키도록 마련된다.
발열량 조절부(160)는 제1소비수단(11)으로 공급되는 연료가스의 발열량을 측정 및 조절하도록 마련된다.
발열량(Heating Value)이란 단위질량의 연료가스가 완전 연소 했을 때 방출하는 열량을 의미한다. 천연가스는 중의 메탄, 부탄 및 프로판은 상대적으로 발열량이 높아 연료가스의 발열량을 상승시키는 성분(메탄의 발열량: 약 12,000kcal/kg, 부탄의 발열량: 약 11,863 kcal/kg, 프로판의 발열량: 약 2,000kcal/kg)인 반면, 질소의 발열량은 매우 낮아(질소의 발열량: 약 60kcal/kg), 질소성분의 절대적인 함량 또는 농도가 높을수록 연료가스의 총 발열량은 낮아지게 된다. 이 때 증발가스 소비수단으로 공급되는 연료가스의 총 발열량이 과도하게 낮아 증발가스 소비수단이 요구하는 최소 조건 발열량을 충족시키지 못하는 경우에는 증발가스 소비수단의 출력에 영향을 미치고, 증발가스 소비수단에 불필요한 부하를 발생시키는 원인이 된다.
전술한 바와 같이, 재액화라인(140)의 재액화 효율 상승을 위해 질소분리기(130)가 가압된 증발가스 중 저농도의 질소성분을 함유하는 제2가스흐름은 재액화라인(140)으로 공급하고, 제1가스흐름은 제1연료가스 공급라인(150)으로 공급하는 바, 제1가스흐름에 포함되는 고농도의 질소성분에 의해 제1가스흐름의 발열량이 제1소비수단(11)이 요구하는 조건 발열량보다 낮아질 우려가 있다.
도 1을 참조하면, 본 발명의 제1 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(100)의 발열량 조절부(160)는 제1소비수단(11)으로 공급되는 연료가스의 발열량을 측정 또는 산출하는 발열량 측정기(161) 및 압축부(121)에 의해 가압된 증발가스를 제1연료가스 공급라인(150)으로 공급하는 발열량 상승라인(162)을 포함할 수 있다.
발열량 측정기(161)는 제1연료가스 공급라인(150)에 제1소비수단(11)으로 공급되는 제1가스흐름을 포함한 연료가스의 발열량을 실시간으로 측정할 수 있다. 발열량 측정기(161)는 디스플레이 등으로 이루어지는 표시부(미도시)로 측정된 연료가스의 발열량 정보를 전송하여 선박의 탑승자에게 이를 알리거나, 측정된 연료가스의 발열량 정보를 제어부(미도시)로 전송하고, 제어부는 기 입력된 제1소비수단(11)의 조건 발열량과 발열량 측정기(161)로부터 전송된 연료가스의 발열량 정보를 비교 분석하여 후술하는 발열량 상승라인(162)에 마련되는 유량조절밸브(163)의 개폐 정도를 제어할 수 있다.
도 1에서는 발열량 측정기(161)가 제1연료가스 공급라인(150) 상에 마련되어 연료가스의 발열량을 측정하는 것으로 도시되어 있으나, 제1소비수단(11)으로 공급되는 연료가스의 발열량을 측정할 수 있다면 그 위치는 다양하게 변형될 수 있다.
발열량 상승라인(162)은 입구 측 단부가 증발가스 공급라인(120) 상의 압축부(121) 후단에 연결되고, 출구 측 단부가 제1연료가스 공급라인(150)에 연결되어 마련될 수 있다. 발열량 상승라인(162)은 압축부(121)를 통과하여 가압된 증발가스를 질소분리기(130)를 거치지 않고 곧바로 제1연료가스 공급라인(150)을 흐르는 제1가스흐름으로 합류하도록 한다. 이로써 제1소비수단(11)으로 공급되는 제1가스흐름 및 가압된 증발가스로 이루어지는 연료가스의 질소성분의 농도는 낮추고, 메탄 및 부탄 등 고 발열량을 갖는 성분의 농도는 상승시켜 연료가스의 총 발열량을 상승시킬 수 있다.
발열량 상승라인(162)에는 발열량 상승라인(162)을 따라 흐르는 가압된 증발가스의 공급량을 조절하는 유량조절밸브(163)가 마련될 수 있다. 유량조절밸브(163)는 발열량 측정기(161)에 의해 측정된 연료가스의 발열량 정보 및 제1소비수단(11)의 조건 발열량 정보에 근거하여 작업자에 의한 수동 또는 제어부에 의해 자동적으로 그 개폐정도가 조절되어 발열량 상승라인(162)을 따라 흐르는 가압된 증발가스의 공급량을 제어할 수 있다.
이하에서는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(200)에 대해 설명한다.
도 2는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(200)을 나타내는 개념도이다. 도 2를 참조하면 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(200)의 발열량 조절부(260)는 제1소비수단으로 공급되는 연료가스의 발열량을 측정 또는 산출하는 발열량 측정기(261), 압축부(121)에 의해 가압된 증발가스를 제1연료가스 공급라인(150)으로 공급하는 발열량 상승라인(262) 및 제1연료가스 공급라인(150)을 따라 공급되는 제1가스흐름을 재액화라인(140)으로 순환시키는 발열량 조절라인(264)을 포함할 수 있다.
이하에서 설명하는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(200)에 대한 설명 중 별도의 도면부호를 들어 추가적으로 설명하는 구성 외에는 전술한 제1 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(100)에 대한 설명과 동일한 것으로서 내용의 중복을 방지하기 위해 설명을 생략한다.
발열량 측정기(261)는 제1연료가스 공급라인(150)에 제1소비수단으로 공급되는 제1가스흐름의 일부를 포함한 연료가스의 발열량을 실시간으로 측정할 수 있다. 발열량 측정기(261)는 디스플레이 등으로 이루어지는 표시부(미도시)로 측정된 연료가스의 발열량 정보를 전송하여 선박의 탑승자에게 이를 알리거나, 측정된 연료가스의 발열량 정보를 제어부(미도시)로 전송하고, 제어부는 기 입력된 제1소비수단의 조건 발열량과 발열량 측정기(261)로부터 전송된 연료가스의 발열량 정보를 비교 분석하여 후술하는 발열량 상승라인(262) 또는 또는 발열량 조절라인(264)에 마련되는 각 유량조절밸브(263, 265)의 개폐 정도를 제어할 수 있다.
도 2에서는 발열량 측정기(261)가 제1연료가스 공급라인(150) 상에 마련되어 연료가스의 발열량을 측정하는 것으로 도시되어 있으나, 제1소비수단으로 공급되는 연료가스의 발열량을 측정할 수 있다면 그 위치는 다양하게 변형될 수 있다.
발열량 상승라인(262)은 입구 측 단부가 증발가스 공급라인(120) 상의 압축부(121) 후단에 연결되고, 출구 측 단부가 제1연료가스 공급라인(150)에 연결되어 마련될 수 있다. 발열량 상승라인(262)은 압축부(121)를 통과하여 가압된 증발가스를 질소분리기(130)를 거치지 않고 곧바로 제1연료가스 공급라인(150)을 흐르는 제1가스흐름으로 합류하도록 한다. 이로써 제1소비수단으로 공급되는 연료가스의 질소성분의 농도는 낮추고, 메탄 및 부탄 등 고 발열량을 갖는 성분의 농도는 상승시켜 연료가스의 총 발열량을 상승시킬 수 있다.
발열량 상승라인(262)에는 발열량 상승라인(262)을 따라 흐르는 가압된 증발가스의 공급량을 조절하는 유량조절밸브(263)가 마련될 수 있다. 유량조절밸브(263)는 발열량 측정기(261)에 의해 측정된 연료가스의 발열량 정보 및 제1소비수단의 조건 발열량 정보에 근거하여 작업자에 의한 수동 또는 제어부에 의해 자동적으로 그 개폐정도가 조절되어 발열량 상승라인(262)을 따라 흐르는 가압된 증발가스의 공급량을 제어할 수 있다.
발열량 조절라인(264)은 입구 측 단부가 제1연료가스 공급라인(150) 상에 연결되되 발열량 상승라인(262)이 합류하는 지점 전단에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부가 재액화라인(140) 상에 연결되어 마련될 수 있다. 전술한 바와 같이, 제1가스흐름은 고농도의 질소성분을 함유하는 바, 가압된 증발가스에 비해 발열량이 낮다. 따라서 제1연료가스 공급라인(150)을 따라 흐르는 제1가스흐름의 일부를 재액화라인(140) 측으로 순환시켜 제1소비수단으로 공급되는 연료가스의 총 발열량을 상승 및 조절할 수 있다. 이와 동시에, 발열량 조절라인(264)이 제1가스흐름의 일부를 재액화라인(140)으로 회수함으로써, 제1소비수단의 연료가스의 요구 공급량에 대응하여 발열량 상승라인(262)를 통한 가압된 증발가스의 합류에 의한 연료가스의 총 공급량의 과도한 상승을 방지하고, 연료가스의 공급량을 효율적으로 조절할 수 있게 된다.
발열량 조절라인(264)에는 발열량 조절라인(264)을 따라 흐르는 일부의 제1가스흐름의 공급량을 조절하는 유량조절밸브(265)가 마련될 수 있다. 유량조절밸브(265)는 발열량 측정기(261)에 의해 측정된 연료가스의 발열량 정보 및 제1소비수단의 조건 발열량 정보에 근거하여 작업자에 의한 수동 또는 제어부에 의해 자동적으로 그 개폐정도가 조절되어 발열량 조절라인(264)을 따라 흐르는 일부의 제1가스흐름의 공급량을 제어할 수 있다. 또한 이와는 달리, 도면에는 도시되지 않았으나 제1연료가스 공급라인(150) 또는 제1소비수단에 설치되는 유량감지부(미도시)에 의해 측정된 연료가스 공급량 정보에 근거하여 발열량 조절라인(264)에 마련되는 유량조절밸브(265)의 개폐정도가 제어될 수도 있다.
이하에서는 본 발명의 제3 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(200)에 대해 설명한다.
도 3은 본 발명의 제3 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(300)를 나타내는 개념도로서, 도 3을 참고하면, 본 발명의 제3 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(300)는 저장탱크(310)로부터 발생하는 증발가스를 증발가스 소비수단(11, 12)으로 공급하는 증발가스 공급라인(320), 증발가스 공급라인(320)을 통과하는 증발가스의 일부를 재액화시키는 재액화라인(330) 및 저장탱크(310)의 액화가스를 증발가스 소비수단(11, 12)으로 공급하는 액화가스 공급라인(340)을 포함할 수 있다.
증발가스 공급라인(320)은 저장탱크(310)로부터 발생하는 증발가스를 증발가스 소비수단(11, 12)으로 제공하는 유로이다.
증발가스 공급라인(320)의 일 단은 저장탱크(310)의 내부에 연결되고, 타 단은 후술하는 액화가스 공급라인(340)과 합류하여 증발가스 소비수단(11, 12)에 연결되도록 마련된다. 그리고 증발가스 공급라인(320)은 저장탱크(310) 내부의 증발가스를 공급받을 수 있도록 입구 측 단부가 저장탱크(310) 내부의 상측에 배치될 수 있다.
저장탱크(310)는 액화천연가스 및 증발가스를 수용 또는 저장하도록 마련된다. 저장탱크(310)는 외부의 열 침입에 의한 액화천연가스의 기화를 최소화할 수 있도록 단열 처리된 멤브레인 타입의 화물창으로 마련될 수 있다. 저장탱크(310)는 천연가스의 생산지 등으로부터 액화천연가스를 공급받아 수용 또는 저장하여 목적지에 이르러 하역하기까지 액화천연가스 및 증발가스를 안정적으로 보관하되 후술하는 바와 같이 선박의 추진용 엔진 또는 선박의 발전용 엔진 등의 연료가스로 이용되도록 마련될 수 있다.
저장탱크(310)는 액화천연가스를 액체 상태로 유지하기 위해 내부압력을 1 bar로 유지하거나 연료공급조건을 고려해 그보다 높은 압력으로 유지할 수 있고, 내부온도를 -163도 이하로 유지할 수 있도록 마련될 수 있다.
저장탱크(310)는 일반적으로 단열 처리되어 설치되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 실질적으로 어려우므로, 저장탱크(310) 내부에는 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생하는 증발가스가 존재하게 된다. 이러한 증발가스는 저장탱크(310)의 내부압력을 상승시켜 저장탱크(310)를 변형시키거나 폭발시키는 등의 위험을 잠재하고 있으므로 증발가스를 저장탱크(310)로부터 제거 또는 처리할 필요성이 있다.
이에 따라 저장탱크(310) 내부에 발생된 증발가스는 본 발명의 실시 예와 같이 증발가스 공급라인(320)에 의해 증발가스 소비수단(11, 12)에서 소비되거나 재액화라인(330)에 의해 재액화되어 저장탱크(310)로 재공급될 수 있다.
또는, 도면에는 도시하지 않았으나 이와 달리 저장탱크(310)의 상부에 마련되는 벤트마스트(미도시) 또는 GCU(Gas Combustion Unit, 미도시)에 증발가스를 공급함으로써 증발가스를 추가적으로 처리 또는 소모시킬 수도 있다. 그러나 본 발명의 실시 예에 따른 해양구조물은 증발가스를 소모시키는 대신 증발가스를 증발가스 소비수단(11, 12)에 제공하여 효율적으로 이용하는 한편, 잉여 증발가스를 재액화하여 저장탱크(310)로 복귀시킬 수 있다.
도면에는 하나의 저장탱크(310)가 도시되어 있지만, 이는 편의상 나타낸 것에 불과하고, 저장탱크(310)의 개수 및 종류는 다양하게 마련될 수 있다.
증발가스 소비수단(11, 12)은 엔진, 제너레이터, 터빈 등을 포함하며, 증발가스를 원료로 하거나 이를 이용하여 에너지 등을 생산할 수 있다. 증발가스를 원료로 하는 엔진은 저장탱크(310)에 수용된 액화천연가스 및/또는 증발가스 등의 연료를 공급받아 선박의 추진력을 발생시키거나 선박의 내부 설비 등의 발전용 전원을 발생시킬 수 있다.
일 예로, 엔진은 저압의 연료(약 5 내지 8 bar)로 출력을 발생시킬 수 있는 DFDE 엔진, 중압의 연료가스(약 15 내지 20 bar)로 출력을 발생시킬 수 있는 X-DF 엔진, 고압의 연료가스(약 150 내지 300 bar)로 출력을(발생시킬 수 있는 ME-GI 엔진 등을 포함할 수 있다. 그러나 이에 한정되는 것은 아니며, 다양한 수의 엔진 및 다양한 종류의 엔진이 이용되는 경우에도 동일하게 이해되어야 할 것이다.
본 발명의 제3 실시 예에 나타나는 증발가스 소비수단(11, 12)은 고압의 천연가스를 이용하는 제1소비수단(11)과, 중압 또는 저압의 천연가스를 이용하는 제2소비수단(12)을 포함한다. 일 예로, 제1소비수단(11)은 ME-GI 엔진일 수 있으며, 제2소비수단(12)은 DFDE 엔진일 수 있다.
본 발명의 제3 실시 예에 따른 선박의 증발가스 처리장치(300)는 증발가스 공급(320)에 구비되어 증발가스를 가압 및 냉각하는 압축부(321)를 포함한다. 그리고 압축부(321)는 증발가스 공급라인(320) 상에서 후술하는 재액화라인(330)이 분기되는 지점의 전단에 마련되어 증발가스를 가압할 수 있다. 그러나 필요에 따라서는 재액화라인(330)이 분기되는 지점의 후단에 압축부(321)가 마련되는 것도 가능하다.
압축부(321)는 증발가스를 압축하는 압축기(321a)와 압축 과정 동안에 온도가 상승한 증발가스를 냉각하는 냉각기(321b)를 포함할 수 있다.
이 때, 압축부(321)는 다단으로 마련될 수 있다. 즉, 다단 압축기(321a)와 각각의 압축기(321a) 사이에 마련되는 냉각기(321b)를 포함할 수 있다. 한편, 일부 냉각기(321b)는 생략될 수 있으며, 마지막 압축기(321a) 후단에 냉각기(321b)가 마련되는 것을 포함한다.
도 3에서는 압축부(321)가 3단의 압축기(321a) 및 냉각기(321b)로 이루어진 것으로 도시되어 있으나, 이는 일 예에 불과한 것으로, 증발가스 소비수단(11, 12)이 요구하는 압력 조건 및/또는 온도에 따라 압축부(321)를 구성하는 압축기(321a) 및/또는 냉각기(321b)의 구성은 달라질 수 있다.
한편, 위에서 설명한 것과 같이 제1소비수단(11) 내지 제2소비수단(12)은 각각 요구하는 연료의 조건이 상이할 수 있다. 일 예로, 제1소비수단(11)은 고압 상태의 천연가스를 원료로 하고, 제2소비수단(12)은 저압 상태의 천연가스를 원료로 할 수 있다. 이 때, 다단으로 마련되는 압축부(321)는 증발가스를 가압 및 냉각하여 소비수단(11, 12)이 요구하는 압력 및 온도 상태로 조절할 수 있다.
또한 증발가스 공급라인(320) 상의 압축부(321) 전단에는 후술하는 재액화라인(330)의 열교환부(332)가 설치될 수 있으며, 이에 대한 상세한 설명은 후술하도록 한다.
증발가스 공급라인(320)은 고압 증발가스 공급라인(322)과 저압 증발가스 공급라인(323)을 포함할 수 있다. 고압 증발가스 공급라인(322)은 압축부(321)의 후단에 연결되어 제1소비수단(11)과 연결된다. 고압 증발가스 공급라인(322)을 통해 제1소비수단(11)으로 제공되는 증발가스는 다단 압축기(321a)를 구비하는 압축부(321)를 통과하면서 고압으로 압축이 완료된 상태이기 때문에 고압 천연가스를 원료로 하는 제1소비수단(11)이 요구하는 상태의 증발가스를 제공할 수 있다.
그리고 저압 증발가스 공급라인(323)은 압축부(321)의 중간에서 분기되어 제2소비수단(12)과 연결된다. 저압 증발가스 공급라인(323)을 통해 제2소비수단(12)으로 제공되는 증발가스는 압축기(321a)의 일부만을 통과한 상태이기 때문에 제2소비수단(12)이 요구하는 저압 상태에서 분기될 수 있다.
한편, 저압 증발가스 공급라인(323)이 분기되는 지점은 도면과 달리 마련될 수 있다. 즉, 제2소비수단(12)이 필요로 하는 증발가스의 압력 및 온도 조건에 따라 저압 증발가스 공급라인(323)은 다단으로 마련되는 압축부(321)의 중간의 일 지점에서 분기될 수 있다.
한편, 고압 증발가스 공급라인(322)은 제1개폐밸브(322a)를 포함하고, 저압 증발가스 공급라인(323)은 제2개폐밸브(323a)를 포함할 수 있다. 제1개폐밸브(322a)는 제1소비수단(11)을 가동하는 때에 개방되도록 고압 증발가스 공급라인(322)의 개폐를 조절할 수 있다. 그리고 제2개폐밸브(323a)는 제2소비수단(12)을 가동하는 때에 개방되도록 저압 증발가스 공급라인(323)의 개폐를 조절할 수 있다.
재액화라인(330)은 증발가스 공급라인(320)에서 분기된 고압의 증발가스를 팽창시키는 재액화 팽창부(331), 재액화 팽창부(331)를 통과한 증발가스를 열교환 및 냉각시키는 열교환부(332), 열교환부(332)를 통과하여 재액화된 증발가스를 수용하는 기액분리기(334), 기액분리기(334)에서 분리된 액체성분의 증발가스를 저장탱크(310)로 재공급하는 액화가스 회수라인(335) 및 기액분리기(334)에서 분리된 기체성분의 증발가스를 저장탱크(310) 또는 증발가스 공급라인(320)으로 공급하는 증발가스 순환라인(336)을 구비할 수 있다.
재액화라인(330)은 제1소비수단(11) 및 제2소비수단(12)에서 소비되지 못하고 남은 잉여 증발가스를 재액화시킨 후에 저장탱크(310)로 복귀시킬 수 있다. 즉, 증발가스는 재액화라인(330)을 지나면서 감압 및 냉각되어 액화가스로 상변화된 후 저장탱크(310)로 복귀할 수 있다.
재액화라인(330)은 증발가스 공급라인(320)으로부터 분기될 수 있다. 일 예로, 압축부(321) 후단과 제1개폐밸브(322a) 사이에서 분기될 수 있다.
재액화라인(330)과 증발가스 공급라인(320)이 분기되는 지점에는 삼방밸브(미도시)가 마련될 수 있으며, 삼방밸브는 제1소비수단(11) 또는 재액화라인(330)으로 공급되는 증발가스의 공급량을 조절할 수 있다. 삼방밸브는 작업자가 수동으로 개폐여부 및 개폐정도를 조절하거나, 제어부(미도시)에 의해 그 작동이 자동적으로 구현될 수도 있다.
한편, 도면과 달리 재액화라인(330)은 압축부(321)의 도중으로부터 분기될 수도 있다. 또는, 재액화라인(330)은 압축부(321)의 후단으로부터 분기되는 제1재액화라인(미도시)과 압축부(321)의 도중으로부터 분기되는 제2재액화라인(미도시)을 모두 포함할 수도 있다. 한편, 제1재액화라인과 제2재액화라인은 각각 저장탱크(310)로 유입되거나 하나의 유로로 합류한 후에 저장탱크(310)로 유입될 수 있다. 후자의 경우에 제1재액화라인과 제2재액화라인을 지나는 증발가스의 압력이 서로 다르기 때문에, 두 재액화라인이 합류하기 전에 각각의 재액화라인을 지나는 증발가스의 압력을 동일하게 조절할 수 있는 압력 조절수단(미도시)이 더 마련될 수 있다.
재액화 팽창부(331)는 압축부(321)에서 고압으로 압축된 증발가스를 팽창시킴으로써 감압할 수 있다. 도면에는 재액화 팽창부(331)의 일 예로 팽창밸브를 도시하였지만, 재액화 팽창부(331)는 증발가스를 감압할 수 있는 다양한 장치로 마련될 수 있다.
열교환부(332)는 재액화 팽창부(331)를 통과하여 감압된 증발가스와 증발가스 공급라인(320)을 통과하는 압축부(321) 전단의 증발가스를 서로 열교환하도록 마련될 수 있다. 재액화 팽창부(331)를 통과한 증발가스는 압축부(321)를 지나면서 가압되어 온도가 상승하므로, 증발가스 공급라인(320)의 압축부(321)를 통과하기 전의 저온의 증발가스와 서로 열교환함으로써 재액화라인(330)을 통과하는 증발가스를 냉각시킬 수 있다.
이와 같이 별도의 냉각장치 없이, 재액화 팽창부(331)를 통과하여 감압된 증발가스를 증발가스 공급라인(320)을 통과하는 증발가스와 열교환하여 냉각시킬 수 있으므로, 불필요한 전원의 낭비를 방지하고 설비 운용의 효율성을 도모할 수 있다.
한편, 열교환부(332)는 재액화라인(330)을 통과하는 증발가스를 증발가스 공급라인(320)의 증발가스와 열교환 시키는 대신, 재액화라인(330)을 통과하는 증발가스를 별도의 냉각장치를 이용하여 냉각할 수도 있다. 일 예로, 액화질소를 이용하는 냉각장치를 이용하여 재액화라인(330)을 통과하는 증발가스를 냉각할 수 있다.
한편, 열교환부(332)는 재액화라인(330)을 통과하는 증발가스를 냉각하기 위해 증발가스 공급라인(320)의 증발가스와 열교환시키는 것에 더하여 별도의 냉각장치를 더 이용할 수도 있다.
재액화라인(330)을 따라 흐르는 증발가스는 재액화 팽창부(331)와 열교환부(332)를 통과하면서 재액화될 수 있다. 이 때, 증발가스의 재액화는 전량이 재액화되는 것과 일부만이 재액화되는 것을 포함한다.
증발가스는 온도가 떨어지면서 재액화되고, 재액화된 증발가스는 감압 과정에서 일부 기화가 발생한다. 저장탱크(310)에 주입하기 위해서는 증발가스를 감압하여야 하는데, 증발가스를 액화한 후에 감압하는 경우 액화된 증발가스가 기화되는 양이 증가할 수 있다. 따라서, 적절한 온도 및 압력 조건에 맞추어 감압과 냉각을 모두 실시하는 것이 바람직하다.
재액화라인(330)을 따라 흐르는 증발가스는 재액화 팽창부(331)를 지나면서 감압되는 동시에 열교환부(332)를 지나면서 냉각되기 때문에 재액화가 발생하게 된다.
기액분리기(334)는 재액화 팽창부(331)와 열교환부(332)를 통과하면서 부분 재액화된 증발가스를 수용하여 재액화된 증발가스의 액체성분과 기체성분을 분리한다. 가압된 증발가스가 감압 및 냉각되면서 대부분의 증발가스의 재액화가 이루어지나, 이 과정에서 플래쉬 가스(Flash Gas)가 발생함으로써 재액화된 증발가스의 기체성분이 발생할 수 있기 때문이다.
기액분리기(334)에 의해 분리된 재액화된 증발가스의 액체성분은 후술하는 액화가스 회수라인(335)에 의해 저장탱크(310)로 재공급하고, 분리된 재액화된 증발가스의 기체성분은 후술하는 증발가스 순환라인(336)에 의해 저장탱크(310) 또는 증발가스 공급라인(320)으로 재공급하도록 마련될 수 있다.
액화가스 회수라인(335)은 기액분리기(334)에 의해 분리된 증발가스의 액체성분을 저장탱크(310)로 재공급하도록 기액분리기(334)와 저장탱크(310)를 연결할 수 있다. 액화가스 회수라인(335)은 그 입구 측 단부가 기액분리기(334)의 하측에 연결되어 마련되고, 출구 측 단부가 저장탱크(310) 내부에 연결되어 마련될 수 있다. 액화가스 회수라인(335)에는 저장탱크(310)로 회수되는 재액화된 증발가스의 공급량을 조절하는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있다.
증발가스 순환라인(336)은 기액분리기(334)에 의해 분리된 재액화된 증발가스의 기체성분을 저장탱크(310) 또는 증발가스 공급라인(320)으로 재공급하도록 기액분리기(334)와 저장탱크(310) 또는 기액분리기(334)와 증발가스 공급라인(320)을 연결하도록 마련될 수 있다. 도면에서는 증발가스 순환라인(336)이 기액분리기(334) 내부의 기체성분이 증발가스 공급라인(320) 상의 압축부(321) 전단으로 재공급하는 것으로 도시되어 있으나, 이 외에도 증발가스 순환라인(336)은 기액분리기(334) 내부의 기체성분을 기액분리기(334)로부터 저장탱크(310)로 재공급하거나, 증발가스 공급라인(320) 및 저장탱크(310)로 함께 재공급하는 경우를 포함한다.
액화가스 공급라인(340)은 저장탱크(310)에 수용 또는 저장된 액화천연가스를 엔진, 제너레이터, 및/또는 터빈 등에 공급하도록 마련될 수 있다.
도면에는 액화가스 공급라인(340)이 액화천연가스를 증발가스 소비수단(11, 12)으로 공급하는 것을 도시하였다. 다만, 이는 일 예를 나타낸 것으로, 액화가스 공급라인(340)은 증발가스 소비수단(11, 12)과 별도의 장치에 액화천연가스를 공급하도록 마련될 수 있다.
이하에서는 액화가스 공급라인(340)이 제1소비수단(11)과 제2소비수단(12)에 각각 연결되는 것을 예로 들어 설명하도록 한다. 이 때, 제1소비수단(11)과 제2소비수단(12)은 엔진을 예로 들어 설명하도록 한다.
액화가스 공급라인(340)은 그 일 단이 저장탱크(310)의 내부에 연결되어 마련되고, 타 단은 후술하는 증발가스 공급라인(320)과 합류하여 엔진(11, 12)에 연결되도록 마련될 수 있다. 액화가스 공급라인(340)의 입구 측 단부는 저장탱크(310) 내부의 하측에 배치될 수 있으며, 액화천연가스를 엔진(11, 12) 측으로 공급하기 위한 송출펌프(341)가 마련될 수 있다.
전술한 바와 같이 엔진(11, 12)이 상대적으로 고압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 제1엔진(11) 및 상대적으로 저압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 제2엔진(12)으로 이루어지는 경우에는 액화가스 공급라인(340)은 각 엔진(11, 12)의 연료가스 요구조건에 맞추어 액화천연가스를 처리할 수 있도록 제2액화가스 공급라인(340b) 및 제1액화가스 공급라인(340a)을 포함하여 마련될 수 있다.
제1액화가스 공급라인(340a)은 송출펌프(341)에 의해 송출된 액화천연가스를 상대적으로 고압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 제1엔진(11)으로 공급할 수 있다. 이를 위해 제1액화가스 공급라인(340a)에는 액화천연가스를 압축하는 가압펌프(342)가 마련될 수 있다. 가압펌프(342)는 제1엔진(11)이 요구하는 연료가스의 압력조건에 맞추어 액화천연가스를 압축할 수 있으며, 일 예로 제1엔진(11)이 ME-GI 엔진으로 이루어지는 경우에는 가압펌프(342)는 액화천연가스를 약 250-300 bar의 압력조건으로 압축시켜 공급할 수 있다. 가압펌프(342)에 의해 압축된 액화천연가스는 기화기(343)를 통과하며 강제 기화된 후, 증발가스 공급라인(320)과 합류하여 제1엔진(11)에 연료가스로서 공급될 수 있다.
한편 가압펌프(342)의 유지 보수가 요구되거나 가압펌프(342)에 부하가 가중되어 전원을 차단해야 하는 경우에, 가압펌프(342)의 전원을 일시에 차단하게 되면 압축된 액화천연가스가 가압펌프(342) 또는 기타 구성에 영향을 미쳐 가압펌프(342)의 고장 또는 안전사고 등이 발생할 우려가 있다. 또한 가압펌프(342)의 유지 보수가 요구되거나 가압펌프(342)가 부하가 가중되어 전원을 차단해야 하나, 엔진의 지속적인 작동이 요구되는 경우가 있을 수 있다.
이를 위해 제1액화가스 공급라인(340a)에는 바이패스라인(340c)이 마련될 수 있다. 바이패스라인(340c)의 입구 측 단부는 제1액화가스 공급라인(340a) 상의 가압펌프(342) 전단에 연결되고, 출구 측 단부는 제1액화가스 공급라인(340a) 상의 가압펌프(342) 후단에 연결되되, 별도의 가압펌프(342)를 추가적으로 구비하여, 가압펌프(342)가 병렬로 연결되도록 마련될 수 있다.
별도의 가압펌프(342)을 구비하는 바이패스라인(340c)에 의해 복수개의 가압펌프(342)가 제1액화가스 공급라인(340a) 상에 병렬로 마련되므로, 전술한 상황에서도 가압펌프(342) 및 기타 구성의 고장이나 안전사고의 발생을 방지할 수 있으며, 엔진의 장시간 지속적인 운행을 구현할 수 있다.
제2액화가스 공급라인(340b)은 송출펌프(341)에 의해 송출된 액화천연가스를 상대적으로 저압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 제2엔진(12)으로 공급할 수 있다. 송출펌프(341)가 액화천연가스를 송출하는 과정에서 액화천연가스는 저압(약 3 bar 내지 5 bar)으로 압축되므로, 제2엔진(12)이 DFDE 엔진으로 이루어지는 경우에는 별도의 가압펌프 없이, 기화기(344)가 송출펌프(341)에 의해 송출된 액화천연가스를 강제 기화시켜 제2엔진(12)이 요구하는 연료조건에 맞추어 연료가스를 공급할 수 있다.
기화기(344) 후단에는 기액분리기(345)가 마련될 수 있다. 제2엔진(12)이 DFDE 엔진으로 이루어지는 경우에는 연료가스가 기체상태로 공급되어야 정상적인 출력을 발생시킬 수 있으며 엔진의 고장을 방지할 수 있다. 따라서 기화기(344)를 통과한 액화천연가스를 기액분리기(345)로 공급하고, 기액분리기(345)에서 기체상태의 연료가스만을 제2엔진(12)으로 공급함으로써, 선박의 증발가스 처리장치(300)의 신뢰성을 향상시킬 수 있다.
이하에서는 본 발명의 제4 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(400)에 대해 설명한다. 이하에서 설명하는 본 발명의 제4 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(400)에 대한 설명 중 별도의 도면부호를 들어 추가적으로 설명하는 구성 외에는 전술한 제3 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(300)에 대한 설명과 동일한 것으로서, 내용의 중복을 방지하기 위해 설명을 생략한다.
도 4는 본 발명의 제4 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(400)를 나타내는 개념도로서, 도 4를 참고하면, 본 발명의 제4 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(400)는 재액화라인(330) 상에 마련되고, 열교환부(332)를 통과한 증발가스를 감압시키는 팽창밸브(433)를 더 포함할 수 있다.
팽창밸브(433)는 열교환부(332)의 후단에 마련될 수 있다. 팽창밸브(433)는 재액화 팽창부(331) 및 열교환부(332)를 통과한 증발가스를 감압함으로써 추가적으로 냉각 및 팽창시켜 재액화 효율을 향상시킬 수 있다. 일 예로, 팽창밸브(433)는 줄-톰슨 밸브(Joule-Thomson Valve)를 사용할 수 있다. 줄-톰슨 밸브는 줄-톰슨 효과, 즉 일의 생산이나 열의 전달이 없는 상태에서 유체를 팽창시키면 온도가 저하되는 현상을 이용한 밸브를 의미한다. 따라서 열교환부(332)를 통과하면서 냉각된 증발가스는 팽창밸브(433)를 통과하면서 단열 팽창 및 냉각되며, 이 때 전체 또는 일부 증발가스의 재액화가 일어날 수 있다.
이하에서는 도 5 내지 도 10을 참고하여 본 발명의 제3 실시 예 및 제4 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(300, 400)의 효율성에 대하여 설명하도록 한다.
도 5은 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb: Pressure before BOG)에 따른 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc: Mass flow to Compressor) 및 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec: Energy for Compressor)의 상관관계를 나타내는 그래프이다.
도 5을 참고하면, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)에 따라 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)과 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec)가 변하게 된다. 이 때, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1)인 경우에 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)과 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec)가 최소로 된다. 즉, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1) 보다 작은 경우에 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)과 압축부에서 소요되는 에너지(Ec)가 커지고, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1) 보다 큰 경우에 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)과 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec)가 커지게 된다.
따라서 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)을 최적 압력(Pb1)으로 조절하여 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)을 감소시킴으로써 압축기(321a)와 냉각기(321b)의 크기를 줄이고 설비 단가를 낮출 수 있다. 따라서 보다 컴팩트하고 경제적인 선박의 증발가스 처리장치를 제작할 수 있다.
또한, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)을 최적 압력(Pb1)으로 조절하여 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec)를 낮춤으로써 선박의 증발가스 처리장치의 효율을 향상시킬 수 있다. 즉, 압축부(321) 후단의 압력을 동일하게 유지하면서도 증발가스를 압축하는 데 사용되는 에너지를 낮출 수 있다.
다음으로 도 6 내지 도 8을 참고하여 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)을 감압함으로 인한 효과에 대해 설명하도록 한다.
도 6는 증발가스 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf: Mass flow of Fuel Consumption)에 따른 재액화되는 증발가스의 질량유량(Mr: Mass flow of Re-Liquified BOG)의 상관관계를 나타내는 그래프이다.
도 6를 참고하면, 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf)에 따라 재액화되는 증발가스의 질량유량(Mr)이 변하게 된다. 이 때, 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf)과 재액화되는 증발가스의 질량유량(Mr)은 반비례 관계에 있다. 즉, 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf)이 증가할 수록 재액화되는 증발가스의 질량유량(Mr)은 감소한다.
한편, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)은 재액화 팽창부(331)를 거치면서 감압되는데, 재액화 팽창부(331) 전단의 압력을 Pb1이라 하고, 재액화 팽창부(331) 후단의 압력을 Pb2라 할 때, Pb1 > Pb2의 관계가 성립한다.
다시 도 6를 참고하면, 재액화 팽창부(331)에서 증발가스가 감압되는 것과 상관없이 재액화되는 증발가스의 질량유량(Mr)이 일정한 것을 알 수 있다. 즉, 재액화 팽창부(331)를 통해 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)을 낮추는 것은 재액화율을 낮추지 않는다.
도 7는 증발가스 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf)에 따른 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)의 상관관계를 나타내는 그래프이다.
도 7를 참고하면, 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf)에 따라 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)이 변하게 된다. 이 때, 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf)과 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)은 반비례 관계에 있다. 즉, 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf)이 증가할 수록 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)은 감소한다.
다시 도 7를 참고하면, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 P1에서 P2로 감압되면서 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)이 감소하는 것을 알 수 있다. 즉, 재액화 팽창부(331)를 이용하여 증발가스의 압력(Pb)을 감압하여 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)을 감소시킴으로써 압축기(321a)와 냉각기(321b)의 크기를 줄이고 설비 단가를 낮출 수 있다. 따라서 보다 컴팩트하고 경제적인 선박의 증발가스 처리장치를 제작할 수 있다.
도 8은 증발가스 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf)에 따른 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec)의 상관관계를 나타내는 그래프이다.
도 8을 참고하면, 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf)에 따라 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec)가 변하게 된다. 이 때, 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf)과 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec)는 반비례 관계에 있다. 즉, 소비수단(11, 12)에서 소요되는 증발가스의 질량유량(Mf)이 증가할 수록 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec)는 감소한다.
다시 도 8을 참고하면, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 P1에서 P2로 감압되면서 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec)가 감소하는 것을 알 수 있다. 즉, 재액화 팽창부(331)를 이용하여 증발가스의 압력(Pb)을 감압하여 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec)를 낮춤으로써 선박의 증발가스 처리장치의 효율을 향상시킬 수 있다. 즉, 압축부(321) 후단의 압력을 동일하게 유지하면서도 증발가스를 압축하는 데 사용되는 에너지를 낮출 수 있다.
도 9과 도 10은 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)에 따른 플래쉬 가스의 질량유량(Mg: Mass flow of Flash Gas)의 상관관계를 나타내는 그래프이다. 도 9의 그래프는 증발가스에 포함된 질소성분의 함량이 a mole%인 경우를 나타내고, 도 10의 그래프는 증발가스에 포함된 질소성분의 함량이 b mole%인 경우를 나타낸다. 이 때, a < b의 관계가 성립한다.
플래쉬 가스의 질량유량(Mg)이 감소하면, 압축부(321)로 진입하는 증발가스의 질량유량(Mc)이 감소한다. 따라서 압축부(321)의 사이즈를 줄일 수 있고, 압축부(321)에서 소요되는 에너지(Ec)를 낮출 수 있다.
플래쉬 가스의 질량유량(Mg)은 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)에 따라 달라진다. 이 때, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1)인 경우에 발생되는 플래쉬 가스의 질량유량(Mg)이 최소로 된다. 즉, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1) 보다 작은 경우에 발생되는 플래쉬 가스의 질량유량(Mg)이 증가하고, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1) 보다 큰 경우에도 발생되는 플래쉬 가스의 질량유량(Mg)이 증가하게 된다.
따라서 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)을 최적 압력(Pb1)으로 조절하여 발생되는 플래쉬 가스의 질량유량(Mg)을 감소시킬 수 있다.
플래쉬 가스의 발생량은 압력뿐만 아니라 온도와 관계가 있다. 즉, 압력이 떨어지면서 액화가스가 기화하여 플래쉬 가스가 형성되고, 온도가 올라가면서 액화가스가 기화하여 플래쉬 가스가 형성된다.
만일 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1) 보다 작아진다면, 감압에 의한 플래쉬 가스의 발생량은 감소하지만, 반대로 열교환부(332)에서의 온도 하강 정도가 줄어들게 되어 전체적인 플래쉬 가스의 발생량이 증가하게 된다. 열교환부(332)의 온도 하강은 감압 과정과 동시에 일어나기 때문에 감압 정도가 작은 경우 온도의 하강 정도도 감소하게 되기 때문이다.
반대로, 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1) 보다 커진다면, 감압 정도가 충분하기 때문에 온도가 많이 하강하게 되나, 오히려 감압 과정에서 발생하는 플래쉬 가스가 증가하여 전체적인 플래쉬 가스의 발생량은 증가하게 된다.
한편, 도 9과 도 10을 비교하면 질소성분의 함량이 달라짐에 따라 플래쉬 가스의 질량유량(Mg)를 최소로 하는 최적 압력(Pb1)이 달라지는 것을 알 수 있다. 즉, 질소성분의 함량이 커지면서(a < b) 최적 압력(Pb1)도 커지게 된다.
증발가스의 질소성분의 함량은 저장탱크(310)에 저장된 액화천연가스의 저장량과 관계된다. 저장탱크(310)에 저장된 액화천연가스의 저장량이 큰 만선 항해의 경우에는 질소성분의 함량이 크다.
그러나 시간이 지남에 따라 계속적으로 증발가스가 발생하고 증발가스 소비수단(11, 12)에서 소비하는 증발가스 또는 액화천연가스의 소비량도 증가하여, 저장탱크(310)에 저장된 액화천연가스의 저장량이 감소하게 된다. 이러한 공선 항해의 경우에는 질소성분의 함량이 작아지게 된다.
한편, 질소성분의 함량은 증발가스가 발생하는 초반에는 급격히 감소하지만, 어느 정도 증발가스가 발생한 후에는 완만한 기울기로 감소한다. 질소성분의 함량은 일반적으로 0 mole%에서 10 mole% 사이이다. 이러한 질소성분의 함량에 따라 재액화 팽창부(331) 전단의 압력(약 300 bar)을 최소 50 bar에서 최대 160 bar 사이의 값으로 조절한다.
일 예로, 질소성분의 함량이 10 mole%인 경우에 최적 압력(Pb1)은 140 bar 내지 160 bar 정도이다. 따라서 재액화 팽창부(331) 전단의 압력(약 300 bar)을 약 150 bar 정도로 조절한다. 또한, 질소성분의 함량이 0 mole%인 경우에 최적 압력(Pb1)은 50 bar 내지 70bar 정도이다. 따라서 재액화 팽창부(331) 전단의 압력(약 300 bar)을 약 60 bar 정도로 조절한다.
이상에서 살펴본 바와 같이, 저장탱크(310)에 저장된 액화천연가스의 저장량이 변하면서 플래쉬 가스의 발생량을 최소로 할 수 있는 최적 압력(Pb1)이 변동한다. 따라서 변동하는 최적 압력(Pb1)에 맞도록 재액화 팽창부(331)에서 감압되는 정도를 조절할 필요가 있다.
본 발명의 제3 실시 예 및 제4 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(300, 400)는 압축부(321)에 진입하는 증발가스의 유량을 측정할 수 있도록 증발가스 공급라인(320)에 설치되는 센서(351)와, 저장탱크(310)에서 발생하여 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 유량을 측정할 수 있도록 증발가스 공급라인(320)에 설치되는 센서(352)와, 기액분리기(334)에서 발생하여 증발가스 공급라인(320)으로 합류하는 플래쉬 가스의 유량을 측정할 수 있도록 증발가스 순환라인(336)에 설치되는 센서(353)를 포함할 수 있다. 센서들(351, 352, 353)의 위치는 도면과 달라질 수 있다.
한편, 플래쉬 가스의 유량은 증발가스 순환라인(336)에 설치되는 센서(353)뿐 만 아니라, 증발가스 공급라인(320)에 설치되는 센서들(351, 352)을 이용하여 측정할 수 있다. 센서들(351, 352, 353) 중 어느 하나의 측정량이 증가하는 경우 플래쉬 가스의 발생량이 증가한 것으로 판단할 수 있다.
재액화 팽창부(331)는 감압 정도를 조절할 수 있도록 마련될 수 있다. 즉, 동일한 압력의 증발가스가 유입되는 경우에 재액화 팽창부(331)를 통해 열교환부(332)로 유입되는 증발가스의 압력을 달리 할 수 있다. 따라서, 재액화 팽창부(331)를 통과한 증발가스의 압력을 조절하여 플래쉬 가스의 유량을 조절할 수 있다.
구체적으로 살펴보면, 재액화 팽창부(331)의 감압 정도를 증가했을 때 센서들(351, 352, 353) 중 어느 하나의 유량이 증가한다면 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1)으로부터 멀어지는 방향으로 변한 것으로 판단하여 재액화 팽창부(331)의 감압 정도를 감소시킨다. 반대로, 재액화 팽창부(331)의 감압 정도를 증가했을 때 센서들(351, 352, 353) 중 어느 하나의 유량이 감소한다면 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1)으로 가까워지는 방향으로 변한 것으로 판단하여 재액화 팽창부(331)의 감압 정도를 계속하여 증가시킨다.
이와 같은 제어방법은 재액화 팽창부(331)의 감압 정도를 감소했을 때에도 동일하게 적용될 수 있다.
이와는 달리, 본 발명의 제3 실시 예 및 제4 실시 예에 의한 선박의 증발가스 처리장치(300, 400)는 기액분리기(334)로부터 저장탱크(310)로 재공급되는 재액화된 증발가스의 공급량을 측정하도록 액화가스 회수라인(335)에 설치되는 센서(355)를 더 포함하고, 당해 센서(355)의 측정량에 근거하여 재액화 팽창부(331)의 감압 정도를 조절할 수도 있다.
구체적으로 살펴보면, 재액화 팽창부(331)의 감압 정도를 증가했을 때 센서(355)의 유량이 증가한다면 플래쉬 가스의 발생량이 감소한 것으로 보아 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1)으로 가까워지는 방향으로 변한 것으로 판단하여 재액화 팽창부(3311)의 감압 정도를 계속하여 증가시킨다. 반대로, 재액화 팽창부(331)의 감압 정도를 증가했을 때 센서(355)의 유량이 감소한다면 플래쉬 가스의 발생량이 증가한 것으로 보아 열교환부(332)로 진입하는 증발가스의 압력(Pb)이 최적 압력(Pb1)으로부터 멀어지는 방향으로 변한 것으로 판단하여 재액화 팽창부(331)의 감압 정도를 감소시킨다.
이와 같은 제어방법은 재액화 팽창부(331)의 감압 정도를 감소했을 때에도 동일하게 적용될 수 있다.
이상 실시 예에서는 본 발명에 대한 이해를 돕기 위한 일 예로서, 액화천연가스와 액화에탄가스의 상대적 관계 및 이로부터 발생하는 증발가스를 적용하여 설명하였으나, 이에 한정되는 것은 아니며 메탄 성분의 비율이 상대적으로 차이가 나는 이종의 액화가스들에 대하여 동일한 기술적 사상으로 동일하게 적용이 가능하다.
본 발명은 첨부된 도면에 도시된 일 실시 예를 참고로 설명되었으나, 이는 예시적인 것에 불과하며, 당해 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 이로부터 다양한 변형 및 균등한 타 실시 예가 가능하다는 점을 이해할 수 있을 것이다. 따라서 본 발명의 진정한 범위는 첨부된 청구 범위에 의해서만 정해져야 할 것이다.

Claims (14)

  1. 액화가스 및 증발가스를 수용하는 저장탱크;
    상기 저장탱크의 증발가스를 가압하는 압축부를 구비하는 증발가스 공급라인;
    상기 압축부를 통과하여 가압된 증발가스를 제1농도의 질소성분을 함유하는 제1가스흐름과 제2농도의 질소성분을 함유하는 제2가스흐름으로 분리하는 질소분리기;
    상기 제1가스흐름을 제1소비수단으로 공급하는 제1연료가스 공급라인; 및
    상기 제2가스흐름을 공급받아 재액화시키는 재액화라인을 포함하는 선박의 증발가스 처리장치.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 질소분리기는
    멤브레인 필터를 포함하는 선박의 증발가스 처리장치.
  3. 제1항 또는 제2항에 있어서,
    상기 재액화라인은
    상기 제2가스흐름을 상기 압축부 전단의 증발가스와 열교환하는 열교환부와, 상기 열교환부를 통과하여 열교환된 상기 제2가스흐름을 감압시키는 팽창밸브와, 상기 팽창밸브를 통과하여 감압된 상기 제2가스흐름을 기체성분과 액체성분으로 분리하는 기액분리기와, 상기 기액분리기에서 분리된 제2가스흐름의 액체성분을 상기 저장탱크로 공급하는 액화가스 회수라인 및 상기 기액분리기에서 분리된 제2가스흐름의 기체성분을 상기 저장탱크 또는 상기 증발가스 공급라인 상의 상기 압축부 전단으로 공급하는 증발가스 순환라인을 포함하는 선박의 증발가스 처리장치.
  4. 제3항에 있어서,
    상기 압축부의 중단부로부터 분기되어 상기 압축부에 의해 가압된 증발가스를 제2소비수단 또는 GCU(Gas Combustion Unit)로 공급하는 제2연료가스 공급라인을 더 포함하는 선박의 증발가스 처리장치.
  5. 저장탱크에 수용된 증발가스를 증발가스 소비수단으로 제공하는 증발가스 공급라인;
    상기 증발가스 공급라인에 구비되고 상기 증발가스를 가압하는 압축부;
    상기 증발가스 공급라인으로부터 분기되고 분기되어 흐르는 증발가스를 재액화하는 재액화라인;
    상기 재액화라인과 상기 증발가스 공급라인을 열교환시키는 열교환부; 및
    상기 재액화라인에 구비되고 상기 열교환부로 진입하기 전의 증발가스를 팽창시키는 재액화 팽창부;를 포함하는 선박의 증발가스 처리장치.
  6. 제5항에 있어서,
    상기 열교환부를 통과한 증발가스를 감압시키는 팽창밸브와, 상기 팽창밸브를 통과하여 재액화된 증발가스를 기체성분과 액체성분으로 분리하는 기액분리기를 더 포함하는 선박의 증발가스 처리장치.
  7. 제6항에 있어서,
    상기 재액화라인은 상기 기액분리기에서 분리된 액체성분을 상기 저장탱크로 공급하는 액화가스 회수라인 및 상기 기액분리기에서 분리된 기체성분을 상기 저장탱크 또는 상기 증발가스 공급라인 상의 상기 압축부 전단으로 공급하는 증발가스 순환라인을 더 포함하는 선박의 증발가스 처리장치.
  8. 제5항에 있어서,
    상기 재액화 팽창부는 상기 증발가스 공급라인으로부터 분기되어 흐르는 증발가스를 50 bar 내지 160 bar로 감압하도록 마련되는 선박의 증발가스 처리장치.
  9. 제8항에 있어서,
    상기 재액화 팽창부는 상기 저장탱크 내 증발가스의 질소성분의 함량에 따라 상기 증발가스 공급라인으로부터 분기되어 흐르는 증발가스의 감압정도를 달리하도록 마련되는 선박의 증발가스 처리장치.
  10. 제9항에 있어서,
    상기 재액화 팽창부는 상기 저장탱크 내 증발가스의 질소성분의 함량이 10 mole% 인 경우에 상기 증발가스 공급라인으로부터 분기되어 흐르는 증발가스를 140 bar 내지 160 bar로 감압하고, 상기 저장탱크 내 증발가스의 질소성분의 함량이 0 mole% 인 경우에 상기 증발가스 공급라인으로부터 분기되어 흐르는 증발가스를 50 bar 내지 70 bar로 감압하도록 마련되는 선박의 증발가스 처리장치.
  11. 제5항에 있어서,
    상기 재액화 팽창부는 증발가스 공급라인으로부터 분기되어 흐르는 증발가스의 팽창 정도를 달리할 수 있도록 마련되어, 상기 열교환부에 진입하는 증발가스의 압력을 조절할 수 있는 선박의 증발가스 처리장치.
  12. 제1항에 따른 선박의 증발가스 처리장치를 이용하여 증발가스를 처리하는 선박의 증발가스 처리방법에 있어서,
    상기 증발가스 공급라인의 유량을 측정하고,
    상기 재액화 팽창부의 감압 정도를 어느 한 방향(증가시키는 방향 또는 감소시키는 방향)으로 조절하였을 때 상기 증발가스 공급라인에서 측정된 유량이 커진다면 상기 재액화 팽창부의 감압 정도를 다른 방향으로 조절하고,
    상기 재액화 팽창부의 감압 정도를 어느 한 방향(증가시키는 방향 또는 감소시키는 방향)으로 조절하였을 때, 상기 증발가스 공급라인에서 측정된 유량이 작아진다면 상기 재액화 팽창부의 감압 정도를 상기 한 방향으로 계속하여 조절하는 선박의 증발가스 처리방법.
  13. 제12항에 있어서,
    상기 재액화 팽창부를 통해 감압된 증발가스의 압력이 상기 증발가스 공급라인에서 측정되는 유량을 최소로 하는 목표 압력으로 될 때까지 조절하는 선박의 증발가스 처리방법.
  14. 제13항에 있어서,
    상기 저장탱크에 저장된 액화가스의 저장량이 변함에 따라 상기 재액화 팽창부의 통해 감압된 증발가스의 상기 목표 압력이 달라지고,
    상기 달라진 목표 압력으로 상기 재액화 팽창부의 감압 정도를 조절하는 선박의 증발가스 처리방법.
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