WO2018139753A1 - 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법 - Google Patents

액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법 Download PDF

Info

Publication number
WO2018139753A1
WO2018139753A1 PCT/KR2017/014293 KR2017014293W WO2018139753A1 WO 2018139753 A1 WO2018139753 A1 WO 2018139753A1 KR 2017014293 W KR2017014293 W KR 2017014293W WO 2018139753 A1 WO2018139753 A1 WO 2018139753A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas
fuel
natural gas
liquefied natural
engine
Prior art date
Application number
PCT/KR2017/014293
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
남병탁
이원찬
정인돈
Original Assignee
대우조선해양 주식회사
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 대우조선해양 주식회사 filed Critical 대우조선해양 주식회사
Priority to JP2019538154A priority Critical patent/JP7100041B2/ja
Priority to CN201780084402.6A priority patent/CN110248866B/zh
Priority to SG11201906178YA priority patent/SG11201906178YA/en
Publication of WO2018139753A1 publication Critical patent/WO2018139753A1/ko

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
    • B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
    • B63H21/12—Use of propulsion power plant or units on vessels the vessels being motor-driven
    • B63H21/14—Use of propulsion power plant or units on vessels the vessels being motor-driven relating to internal-combustion engines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
    • B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
    • B63H21/38—Apparatus or methods specially adapted for use on marine vessels, for handling power plant or unit liquids, e.g. lubricants, coolants, fuels or the like
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0203—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels characterised by the type of gaseous fuel
    • F02M21/0215—Mixtures of gaseous fuels; Natural gas; Biogas; Mine gas; Landfill gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M21/00—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form
    • F02M21/02—Apparatus for supplying engines with non-liquid fuels, e.g. gaseous fuels stored in liquid form for gaseous fuels
    • F02M21/0218—Details on the gaseous fuel supply system, e.g. tanks, valves, pipes, pumps, rails, injectors or mixers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02M—SUPPLYING COMBUSTION ENGINES IN GENERAL WITH COMBUSTIBLE MIXTURES OR CONSTITUENTS THEREOF
    • F02M25/00—Engine-pertinent apparatus for adding non-fuel substances or small quantities of secondary fuel to combustion-air, main fuel or fuel-air mixture
    • F02M25/08—Engine-pertinent apparatus for adding non-fuel substances or small quantities of secondary fuel to combustion-air, main fuel or fuel-air mixture adding fuel vapours drawn from engine fuel reservoir
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C6/00—Methods and apparatus for filling vessels not under pressure with liquefied or solidified gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06—Fluid distribution
    • F17C2265/066—Fluid distribution for feeding engines for propulsion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
    • Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
    • Y02T10/30—Use of alternative fuels, e.g. biofuels

Definitions

  • a liquefied natural gas fuel can be supplied in accordance with the fuel supply conditions of an engine by using a pump and a regasification facility without using a compressor in a vessel to which liquefied natural gas is applied.
  • a fuel supply system and method for a natural gas fueled vessel can be supplied in accordance with the fuel supply conditions of an engine by using a pump and a regasification facility without using a compressor in a vessel to which liquefied natural gas is applied.
  • LFS Liquefied Fueled Ship
  • LNG Liquefied Natural Gas
  • AIP Approval In Principle
  • engines that can use natural gas as a fuel among ship engines include a ME-GI (MAN Electronic Gas Injection) engine and a dual fuel (DF) engine.
  • ME-GI MAN Electronic Gas Injection
  • DF dual fuel
  • the ME-GI engine is composed of two strokes and employs a diesel cycle that injects high pressure natural gas near 300 bar directly into the combustion chamber near the top dead center of the piston.
  • the diesel cycle follows a constant pressure process in which the pressure when combustion occurs near the top dead center is constant, and only the combustion air is sucked into the cylinder during the upstroke, and the suctioned combustion air is adiabaticly compressed at a high compression ratio.
  • the adiabatic compression in the compression stroke leads to a considerably high temperature for the combustion air, and when the fuel is injected into the adiabatic compressed air for combustion, the spontaneous combustion occurs due to the high temperature.
  • the combustion pressure of the fuel at the top dead center is adjusted appropriately to prevent the pressure of the combustion air reaching the top dead center in the diesel cycle, even though the pressure is already high, due to fuel injection explosion. Keep it constant.
  • the DF engine is composed of four strokes or two strokes, and injects a natural gas having a relatively low pressure of 6.5 bar or 18 bar into the combustion air inlet, and performs an Otto Cycle that compresses the piston as it is raised. Adopted.
  • Autocycle follows a static volumetric process when combustion occurs near top dead center, where a mixture of fuel and combustion air is introduced into the cylinder and compressed together before the upstroke.
  • the mixer introduced into the cylinder is adiabaticly compressed and the temperature rises, which can lead to premature ignition if the mixer reaches too high a temperature. Therefore, the compression ratio of the auto cycle is set lower than that of the diesel cycle.
  • knocking can reduce engine efficiency and damage the engine, it is important to operate the engine to prevent knocking.
  • DF engines following Autocycle are less efficient than ME-GI engines following diesel cycles, but are currently being fermented because the combustion temperature of the fuel is not high and the amount of nitrogen oxides (NO x ) generated by high heat is low. It has the merit that it satisfies IMO Tier III, a regulation of nitrogen oxides.
  • 1 is a configuration diagram schematically showing a fuel supply system of a conventional LNG carrier.
  • the fuel supply system remains after using the boil-off gas supply system for supplying the boil-off gas discharged from the storage tank T to the engines E1 and E2 and the fuel of the engines E1 and E2.
  • Re-liquefaction system for re-liquefying the excess boil-off gas and liquefied natural gas supply system for supplying the liquefied natural gas in the storage tank (T) to the engine (E1, E2).
  • the boil-off gas supply system includes a multi-stage compressor 200, and the liquefied natural gas supply system includes a first pump 610, a second pump 620, a vaporizer 700, a first heater 810, and a second heater.
  • the pressure reducing device 420 is included, and the reliquefaction system includes a first heat exchanger 110, a first pressure reducing device 410, and a gas-liquid separator 500.
  • the multi-stage compressor 200 compresses the evaporated gas discharged from the storage tank T in multiple stages, and is installed alternately with the compression unit at the rear end of the plurality of compression units 210, 220, 230, 240, 250 and the compression unit.
  • a plurality of coolers (310, 320, 330, 340, 350) is included, generally a multistage compressor is used to compress the evaporation gas in five stages by five compression sections and five cooling sections.
  • the multi-stage compressor 200 may be connected to one or a plurality of branch lines, the branch line and the pressure of the boil-off gas passing through the multi-stage compressor 200 by resupplying the compressed boil-off gas through the compression unit back to the compression unit. Adjust the flow rate.
  • the branching line may include a first branching line L1 and a branching branch which evaporate the evaporation gas at the rear end of the first compression unit 210 and supply it to the front end of the first compression unit 210.
  • the second compression line 250 may include a second branch line (L2) for branching the boil-off gas to supply to the front end of the fourth compression unit 240.
  • the boil-off gas compressed through all stages of the multi-stage compressor 200 is sent to the first engine E1, and the boil-off gas compressed through only some stages of the multi-stage compressor 200 is intermediate through the third branch line L3. Branched to the second engine E2.
  • the first engine E1 may be a ME-GI engine
  • the second engine E2 may be a power generation DF engine.
  • the first pump 610 is installed in the storage tank T to discharge the liquefied natural gas stored in the storage tank T, and the second pump 620 is the storage tank by the first pump 610.
  • the liquefied natural gas discharged from (T) is compressed to the required pressure of the first engine E1.
  • the vaporizer 700 forcibly vaporizes the liquefied natural gas compressed by the second pump 620.
  • the natural gas forcibly vaporized by the vaporizer 700 is partially supplied to the first engine E1 and the remainder is supplied to the first heater 810.
  • the first heater 810 heats the natural gas vaporized by the vaporizer 700 to a temperature required by the second engine E2, and the second pressure reducing device 420 is driven by the first heater 810. The heated natural gas is reduced to a pressure required by the second engine E2.
  • FIG. 1 shows that the first heater 810 is installed at the rear end of the vaporizer 700, and the second pressure reducing device 420 is installed at the rear end of the first heater 810, the first heater 810 and the second heater are shown.
  • the order of installation with the decompression device 420 may be changed, and the second decompression device 420 may be installed at the rear end of the vaporizer 700, and the first heater 810 may be installed at the rear end of the second decompression device 420. .
  • the refrigerant exchanges the boil-off gas branched through the fifth branch line L5 and the boil-off gas discharged from the storage tank T. It cools by heat exchange with each other.
  • the surplus evaporated gas remaining without being supplied to the first engine (E1) or the second engine (E2) is supplied to the first heat exchanger (110) to undergo a reliquefaction process.
  • the first pressure reducing device 410 is compressed by the multistage compressor 200 and then cooled by the first heat exchanger 110 to expand the fluid flowing along the fifth branch line L5.
  • the boil-off gas which has undergone the compression by the multistage compressor 200, the cooling by the first heat exchanger 110, and the expansion by the first decompression device 410, is partially or wholly reliquefied.
  • the gas-liquid separator 500 passes the multi-stage compressor 200, the first heat exchanger 110, and the first pressure reducing device 410 to separate the liquefied liquefied natural gas from the vaporized gas remaining in the gas state. .
  • the liquefied natural gas separated by the gas-liquid separator 500 is returned to the storage tank T, and the vaporized gaseous gas separated by the gas-liquid separator 500 joins the boil-off gas discharged from the storage tank T. And used as a refrigerant in the first heat exchanger (110).
  • the methane value of the natural gas supplied to the second engine E2 must be matched, and forced by the liquefied natural gas supply system.
  • methane number is lower than natural vaporized boil-off gas supplied by the boil-off gas supply system.
  • the liquefied natural gas in the lower storage tank (T) is forcibly vaporized by the first pump 610 installed under the storage tank (T), so that the proportion of the component having a relatively high specific gravity is high. Because.
  • the present invention requires an auto cycle engine such as a methane value of natural gas supplied as an engine fuel. It is an object of the present invention to provide a fuel supply system and method for a liquefied natural gas fuel vessel that can satisfy a fuel gas specification.
  • an auto cycle engine for liquefied natural gas as a fuel and operates according to the Otto Cycle (Otto Cycle);
  • a fuel supply pump for discharging liquefied natural gas from the storage tank;
  • a high pressure pump for compressing the discharged liquefied natural gas;
  • a vaporizer for vaporizing liquefied natural gas compressed by the high pressure pump;
  • Expansion valve for adiabatic expansion of natural gas vaporized in the vaporizer;
  • a gas-liquid separator for gas-liquid separation of the gas-liquid mixture formed by the expansion valve; the liquid separated from the gas-liquid separator is recovered to the storage tank, and the gas separated from the gas-liquid separator is used as fuel of the auto cycle engine.
  • a fuel supply system of a liquefied natural gas fuel vessel which supplies and regulates the methane number of natural gas fuel supplied to the auto cycle engine.
  • the compressed liquefied natural gas supplied to the vaporizer may be heated and the liquid recovered to the storage tank may be cooled.
  • the fuel gas heater is separated from the gas-liquid separator to heat the natural gas fuel supplied to the fuel of the auto cycle engine, further comprising the natural gas fuel passing through the expansion valve and the fuel gas heater is It can have the temperature required by the auto cycle engine.
  • the auto cycle engine, the propulsion engine of the ship and the X-DF engine which is a 2-stroke engine (2-Stroke Engine);
  • a dual fuel diesel generator (DFDG) which is a 4-stroke engine (4-stroke engine) as an auxiliary power generation engine of the ship, wherein the natural gas fuel passing through the fuel gas heater is in the X-DF engine. It may have the required temperature and pressure.
  • the natural gas fuel passing through the fuel gas heater and the pressure reducing valve may have a pressure required by the DFDG.
  • the liquefied natural gas fuel line for providing a path to the liquefied natural gas from the storage tank to the engine through the high pressure pump and the vaporizer; And an evaporative gas fuel line providing a path for supplying the evaporated gas generated in the storage tank as fuel of the engine, wherein the evaporative gas fuel line comprises: a compressor for compressing the evaporated gas; And an intermediate cooler cooling the boil-off gas heated by compression in the compressor.
  • the compressed and cooled boil-off gas further comprises a boil-off gas cooler for exchanging heat with the compressed liquefied natural gas supplied to the vaporizer, the compressed liquefied natural gas supplied to the vaporizer is heated
  • the boil-off gas may be cooled.
  • the boil-off gas expansion valve for expanding the compressed boil-off gas cooled in the boil-off gas cooler to the same pressure as the gas-liquid mixture supplied to the gas-liquid separator may further include a.
  • the gas tank may further include a gas compression unit (GCU) for treating the boil-off gas generated in the storage tank.
  • GCU gas compression unit
  • the temperature, pressure and flow rate of the fluid supplied to the high pressure pump, vaporizer, expansion valve and gas-liquid separator or the fluid discharged from the high pressure pump, vaporizer, expansion valve and gas-liquid separator according to the load change of the auto cycle engine It may further include a control unit for controlling.
  • a fuel supply pump to discharge the liquefied natural gas stored in the storage tank to the outside and to compress using a high pressure pump; 2) vaporizing the compressed liquefied natural gas using a vaporizer; 3) expanding the vaporized natural gas; 4) gas-liquid separating the gas-liquid mixture formed by the expansion; And 5) re-supplying the gas-liquid separated liquid to the storage tank and supplying the gas-liquid separated gas to an auto cycle engine operating as an auto cycle with liquefied natural gas as fuel.
  • a fuel supply method for a liquefied natural gas fuel vessel which can supply liquefied natural gas stored in a storage tank as a fuel having a temperature, pressure, and methane number required by the auto cycle engine.
  • (1-1) heat-exchanging the compressed liquefied natural gas and the liquid re-supply to the storage tank in the step 5) before vaporizing the compressed liquefied natural gas in the step 2);
  • the compressed liquefied natural gas may be heated and vaporized by the liquid resupply to the storage tank, and the liquid resupplied to the storage tank may be cooled by the compressed liquefied natural gas and then supplied to the storage tank.
  • step 5 heating the gaseous fuel gas-separated in step 5) and supplied to the engine; And a control step of controlling a pressure, a temperature, and a flow rate of the fluid in any one or more of the respective steps according to the load variation of the auto cycle engine. It may have the pressure, temperature and methane number required by the cycle engine.
  • 5-2) depressurizing the heated gaseous fuel; further comprising, the fluid passed through step 5-2) may have the pressure, temperature and methane number required by the auto cycle engine. .
  • the step of discharging the boil-off gas generated in the storage tank and compressing in the compressor And supplying the compressed boil-off gas to fuel of the auto cycle engine, wherein the compressed boil-off gas may have a pressure and a temperature required by the auto cycle engine.
  • the compressed boil-off gas may be expanded, and the expanded boil-off gas may be joined to step 4) and supplied as fuel of the auto cycle engine.
  • the fuel supply system and method for a liquefied natural gas fuel vessel according to the present invention can supply gas fuel while satisfying the specification of fuel gas required by an auto cycle engine.
  • the operation cost can be reduced by using a high pressure pump and a regasification plant, compared to the conventional BOG compressor method, and the installation area and equipment of the high pressure pump and the regasification plant are installed rather than applying a BOG compressor. Can lower the price.
  • the methane number could not be adjusted to the required level or more, but the methane number required by the engine can be secured.
  • the fuel supply system and method of the liquefied natural gas fuel ship according to the present invention it is possible to minimize the amount of BOG to be naturally vaporized by re-liquefying the excess gas to be supplied to the storage tank.
  • the load of the engine is always changed during operation of the ship, according to the present invention, it can be supplied while maintaining the required flow rate, temperature and pressure of the fuel gas in accordance with this change.
  • 1 is a configuration diagram schematically showing a fuel supply system of a conventional LNG carrier.
  • Figure 2 is a schematic diagram showing a fuel supply system of a liquefied natural gas fuel ship according to an embodiment of the present invention.
  • the fluid flowing through each flow path may be in a gaseous state, a gas-liquid mixed state, a liquid state, or a supercritical fluid state, depending on operating conditions of the system.
  • the vessel is described as an LNG carrier (LNG Carrier) for transporting liquefied natural gas as an example, but may be a general merchant ship having a storage tank for storing liquefied natural gas, this embodiment An example is applicable to all ships in which an engine using liquefied natural gas is provided and can be driven by the engine or driven to produce and use electric power.
  • LNG carrier LNG Carrier
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing a fuel supply system of a liquefied natural gas fuel ship according to an embodiment of the present invention.
  • a fuel supply system and method for a liquefied natural gas fuel vessel according to an embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. 2.
  • the fuel supply system of a liquefied natural gas fuel vessel uses the liquefied natural gas stored in the storage tank 10 storing the liquefied natural gas engine (ME, GE). It includes; liquefied natural gas fuel line (LL) to supply to.
  • ME liquefied natural gas engine
  • LL liquefied natural gas fuel line
  • the storage tank 10 storing the liquefied natural gas of the present embodiment is a membrane tank designed and manufactured to store the cryogenic liquefied natural gas at normal pressure or the cryogenic liquefied natural gas at relatively high pressure. It can be a Type C tank to be manufactured and can be selected according to the installation location and capacity. However, it is preferable that the storage tank 10 of this embodiment is a membrane tank.
  • the engine supplied with liquefied natural gas fuel along the liquefied natural gas fuel line LL may be an auto cycle engine (ME, GE) applying the auto cycle.
  • ME auto cycle engine
  • the auto cycle engine a 2-stroke DFME (2-stroke Dual Fuel Main Engine), the ship's main propulsion engine X-DF (eXtra long stroke Dual Fuel) engine (ME); And a 4-stroke 4-stroke Dual Fuel Diesel Generator engine (DFDG), which may include a secondary engine (GE) for power generation of the ship, and the X-DF engine (ME) and the engine for power generation (GE)
  • DFDG Dual Fuel Diesel Generator engine
  • the X-DF engine requires a natural gas fuel having a methane number of about 0 to 60 ° C. and about 80 barg and about 80 barg, and an engine for power generation (GE). ) Requires a natural gas fuel with a methane number of about 5 barg, about 0-60 ° C. and about 80 or more.
  • the liquefied natural gas is stored in a liquid state at atmospheric pressure at cryogenic temperatures.
  • the gas must be heated and vaporized, compressed and the methane number adjusted.
  • the liquefied natural gas stored in the storage tank 10 satisfies conditions such as pressure, temperature, methane number, etc. of the fuel required by the auto cycle engines ME and GE.
  • a fuel supply pump 11 for discharging liquefied natural gas from the storage tank 10 to supply gas;
  • a high pressure pump 20 for compressing liquefied natural gas discharged by the fuel supply pump 11;
  • a vaporizer 30 for vaporizing liquefied natural gas compressed by the high pressure pump 20;
  • Expansion valve 40 for adiabatic expansion of the natural gas vaporized in the vaporizer 30;
  • a gas-liquid separator 50 for gas-liquid separation of the gas-liquid mixture formed by expansion in the expansion valve 40.
  • Fuel supply pump 11 of the present embodiment may be provided in the storage tank 10, preferably, may be installed near the bottom of the storage tank 10, the bottom of the storage tank (10). . That is, the fuel supply pump 11 sucks the liquefied natural gas stored at the bottom of the storage tank 10 and supplies it to the high pressure pump 20.
  • the fuel supply pump 11 transfers the liquefied natural gas stored in the storage tank 10 to the high pressure pump 20 in the storage tank 10, the size of the storage tank 10, the fuel supply pump 11.
  • the discharge pressure and the flow rate may be determined according to the pressure drop of the pipe connecting the high pressure pump 20 and the amount of fuel gas to be supplied to the engines ME and GE.
  • the high pressure pump 20 of this embodiment can compress the cryogenic liquefied natural gas discharged from the fuel supply pump 11 to high pressure.
  • the liquefied natural gas is compressed to high pressure and the temperature is increased by compression.
  • the liquefied natural gas maintains a liquid state even if the temperature is increased.
  • the high pressure pump 20 compresses the liquefied natural gas of about 1.2 bar and -163 ° C discharged from the storage tank 10 to a pressure of about 300 bar, and the liquefied natural gas compressed by the high pressure pump 20. May be in the liquid state at about 300 bar, -154 ° C.
  • the high pressure pump 20 of the present embodiment may be a piston type and may adjust the flow rate in a manner of adjusting the rotation speed.
  • the vaporizer 30 of the present embodiment is a type of heat exchanger that heats the liquefied natural gas compressed at a high pressure in the high pressure pump 20 using a heat source, and the compressed liquefied natural gas in the vaporizer 30 obtains thermal energy at least partly or entirely. It can be vaporized to a gaseous state.
  • the vaporizer 30 heats the compressed liquefied natural gas to a temperature of about ⁇ 50 ° C.
  • the natural gas vaporized in the vaporizer 30 may be about 300 bar and ⁇ 50 ° C.
  • the heat source for heating the compressed liquefied natural gas in the vaporizer 30 may be steam or glycol water, and glycol water recovers and heats waste water of the combustion apparatus in the ship or seawater.
  • the heat source of the vaporizer 30 is not limited thereto.
  • the expansion valve 40 of the present embodiment may be a Joule-Thomson valve for adiabatic expansion of the high pressure natural gas passed through the vaporizer 30, and the high pressure natural gas while passing through the expansion valve 40 Can be cooled by expansion, and the decrease in the temperature of the fluid decreases as the difference between before and after passing through the expansion valve 40 becomes larger.
  • the expansion valve 40 may be capable of adiabatic expansion of natural gas of high pressure up to about 17 bar.
  • the high pressure natural gas passing through the vaporizer 30 can be expanded to about 17 bar and expanded.
  • the natural gas passed through the valve 40 may be in a state of about 17 bar and ⁇ 102.5 ° C., and is cooled by expansion to form a gas-liquid mixture.
  • the high pressure natural gas passed through the vaporizer 30 can be expanded to about 7 bar, and an expansion valve ( Natural gas passed through 40) may be in the state of a gas-liquid mixture of about 7 bar, -122.5 °C.
  • the gas-liquid separator 50 of this embodiment separates the gas-liquid mixture formed from the expansion valve 40 by gas-liquid separation, and the separated liquid is liquefied natural gas recovery line RL connected to the inside of the storage tank 10 from the bottom of the gas-liquid separator 50. Recovered to the storage tank 10 through the), the separated gas is supplied as fuel to the auto cycle engine (ME, GE) along the liquefied natural gas fuel line (LL) connected to the upper portion of the gas-liquid separator (50).
  • ME, GE auto cycle engine
  • LL liquefied natural gas fuel line
  • the gas-liquid separator 50 is a means for controlling the methane number of the fuel gas supplied to the engines ME and GE.
  • Methane number is a measure of the resistance to knocking, and knocking is an abnormally early point when a mixture of fuel and combustion air is compressed during the piston's upstroke in the engine's cylinder. It refers to the phenomenon that it explodes when reaching the spontaneous ignition temperature. It is accompanied by strong noise and impact, which shortens the life of the engine and decreases the engine output. Therefore, the fuel supplied to the engine should be adjusted to have the methane value required by the engine.
  • the methane number increases as the carbon number of the fuel is smaller and the hydrogen / carbon ratio is larger, and the larger methane number increases the resistance to knocking.
  • the gas component separated from the gas-liquid separator 50 and supplied as fuel to the engines ME and GE is mainly methane (CH 4 ), and may include a small amount of heavy hydrocarbon components, and the gas-liquid separator 50
  • the liquid component recovered in the storage tank 10 separated from the main body) is mainly a heavy hydrocarbon component such as ethane, propane, butane.
  • the gas-liquid separator 50 of the present embodiment can supply fuel gas having a high methane value to the engines ME and GE because the component supplied to the fuel is methane having a small carbon number.
  • the gas-liquid mixture supplied to the gas-liquid separator 50, the gas component separated from the gas-liquid separator 50 and discharged to the liquefied natural gas fuel line LL and separated from the gas-liquid separator 50 to recover the liquefied natural gas The composition of the liquid component exiting line RL can be operated as shown in Table 1 below.
  • composition of the fluid shown in Table 1 is based on the HYSYS simulation, and simulated assuming that it is about 1.2 bar, -163 ° C, 500 kg / hr of liquefied natural gas supplied using the fuel supply pump 11.
  • the gas component separated and discharged from the gas-liquid separator 50 has a high concentration of methane, a small fraction of bicarbonate, and a high fraction of bicarbonate for the liquid component.
  • composition shown in Table 1 only the main components, and can be included in a very small amount of normal butane (n-Butane), isopentane (i-Pentane), nitrogen (Nitrogen, N 2 ), carbon dioxide (Carbon Dioxide, CO 2 The fractions such as) are omitted, and therefore, the sum of the compositions shown in Table 1 may not necessarily be 1.0000.
  • the methane value is determined by the composition of the fuel gas supplied.
  • the liquefied natural gas is supplied according to the characteristics of the fuel gas supply system because methane is a main component but also contains a small amount of ethane, propane, butane, pentane, nitrogen, and carbon dioxide.
  • the composition of the fuel gas can vary and the methane number will change accordingly.
  • the liquefied natural gas stored at the bottom of the storage tank 10 using the fuel supply pump 11 is transferred as a fuel to be vaporized and supplied, it is relatively natural vaporized in the storage tank 10.
  • methane is higher than that of boiled gas having a high molar ratio of heavy hydrocarbons such as ethane and propane.
  • the high pressure pump 20 and the vaporizer 30 to vaporize the liquid natural gas, an auto cycle requiring a medium or low pressure fuel, rather than a diesel cycle engine requiring a relatively high pressure fuel. Even if it is supplied as the fuel of the engine, the methane number can be adjusted and supplied using the gas-liquid separator 50.
  • the gas component separated in the gas-liquid separator 50 may be supplied to the engines ME and GE as fuel gas, and the liquefied natural gas at the rear end of the gas-liquid separator 50.
  • the fuel line LL may further include a fuel gas heater 60 which is separated from the gas-liquid separator 50 and heats the fuel gas supplied to the engines ME and GE to a temperature required by the engines ME and GE. Can be.
  • the fuel gas supplied to the engines ME and GE may be heated to about 45 ° C. in the fuel gas heater 60.
  • the liquefied natural gas fuel line LL is connected to the auto cycle engine from the storage tank 10, but the X-DF engine ME and the power generation engine GE In front of the), the rear end of the fuel gas heater 60 may be branched to each engine and connected, it is possible to supply fuel gas that meets the requirements of each engine.
  • the branch point is not necessarily limited thereto.
  • the liquefied natural gas fuel line LL is connected from the storage tank 10 to the X-DF engine ME, and the liquefied natural gas fuel line LL is connected to the X-.
  • a fuel gas branch line LB branched at the front end of the DF engine ME may be further connected to supply liquefied natural gas fuel to the engine GE for power generation.
  • the fuel gas branch line LB includes a pressure reducing valve for reducing the pressure of the fuel gas introduced from the liquefied natural gas fuel line LL into the fuel gas branch line LB so as to match the fuel condition of the power generation engine GE. 70) may be further provided.
  • the liquefied natural gas stored in the storage tank 10 is compressed, vaporized, and expanded through the liquefied natural gas fuel line LL to be supplied to the engines ME and GE.
  • the liquefied natural gas fuel line LL is stored in the storage tank. (10) is connected to the auto cycle engines (ME, GE), supply liquefied natural gas fuel only to the X-DF engine (ME), or fuel to the X-DF engine (ME) and power generation engine (GE)
  • the high pressure pump 20, the vaporizer 30, the expansion valve 40 and the like are controlled to control the pressure and temperature of the fuel gas so as to satisfy the fuel conditions of the X-DF engine ME and reduce the pressure.
  • the valve 70 may control the pressure of the fuel gas supplied to the power generation engine GE to match the fuel conditions of the power generation engine GE.
  • the fuel gas supplied to the X-DF engine ME through the liquefied natural gas fuel line LL may be about 17 bar, 45 ° C.
  • the fuel gas branch line from the liquefied natural gas fuel line LL may be about 6.5 bar and 45 ° C.
  • the compressed and vaporized natural gas is expanded to about 7 bar. It may be.
  • a liquefied natural gas cooler 31 which is separated from the gas-liquid separator 50 and heat-exchanges the liquid component recovered to the storage tank 10 along the liquefied natural gas recovery line RL.
  • the liquefied natural gas cooler 31 For example, in the liquefied natural gas cooler 31, about 300 bar compressed at a high pressure pump 20, -154 ° C. compressed liquefied natural gas, and separated from the gas-liquid separator 50, are recovered in the storage tank 10.
  • the compressed liquefied natural gas is preheated before being supplied to the vaporizer 40, and the liquid component is cooled before being recovered to the storage tank 10.
  • the compressed liquefied natural gas discharged after the heat exchange from the liquefied natural gas cooler 31 and supplied to the vaporizer 40 is heated to about 300 bar and ⁇ 149.3 ° C., and the liquid component discharged after the heat exchange and recovered to the storage tank 10 is about It may be -140 to -152 °C.
  • the storage tank 10 since the liquid component separated from the gas-liquid separator 50 and resupplied to the storage tank 10 can be cooled and recovered to the storage tank 10 at a lower temperature, the storage tank 10 It is possible to minimize the amount of boil-off gas (BOG) generated in the inside.
  • BOG boil-off gas
  • the fuel supply system of the liquefied natural gas fuel ship according to an embodiment of the present invention, the liquefied natural gas for supplying the liquefied natural gas to the engine (ME, GE) using the high pressure pump 20 and the vaporizer 30 And a boil-off gas fuel line GL for supplying boil-off gas generated by natural vaporization in the storage tank 10 together with the fuel line LL as a fuel of the auto cycle engines ME and GE.
  • the boil-off gas fuel line GL may be connected to the liquefied natural gas fuel line LL from the storage tank 10 as shown in FIG. 2, preferably, to the rear end of the fuel gas heater 60. You can join.
  • the boil-off gas fuel line GL may further include a boil-off gas branch line GB1 branched from the boil-off gas fuel line GL and connected to the gas-liquid separator 50 of the liquefied natural gas fuel line LL.
  • the boil-off gas branch line GB1 may be provided with an boil-off gas expansion valve 41 for adiabatic expansion of the fluid supplied to the gas-liquid separator 50.
  • the boil-off gas fuel line GL may be provided with a multi-stage compressor MC for compressing the boil-off gas discharged from the storage tank 10 and an boil-off gas cooler 32 for cooling the boil-off gas compressed by the multi-stage compressor MC. have.
  • Multi-stage compressor is provided with a plurality of compressors (compressor) for compressing the evaporated gas in multiple stages, and a plurality of inter-coolers (cooler) for cooling the boil-off gas whose temperature rises by compression in each compressor. It may include.
  • the multi-stage compressor MC is a means for treating the boil-off gas generated in the storage tank 10, and when a problem such as the failure of the high-pressure pump 20 or the vaporizer 30 described above occurs. It may be provided as a means for supplying the boil-off gas directly or through the gas-liquid separator 50 to the power generation engine (GE).
  • GE power generation engine
  • the multistage compressor MC of the present embodiment includes two compressors and two intermediate coolers, and includes a two-stage compressor or one compressor and one intermediate cooler to compress the boil-off gas in two stages. It may be a one-stage compressor that compresses over.
  • the high-pressure pump heat exchanges the boil-off gas compressed by the multistage compressor MC and the liquefied natural gas compressed by the high-pressure pump 20 in the liquefied natural gas fuel line LL. Cooling the boil-off gas compressed in the multi-stage compressor (MC) by using the cold heat of the liquefied natural gas compressed in (20).
  • the boil-off gas cooler 32 the compressed liquefied natural gas compressed in the high-pressure pump 20 is heated and discharged, and the compressed boil-off gas compressed in the multistage compressor MC is cooled and discharged.
  • the boil-off gas cooler 32 may be provided after the liquefied natural gas cooler 31 described above. That is, the compressed liquefied natural gas compressed by the high pressure pump 20 is separated from the gas-liquid separator 50 by the liquefied natural gas cooler 31 and heat-exchanged with the reliquefied natural gas recovered by the storage tank 10 for primary heating.
  • the heat exchanger may exchange heat with the compressed boil-off gas compressed by the multi-stage compressor (MC) in the boil-off gas cooler (32), and then may be secondly heated and supplied to the vaporizer (30).
  • the present embodiment may further include a cooler bypass line (GB) for allowing the compressed boil-off gas to bypass the boil-off gas cooler 32 to join the boil-off gas cooler 32.
  • the boil-off gas generated by natural vaporization in the tank 10 is compressed in the multi-stage compressor (MC) and bypasses the boil-off gas cooler 32 along the cooler bypass line (GB) to join the rear end of the fuel gas heater 60,
  • the boil-off gas generated during the operation of the high-pressure pump 20 is compressed in the multistage compressor MC and cooled in the boil-off gas cooler 32 and then expanded in the boil-off gas expansion valve 41 along the boil-off gas branch line GB1. It can be joined to the gas-liquid separator (50).
  • the boil-off gas expansion valve 41 should be able to expand the boil-off gas to the same pressure as the expansion valve 40 of the liquefied natural gas fuel line LL described above.
  • the boil-off gas cooled in the boil-off gas cooler 32 may be cooled to the temperature of the liquefied natural gas supplied to the gas-liquid separator 50 through the liquefied natural gas fuel line LL, that is, to about ⁇ 50 ° C. in this embodiment.
  • the boil-off gas supplied to the gas-liquid separator 50 along the boil-off gas branch line GB1 and the liquefied natural gas supplied to the gas-liquid separator 50 along the liquefied natural gas fuel line LL are supplied at the same pressure and temperature. Should not impair gas-liquid separation performance.
  • the fuel supply system of the liquefied natural gas fuel ship according to the present invention is a GCU as a means for treating the evaporated gas generated in the storage tank 10 without providing the above-described evaporated gas fuel line GL. (Gas Combustion Unit) may be provided. That is, the boil-off gas generated in the storage tank 10 may be treated by burning without using it as a fuel of an auto cycle engine.
  • the fuel supply system and method of the liquefied natural gas fuel vessel of the present invention is an LFS, especially a vessel to which an auto cycle engine such as a low pressure two-stroke double fuel oil engine (2SDFME) and a dual fuel oil power generation engine (DFDG) is applied.
  • the present invention relates to a system and a method for supplying fuel gas to an engine.
  • a high pressure pump 20 for compressing liquefied natural gas into a high pressure in a liquid state a vaporizer 30 for vaporizing compressed liquefied natural gas, an expansion valve 40 for adiabatic expansion of vaporized natural gas, and expansion
  • the gas-liquid separator 50 for gas-liquid separation of the gas-liquid mixture formed by the gas-liquid mixture fuel can be supplied while satisfying the fuel gas conditions required by the low-pressure auto cycle engine. This saves on running costs and especially on power energy costs, and reduces floor space and equipment costs.
  • the methane number can be adjusted, and the vaporized part of the gas is re-liquefied and recovered to the storage tank 10, thereby storing the tank.
  • the amount of boil-off gas that is naturally vaporized in (10) can be minimized.
  • the load of the engine is always changed during operation of the ship, according to the present invention, by controlling the flow rate of the high-pressure pump 20 by a controller (not shown), by controlling the temperature and pressure of the various devices constituting the system engine It is possible to supply fuel while maintaining the temperature and pressure of the required flow rate of fuel gas in accordance with the load fluctuation of.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Fuel-Injection Apparatus (AREA)
  • Output Control And Ontrol Of Special Type Engine (AREA)

Abstract

본 발명은 액화천연가스를 연료로 하는 엔진이 적용된 선박에서, 컴프레서(Compressor)를 활용하지 않고 펌프와 재기화 설비를 이용하여 엔진의 연료 공급 조건에 맞추어 액화천연가스 연료를 공급할 수 있도록 하는 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법에 관한 것이다. 본 발명에 따른 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템은, 액화천연가스를 연료로 하며 오토 사이클(Otto Cycle)에 따라 작동하는 오토 사이클 엔진; 저장탱크로부터 배출된 액화천연가스를 압축하는 고압펌프; 상기 고압펌프에 의해 압축된 액화천연가스를 기화시키는 기화기; 상기 기화기에서 기화된 천연가스를 단열팽창시키는 팽창밸브; 및 상기 팽창밸브에 의해 형성된 기액혼합물을 기액분리하는 기액분리기;를 포함하여, 상기 기액분리기에서 분리된 액체는 상기 저장탱크로 회수하고, 상기 기액분리기에서 분리된 기체는 상기 오토 사이클 엔진의 연료로 공급하여, 상기 오토 사이클 엔진으로 공급되는 천연가스 연료의 메탄가를 조절하는 것을 특징으로 한다.

Description

액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법
본 발명은 액화천연가스를 연료로 하는 엔진이 적용된 선박에서, 컴프레서(compressor)를 활용하지 않고 펌프와 재기화 설비를 이용하여, 엔진의 연료 공급 조건에 맞추어 액화천연가스 연료를 공급할 수 있도록 하는 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법에 관한 것이다.
일반적으로, 선박은 연료의 연소에 의해 동력을 발생시키는 엔진을 구동시켜 추진력을 발생시킨다. 선박의 연료로서 사용되는 경유, 중유, MDO(Marine Diesel Oil) 등의 연료유는 연소 과정에서 발생하는 다량의 유해물질로 인하여 환경오염을 유발하는 원인이 되고 있다. 최근 대기환경오염을 방지하기 위한 국제적인 규제가 강화되면서, 선박에서 사용되는 연료가 연료유에서 천연가스로 변경되는 추세이다. 천연가스는 황 함유량이 적어 연소시에 황화합물 및 검댕 물질을 생성하지 않아 비교적 친환경적이다. 이러한 추세에 맞추어 연료유와 함께 천연가스를 사용할 수 있는 이중연료 엔진이 개발되었다.
한편, 천연가스는 상온, 상압에서는 기체 상태로 그 부피가 너무 크기 때문에 저장을 위한 공간의 제약이 심하다. 따라서, 통상 상압에서 약 -163℃의 극저온에서 액체 상태를 유지하는 특성을 이용하여, 단열재로 처리된 특수 저장탱크에 극저온의 LNG를 상압의 액체 상태로 저장할 수 있다.
또한, 친환경 선박(green-ship)으로 액화천연가스(LNG; Liquefied Natural Gas)를 연료로 사용하는 선박(LFS; Liquefied Fueled Ship)이 개발되어 각국의 선급으로부터 공식인증(AIP; Approval In Principle)을 승인받아 환경 규제로 인한 청정에너지로의 전환 요구를 충족시키고 있다. 이러한 LFS는 LNG를 화물로서 운반하는 LNG 운반선뿐만 아니라, 컨테이너선, 탱커선 등을 비롯한 일반 상선에도 적용할 수 있는 기술이 개발되고 있다.
일반적으로 선박에 사용되는 엔진 중 천연가스를 연료로 사용할 수 있는 엔진으로는 ME-GI(MAN Electronic Gas Injection) 엔진 및 DF(Dual Fuel) 엔진이 있다.
ME-GI 엔진은, 2행정으로 구성되며, 300 bar 부근의 고압 천연가스를 피스톤의 상사점 부근에서 연소실에 직접 분사하는 디젤 사이클(Diesel Cycle)을 채택하고 있다.
디젤 사이클은, 상사점 부근에서 연소가 일어날 때의 압력이 일정한 정압 공정을 따르는데, 상승 행정시 연소용 공기만을 실린더에 흡입하여, 흡입한 연소용 공기를 높은 압축비로 단열 압축한다. 상사점에 이르러서는 압축 행정시의 단열 압축으로 인해 연소용 공기가 상당히 높은 온도에 이르게 되며, 단열 압축된 연소용 공기에 연료를 분사하면 높은 온도로 인해 자연 발화하게 된다.
디젤 사이클에서 상사점에 이른 연소용 공기가, 이미 높은 압력임에도 불구하고 연료 분사에 의한 폭발로, 압력이 더 높아지는 것을 방지하기 위해 연료의 분사 압력을 적절하게 조절하여, 상사점에서 연료의 연소 압력을 일정하게 유지한다.
디젤 기관은 연료의 압축비가 높을수록 연소 효율이 증가하지만, 폭발 압력을 고려하여 일반적으로 15:1 내지 22:1 정도의 압축비로 연료를 압축시킨다.
또한, 디젤 기관은, 압축 행정에서 공기만이 압축되기 때문에, 피스톤이 상사점에 이르기 전에 조기 착화가 일어나는 현상인 노킹(Knocking)은 원천적으로 발생하지 않는다.
DF 엔진은, 4행정 또는 2행정으로 구성되며, 비교적 저압인 6.5bar 또는 18bar 정도의 압력을 가지는 천연가스를 연소용 공기 입구에 주입하여, 피스톤이 올라가면서 압축을 시키는 오토 사이클(Otto Cycle)을 채택하고 있다.
오토 사이클은, 상사점 부근에서 연소가 일어날 때의 부피가 일정한 정적 공정을 따르는데, 연료와 연소용 공기의 혼합기가 상승 행정 이전에 실린더 내로 유입되어 함께 압축된다. 실린더 내로 유입된 혼합기가 단열압축되며 온도가 상승되는데, 혼합기가 너무 높은 온도에 이르면 조기 착화가 일어날 수 있다. 따라서, 오토 사이클의 압축비는 디젤 사이클에 비하여 낮게 설정된다.
오토 사이클의 압축비가 비교적 낮게 설정되므로, 상사점에서 점화원에 의해 연료가 폭발할 때 높은 압력에 이르게 할 필요가 있으며, 연료를 최대한 짧은 시간 내에 폭발시키는 것이 기관의 효율을 높이는 데 도움이 된다.
또한, 오토 사이클을 따르는 엔진은, 연료와 연소용 공기의 혼합기를 상승 행정 이전에 실린더 내로 유입시키므로, 점화원에 의해 점화가 되기 전에 조기 착화가 일어나는 노킹 현상이 일어날 수 있다.
노킹 현상이 일어나면 기관의 효율이 낮아지고 엔진에 손상이 가해질 수도 있으므로, 오토 사이클을 따르는 엔진은 노킹 현상을 방지하도록 운전하는 것이 중요하다.
오토 사이클을 따르는 엔진에 사용되는 연료가 조기 착화되지 않는 성능, 즉 안티노킹(anti-knocking)은, 액체 연료의 경우에는 옥탄가(octane number)에 의해, 가스 연료의 경우에는 메탄가(methane number)에 의해 규정되며, DF 엔진의 경우, 메탄가 80 이상을 요구한다.
오토 사이클을 따르는 DF 엔진은, 디젤 사이클을 따르는 ME-GI 엔진에 비해 효율은 더 낮으나, 연료의 연소 온도가 높지 않아 고열로 인해 발생하는 질소산화물(NOx)의 양이 적기 때문에, 현재 발효 중인 질소산화물 규제인 IMO Tier Ⅲ을 만족시킨다는 장점이 있다.
이와 같이, 저장탱크에 저장된 LNG를 엔진에서 요구하는 사양에 맞추어 공급하기 위해서는 LNG 및 각 엔진의 특성을 고려한 각종 장비들과 연료 공급 시스템이 구성되어야 할 필요가 있다.
도 1은 종래의 LNG 운반선의 연료 공급 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 1을 참조하면, 종래의 연료 공급 시스템은, 저장탱크(T)로부터 배출되는 증발가스를 엔진(E1, E2)으로 공급하는 증발가스 공급 시스템과 엔진(E1, E2)의 연료로 사용하고 남은 잉여 증발가스를 재액화시키는 재액화 시스템 및 저장탱크(T) 내부의 액화천연가스를 엔진(E1, E2)으로 공급하는 액화천연가스 공급 시스템을 포함할 수 있다.
증발가스 공급 시스템은 다단압축기(200)를 포함하고, 액화천연가스 공급 시스템은, 제1 펌프(610), 제2 펌프(620), 기화기(700), 제1 가열기(810), 및 제2 감압장치(420)를 포함하며, 재액화 시스템은, 제1 열교환기(110), 제1 감압장치(410), 및 기액분리기(500)를 포함한다.
다단압축기(200)는, 저장탱크(T)로부터 배출되는 증발가스를 다단계로 압축시키며, 다수개의 압축부(210, 220, 230, 240, 250) 및 압축부 후단에 압축부와 교대로 설치되는 다수개의 냉각기(310, 320, 330, 340, 350)를 포함하는데, 일반적으로 5개의 압축부 및 5개의 냉각부에 의해 5단으로 증발가스를 압축시키는 다단압축기가 사용된다.
또한, 다단압축기(200)는 하나 또는 다수개의 분기라인과 연결될 수 있으며, 분기라인은 압축부를 통과하여 압축된 증발가스를 다시 압축부로 재공급함으로써 다단압축기(200)를 통과하는 증발가스의 압력과 유량을 조절하도록 한다. 예를 들어, 도 1에 도시한 바와 같이, 분기라인은 제1 압축부(210) 후단에서 증발가스를 분기시켜 제1 압축부(210) 전단으로 공급하도록 하는 제1 분기라인(L1) 및 제5 압축부(250) 후단에서 증발가스를 분기시켜 제4 압축부(240) 전단으로 공급하도록 하는 제2 분기라인(L2)을 포함할 수 있다.
다단압축기(200)의 모든 단계를 거쳐 압축된 증발가스는 제1 엔진(E1)으로 보내지고, 다단압축기(200)의 일부 단계만을 거쳐 압축된 증발가스는 제3 분기라인(L3)을 통해 중간에 분기되어 제2 엔진(E2)으로 보내진다. 제1 엔진(E1)은 ME-GI 엔진일 수 있고, 제2 엔진(E2)은 발전용 DF 엔진일 수 있다.
제1 펌프(610)는, 저장탱크(T) 내부에 설치되어, 저장탱크(T)에 저장된 액화천연가스를 배출시키며, 제2 펌프(620)는, 제1 펌프(610)에 의해 저장탱크(T)로부터 배출된 액화천연가스를 제1 엔진(E1)의 요구 압력까지 압축시킨다.
기화기(700)는, 제2 펌프(620)에 의해 압축된 액화천연가스를 강제 기화시킨다. 기화기(700)에 의해 강제 기화된 천연가스는, 일부는 제1 엔진(E1)으로 공급되고, 나머지는 제1 가열기(810)로 공급된다.
제1 가열기(810)는, 기화기(700)에 의해 기화된 천연가스를 제2 엔진(E2)이 요구하는 온도로 가열하며, 제2 감압장치(420)는, 제1 가열기(810)에 의해 가열된 천연가스를 제2 엔진(E2)이 요구하는 압력으로 감압시킨다.
도 1에는 기화기(700) 후단에 제1 가열기(810)가 설치되고, 제1 가열기(810) 후단에 제2 감압장치(420)가 설치된 것이 도시되어 있지만, 제1 가열기(810)와 제2 감압장치(420)와 설치 순서는 바뀔 수 있고, 기화기(700) 후단에 제2 감압장치(420)가 설치되고, 제2 감압장치(420) 후단에 제1 가열기(810)가 설치될 수도 있다.
제1 열교환기(110)는, 다단압축기(200)의 모든 단계를 거쳐 압축된 후, 제5 분기라인(L5)을 통해 분기된 증발가스를, 저장탱크(T)로부터 배출되는 증발가스를 냉매로하여, 상호 열교환시킴으로써 냉각시킨다. 저장탱크(T)로부터 배출된 증발가스 중, 제1 엔진(E1)이나 제2 엔진(E2)으로 공급되지 않고 남은 잉여 증발가스가, 제1 열교환기(110)로 공급되어 재액화 과정을 거치는 것이다.
제1 감압장치(410)는, 다단압축기(200)에 의해 압축된 후 제1 열교환기(110)에 의해 냉각되어 제5 분기라인(L5)을 따라 흐르는 유체를 팽창시킨다. 다단압축기(200)에 의한 압축 과정과, 제1 열교환기(110)에 의한 냉각 과정과, 제1 감압장치(410)에 의한 팽창 과정을 거친 증발가스는 일부 또는 전부가 재액화된다.
기액분리기(500)는, 다단압축기(200), 제1 열교환기(110), 및 제1 감압장치(410)를 통과하며 재액화된 액화천연가스와, 기체 상태로 남아있는 증발가스를 분리한다. 기액분리기(500)에 의해 분리된 액화천연가스는 저장탱크(T)로 복귀되고, 기액분리기(500)에 의해 분리된 기체 상태의 증발가스는, 저장탱크(T)로부터 배출된 증발가스와 합류되어 제1 열교환기(110)에서 냉매로 사용된다.
제2 엔진(E2)이 DF 엔진 등 오토 사이클을 따르는 엔진인 경우, 노킹이 발생하지 않도록 하기 위해 제2 엔진(E2)으로 공급되는 천연가스의 메탄가를 맞춰야 하는데, 액화천연가스 공급 시스템에 의해 강제 기화되는 천연가스의 경우, 증발가스 공급 시스템의 의해 공급되는 자연 기화된 증발가스보다 메탄가가 낮다.
액화천연가스 공급 시스템에 의하면, 저장탱크(T) 하부에 설치된 제1 펌프(610)에 의해 저장탱크(T) 하부의 액화천연가스를 배출시켜 강제 기화시키므로, 비교적 비중이 큰 성분의 비율이 높기 때문이다.
따라서, 특히 액화천연가스 공급 시스템의 기화기 등 재기화 설비에 의해 강제 기화되는 천연가스의 메탄가를 조절할 필요가 있으며, 본 발명은, 엔진의 연료로 공급되는 천연가스의 메탄가 등 오토 사이클 엔진이 요구하는 연료 가스의 사양을 만족할 수 있는 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법을 제공하고자 한다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 의하면, 액화천연가스를 연료로 하며 오토 사이클(Otto Cycle)에 따라 작동하는 오토 사이클 엔진; 저장탱크로부터 액화천연가스를 배출시키는 연료 공급펌프; 상기 배출된 액화천연가스를 압축하는 고압펌프; 상기 고압펌프에 의해 압축된 액화천연가스를 기화시키는 기화기; 상기 기화기에서 기화된 천연가스를 단열팽창시키는 팽창밸브; 및 상기 팽창밸브에 의해 형성된 기액혼합물을 기액분리하는 기액분리기;를 포함하여, 상기 기액분리기에서 분리된 액체는 상기 저장탱크로 회수하고, 상기 기액분리기에서 분리된 기체는 상기 오토 사이클 엔진의 연료로 공급하여, 상기 오토 사이클 엔진으로 공급되는 천연가스 연료의 메탄가를 조절하는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 고압펌프에 의해 압축되고 기화기로 공급되는 액화천연가스와 상기 기액분리기에서 분리되어 저장탱크로 회수되는 액체를 열교환시키는 액화천연가스 쿨러;를 더 포함하고, 상기 액화천연가스 쿨러에서 상기 기화기로 공급되는 압축 액화천연가스는 가열시키고 상기 저장탱크로 회수되는 액체는 냉각시킬 수 있다.
바람직하게는, 상기 기액분리기에서 분리되어 상기 오토 사이클 엔진의 연료로 공급되는 천연가스 연료를 가열하는 연료가스 히터;를 더 포함하여, 상기 팽창밸브 및 상기 연료가스 히터를 통과한 천연가스 연료는 상기 오토 사이클 엔진에서 필요로 하는 온도를 가질 수 있다.
바람직하게는, 상기 오토 사이클 엔진은, 상기 선박의 추진용 엔진이며 2-스트로크 엔진(2-Stroke Engine)인 X-DF 엔진; 및 상기 선박의 보조전력 생산용 엔진으로서 4-스트로크 엔진(4-Stroke Engine)인 DFDG(Dual Fuel Diesel Generator);를 포함하고, 상기 연료가스 히터를 통과한 천연가스 연료는 상기 X-DF 엔진에서 필요로 하는 온도 및 압력을 가질 수 있다.
바람직하게는, 상기 DFDG로 공급할 천연가스 연료를 감압시키는 감압 밸브;를 더 포함하여, 상기 연료가스 히터 및 감압 밸브를 통과한 천연가스 연료는 상기 DFDG에서 필요로 하는 압력을 가질 수 있다.
바람직하게는, 상기 고압펌프 및 기화기를 통하여 상기 저장탱크로부터 액화천연가스가 상기 엔진으로 공급되도록 경로를 제공하는 액화천연가스 연료라인; 및 상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스가 상기 엔진의 연료로써 공급되도록 경로를 제공하는 증발가스 연료라인;을 포함하고, 상기 증발가스 연료라인에는, 상기 증발가스를 압축시키는 컴프레서; 및 상기 컴프레서에서 압축에 의해 가열된 증발가스를 냉각시키는 중간냉각기;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 압축 및 냉각된 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 압축 액화천연가스와 열교환시키는 증발가스 쿨러;를 더 포함하고, 상기 증발가스 쿨러에서는 상기 기화기로 공급되는 압축 액화천연가스가 가열되고, 상기 증발가스는 냉각될 수 있다.
바람직하게는, 상기 증발가스 쿨러에서 냉각된 압축 증발가스를 상기 기액분리기로 공급되는 기액혼합물과 동일한 압력으로 팽창시키는 증발가스 팽창밸브;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 처리하는 GCU(Gas Combustion Unit);을 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 오토 사이클 엔진의 부하 변동에 따라 상기 고압펌프, 기화기, 팽창밸브 및 기액분리기로 공급되는 유체 또는 상기 고압펌프, 기화기, 팽창밸브 및 기액분리기로부터 배출되는 유체의 온도, 압력 및 유량을 제어하는 제어부;를 더 포함할 수 있다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 의하면, 1) 연료 공급펌프를 이용하여 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 외부로 배출시키고 고압펌프를 이용하여 압축시키는 단계; 2) 상기 압축 액화천연가스를 기화기를 이용하여 기화시키는 단계; 3) 상기 기화된 천연가스를 팽창시키는 단계; 4) 상기 팽창에 의해 형성된 기액혼합물을 기액분리하는 단계; 및 5) 상기 기액분리된 액체는 상기 저장탱크로 재공급하고, 상기 기액분리된 기체를, 액화천연가스를 연료로 하고 오토 사이클에 따라 작동하는 오토 사이클 엔진으로 공급하는 단계;를 포함하여, 상기 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 상기 오토 사이클 엔진에서 요구하는 온도, 압력 및 메탄가를 갖는 연료로서 공급할 수 있는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 방법이 제공된다.
바람직하게는, (1-1) 상기 2)단계에서 상기 압축 액화천연가스를 기화시키기 전에, 상기 5)단계에서 저장탱크로 재공급되는 액체와 상기 압축 액화천연가스를 열교환시키는 단계;를 더 포함하여, 상기 압축 액화천연가스는 상기 저장탱크로 재공급되는 액체에 의해 가열시킨 후 기화시키고, 상기 저장탱크로 재공급되는 액체는 상기 압축 액화천연가스에 의해 냉각시킨 후 저장탱크로 공급할 수 있다.
바람직하게는, 5-1) 상기 5)단계에서 기액분리되어 엔진으로 공급하는 기체 연료를 가열시키는 단계; 및 상기 오토 사이클 엔진의 부하 변동에 따라 상기 각 단계 중 어느 하나 이상의 단계에서 유체의 압력, 온도 및 유량을 제어하는 제어 단계;를 더 포함하여, 상기 5-1)단계를 통과한 유체는 상기 오토 사이클 엔진에서 요구하는 압력, 온도 및 메탄가를 가질 수 있다.
바람직하게는, 5-2) 상기 가열된 기체 연료를 감압시키는 단계;를 더 포함하여, 상기 5-2)단계를 통과한 유체는 상기 오토 사이클 엔진에서 요구하는 압력, 온도 및 메탄가를 가질 수 있다.
바람직하게는, 상기 저장탱크에서 생성된 증발가스를 배출시켜 컴프레서에서 압축시키는 단계; 및 상기 압축 증발가스를 상기 오토 사이클 엔진의 연료로 공급하는 단계;를 더 포함하고, 상기 압축 증발가스는 상기 오토 사이클 엔진에서 필요로 하는 압력 및 온도를 가질 수 있다.
바람직하게는, 상기 압축 증발가스를 팽창시키는 단계;를 더 포함하여, 상기 팽창된 증발가스를 상기 4)단계로 합류시켜 상기 오토 사이클 엔진의 연료로 공급할 수 있다.
바람직하게는, 상기 압축 증발가스와 상기 2)단계에서 기화기로 공급되는 압축 액화천연가스를 열교환시켜 압축 증발가스를 냉각시키는 단계;를 더 포함하여, 상기 압축 및 냉각된 증발가스를 상기 오토 사이클 엔진의 연료로 공급할 수 있다.
본 발명에 따른 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법은, 오토 사이클 엔진이 요구하는 연료 가스의 사양을 만족시키면서 가스 연료를 공급할 수 있다.
특히, 종래에 BOG 컴프레서를 사용하던 방식에 비해 고압펌프 및 재기화 설비를 사용함으로써 운전비용을 줄일 수 있고, 고압펌프와 재기화 설비는 BOG 컴프레서를 적용하는 것보다 장비의 설치 면적 및 설치되는 장비의 가격을 낮출 수 있다. 또한, 종래에는 고압펌프와 재기화 설비를 사용하더라도 오토 사이클 엔진의 경우에는 메탄가를 요구 수준 이상으로 맞출 수 없었으나, 엔진에서 요구하는 메탄가를 확보할 수 있다.
또한, 본 발명에 따른 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법은, 잉여의 가스를 재액화하여 저장탱크에 재공급하므로 자연기화되는 BOG의 양을 최소화할 수 있다.
또한, 선박의 운항 중에는 엔진의 부하가 항상 변하게 되는데, 본 발명에 따르면, 이러한 변화에 맞게 연료 가스의 요구 유량, 온도 및 압력을 유지하면서 공급할 수 있다.
특히, 고압펌프의 유량 제어 및 장비별 온도, 압력 제어를 통하여 엔진 부하에 대해 유연한 대응으로 엔진 연료 요구 온도 및 압력을 일정하게 유지할 수 있다.
도 1은 종래의 LNG 운반선의 연료 공급 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다.
하기 실시예에서는 액화천연가스의 경우를 예로 들어 설명하지만, 본 발명은 다양한 액화가스에 적용될 수 있으며, 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있고, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.
또한, 하기 실시예에서 각 유로를 흐르는 유체는, 시스템의 운용 조건에 따라, 기체상태, 기액혼합상태, 액체상태, 또는 초임계 유체상태일 수 있다.
또한, 하기 실시예에서 선박은, 액화천연가스를 화물로써 운반하는 액화천연가스 운반선(LNG Carrier)인 것을 예로 들어 설명하지만, 액화천연가스를 저장하는 저장탱크를 갖춘 일반 상선일 수도 있고, 본 실시예는 액화천연가스를 연료로 사용하는 엔진이 마련되고 엔진에 의해 추진력을 갖거나 엔진을 구동하여 전력을 생산하여 사용할 수 있는 모든 선박에 적용할 수 있다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다. 이하, 도 2를 참조하여 본 발명의 일 실시예에 따른 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법을 설명하기로 한다.
본 발명의 일 실시예에 따른 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템은 도 2에 도시한 바와 같이, 액화천연가스를 저장하는 저장탱크(10) 내부에 저장된 액화천연가스를 엔진(ME, GE)으로 공급하는 액화천연가스 연료라인(LL);을 포함한다.
본 실시예의 액화천연가스를 저장하는 저장탱크(10)는, 상압에서 극저온의 액화천연가스를 저장하도록 설계·제작되는 멤브레인(Membrane) 탱크 또는 상대적으로 고압에서 극저온의 액화천연가스를 저장하도록 설계·제작되는 Type C 탱크일 수 있으며, 설치 위치, 용량 등에 따라 선택할 수 있다. 단, 본 실시예의 저장탱크(10)는, 멤브레인 탱크인 것이 바람직하다.
본 실시예에서, 액화천연가스 연료라인(LL)을 따라 액화천연가스 연료를 공급받는 엔진은, 오토 사이클을 적용하는 오토 사이클 엔진(ME, GE)일 수 있다.
본 실시예에서, 오토 사이클 엔진은, 2-스트로크 DFME(2-stroke Dual Fuel Main Engine)으로서, 선박의 주 추진용 엔진인 X-DF(eXtra long stroke Dual Fuel) 엔진(ME); 및 4-스트로크 DFDG(4-stroke Dual Fuel Diesel Generator engine)으로서, 선박의 전력 생산용 보조엔진(GE);을 포함할 수 있고, X-DF 엔진(ME)과 전력 생산용 엔진(GE)은 연료로서 공급받는 천연가스의 사양이 서로 상이하다.
예를 들어, 본 실시예에서 X-DF 엔진(ME)은 약 18barg 내외, 약 0~60℃ 및 약 80 이상의 메탄가(Methane Number)를 갖는 천연가스 연료를 필요로 하고, 전력 생산용 엔진(GE)은 약 5barg 내외, 약 0~60℃ 및 약 80 이상의 메탄가를 갖는 천연가스 연료를 필요로 한다.
따라서, 이와 같은 엔진(ME, GE)의 연료 가스 요구 조건을 만족하면서 엔진(ME, GE)으로 액화천연가스 연료를 공급하기 위해서는, 본 실시예에서는 극저온으로 상압에서 액체 상태로 저장되어 있는 액화천연가스를 가열 및 기화시키고, 압축하고, 메탄가를 조절해야만 한다.
본 실시예의 액화천연가스 연료라인(LL) 상에는, 저장탱크(10)에 저장된 액화천연가스를 오토 사이클 엔진(ME, GE)이 필요로 하는 연료의 압력, 온도, 메탄가 등의 조건을 만족하는 연료 가스로 공급하기 위하여, 저장탱크(10)로부터 액화천연가스를 배출시키는 연료 공급펌프(11); 연료 공급펌프(11)에 의해 배출된 액화천연가스를 압축하는 고압펌프(20); 고압펌프(20)에 의해 압축된 액화천연가스를 기화시키는 기화기(30); 기화기(30)에서 기화된 천연가스를 단열팽창시키는 팽창밸브(40); 및 팽창밸브(40)에서 팽창에 의해 형성된 기액혼합물을 기액분리하는 기액분리기(50);가 마련된다.
본 실시예의 연료 공급펌프(11)는 저장탱크(10) 내부에 마련되는 것일 수 있고, 바람직하게는, 저장탱크(10) 내부의 하부, 저장탱크(10)의 바닥면 가까이에 설치될 수 있다. 즉, 연료 공급펌프(11)는 저장탱크(10)의 가장 하부에 저장되어 있는 액화천연가스를 흡입하여 고압펌프(20)로 공급한다.
또한, 연료 공급펌프(11)는 저장탱크(10)에 저장된 액화천연가스를 저장탱크(10) 내부에서 고압펌프(20)까지 이송하며, 저장탱크(10)의 크기, 연료 공급펌프(11)와 고압펌프(20)를 연결하는 배관의 압력 강하, 엔진(ME, GE)으로 공급해야 하는 연료 가스의 양 등에 따라 토출압력과 유량이 결정될 수 있다.
본 실시예의 고압펌프(20)는 연료 공급펌프(11)로부터 토출된 극저온의 액화천연가스를 고압으로 압축할 수 있다. 고압펌프(20)에 의해 액화천연가스는 고압으로 압축되면서 압축에 의해 온도가 상승하게 되며, 바람직하게는, 온도가 상승하더라도 액화천연가스는 액체 상태를 유지한다.
예를 들어, 고압펌프(20)는 저장탱크(10)로부터 배출된 약 1.2bar, -163℃의 액화천연가스를 약 300bar의 압력으로 압축시키며, 고압펌프(20)에 의해 압축된 액화천연가스는 약 300bar, -154℃의 액체 상태일 수 있다.
또한, 본 실시예의 고압펌프(20)는, 피스톤(Piston) 타입일 수 있으며, 회전수를 조절하는 방식으로 유량을 조절할 수 있다.
본 실시예의 기화기(30)는 고압펌프(20)에서 고압으로 압축된 액화천연가스를 열원을 이용하여 가열시키는 일종의 열교환기로써, 기화기(30)에서 압축 액화천연가스는 열에너지를 얻어 적어도 일부 또는 전량이 가스 상태로 기화될 수 있다.
예를 들어, 기화기(30)는 압축 액화천연가스를 약 -50℃의 온도로 가열시키며, 기화기(30)에서 기화된 천연가스는 약 300bar, -50℃의 상태일 수 있다.
기화기(30)에서 압축 액화천연가스를 가열하는 열원으로는, 스팀(Steam) 또는 글리콜 워터(Glycol Water)일 수 있고, 글리콜 워터는 해수 또는 선박 내 연소장치의 폐열(Waste Heat)을 회수하여 가열시킨 것일 수 있으나, 기화기(30)의 열원을 이에 한정하는 것은 아니다.
본 실시예의 팽창밸브(40)는 기화기(30)를 통과한 고압의 천연가스를 단열팽창시키는 줄-톰슨 밸브(Joule-Thomson Valve)일 수 있고, 팽창밸브(40)를 통과하면서 고압의 천연가스는 팽창에 의해 냉각될 수 있으며, 유체의 온도 감소는 팽창밸브(40)를 통과하기 전과 통과한 후의 차이가 클수록 더 크게 감소한다.
본 실시예에서 팽창밸브(40)는 고압의 천연가스를 약 17bar까지 단열팽창시킬 수 있는 것일 수 있다.
예를 들어, 액화천연가스를 연료 가스로서 오토 사이클 엔진, 특히 X-DF 엔진(ME)으로 공급하고자 할 때에는, 기화기(30)를 통과한 고압의 천연가스를 약 17bar로 팽창시킬 수 있고, 팽창밸브(40)를 통과한 천연가스는 약 17bar, -102.5℃의 상태일 수 있으며, 팽창에 의해 냉각되면서 기액혼합물을 형성한다.
또한, 액화천연가스를 연료 가스로서 오토 사이클 엔진, 특히 전력 생산용 엔진(GE)으로 공급하고자 할 때에는, 기화기(30)를 통과한 고압의 천연가스를 약 7bar까지 팽창시킬 수 있고, 팽창밸브(40)를 통과한 천연가스는 약 7bar, -122.5℃의 기액혼합물 상태일 수 있다.
본 실시예의 기액분리기(50)는 팽창밸브(40)에서 형성된 기액혼합물을 기액분리하며, 분리된 액체는 기액분리기(50)의 하부로부터 저장탱크(10) 내부로 연결된 액화천연가스 회수라인(RL)을 통해 저장탱크(10)로 회수되고, 분리된 기체는 기액분리기(50)의 상부로 연결되는 액화천연가스 연료라인(LL)을 따라 오토 사이클 엔진(ME, GE)으로 연료로서 공급된다.
본 실시예에서 기액분리기(50)는 엔진(ME, GE)으로 공급되는 연료 가스의 메탄가를 조절하는 수단이다.
메탄가(methane number)란 노킹(knocking) 현상에 대한 저항성을 수치로 나타낸 것으로, 노킹 현상이란, 연료와 연소공기가 혼합된 혼합기가 엔진의 실린더 내에서 피스톤의 상승 행정 시 압축되면서 비정상적으로 이른 시점에 자연발화 온도에 도달하여 폭발하는 현상을 말하며, 강한 소음과 충격을 동반하여 엔진의 수명을 단축하고 엔진 출력의 저하를 가져온다. 따라서, 엔진으로 공급되는 연료는, 엔진에서 요구하는 메탄가를 가지도록 조절하여 공급해주어야 한다.
메탄가는 연료의 탄소수가 작을수록, 수소/탄소의 비가 클수록 증가하며, 메탄가가 크다는 것은 노킹 현상에 대한 저항성이 커진다고 할 수 있다.
본 실시예에서, 기액분리기(50)에서 분리되어 엔진(ME, GE)으로 연료로서 공급되는 기체 성분은 주로 메탄(CH4)으로, 소량의 중탄화수소 성분을 포함할 수 있으며, 기액분리기(50)에서 분리되어 저장탱크(10)로 회수되는 액체 성분은 주로 에탄, 프로판, 부탄 등 중탄화수소 성분이다.
따라서, 본 실시예의 기액분리기(50)는 연료로 공급되는 성분이 주로 탄소수가 작은 메탄이 되도록 하기 때문에 메탄가가 높은 연료 가스를 엔진(ME, GE)으로 공급할 수 있다.
본 실시예에서는, 기액분리기(50)로 공급되는 기액혼합물, 기액분리기(50)에서 분리되어 액화천연가스 연료라인(LL)으로 배출되는 기체 성분 및 기액분리기(50)에서 분리되어 액화천연가스 회수라인(RL)으로 배출되는 액체 성분의 조성은 아래 표 1에 나타낸 바와 같이 운전될 수 있다.
표 1에 나타낸 유체의 조성은 HYSYS 시뮬레이션에 의한 것이며, 연료 공급펌프(11)를 이용하여 공급된 약 1.2bar, -163℃, 500kg/hr의 액화천연가스임을 가정하여 시뮬레이션한 것이다. 표 1에 나타낸 바와 같이, 기액분리기(50)로부터 분리배출되는 기체 성분에는 메탄의 농도가 높고 중탄화수소의 분율은 작으며, 액체 성분에는 중탄화수소의 분율이 높다.
또한, 표 1에 나타낸 조성은 주요 성분만을 표시하였고, 극소량 더 포함될 수 있는 노르말 부탄(n-Butane), 이소 펜탄(i-Pentane), 질소(Nitrogen, N2), 이산화탄소(Carbon Dioxide, CO2) 등의 분율은 생략하였으며, 따라서 표 1에 표시한 조성의 합이 반드시 1.0000이 되지 않을 수도 있다.
기액혼합물(Inlet) 기체 성분(Outlet) 액체 성분(Outlet)
Methane 0.8709 0.9943 0.6196
Ethane 0.0854 0.0056 0.2479
Propane 0.0311 0.0001 0.0944
i-Butane 0.0116 0.0000 0.0351
메탄가는 공급되는 연료 가스의 조성에 의해 결정되며, 액화천연가스는 메탄이 주성분이나, 에탄, 프로판, 부탄, 펜탄, 질소, 이산화탄소 등도 소량 포함되어 있기 때문에, 연료 가스 공급 시스템의 특성에 따라 공급되는 연료 가스의 조성이 달라질 수 있으며 그에 따라 메탄가도 달라진다..
본 실시예에 따르면, 연료 공급펌프(11)를 이용하여 저장탱크(10)의 가장 하부에 저장되어 있는 액화천연가스를 연료로서 이송하여 기화시키고 공급하므로, 상대적으로 저장탱크(10)에서 자연기화하여 발생하며 에탄, 프로판 등 중탄화수소의 몰 비율이 높은 증발가스보다 메탄가가 높기 때문에 더욱 적합한 연료를 공급할 수 있다. 또한, 고압펌프(20) 및 기화기(30)를 이용하여 액체 상태의 천연가스를 기화시켜, 상대적으로 고압의 연료를 필요로 하는 디젤 사이클 엔진이 아닌, 중압 또는 저압의 연료를 필요로 하는 오토 사이클 엔진의 연료로서 공급하더라도, 기액분리기(50)를 이용하여 메탄가를 조절하여 공급할 수도 있다.
본 실시예에 따르면, 도 2에 도시한 바와 같이, 기액분리기(50)에서 분리된 기체 성분이 연료 가스로서 엔진(ME, GE)으로 공급될 수 있으며, 기액분리기(50) 후단의 액화천연가스 연료라인(LL)에는 기액분리기(50)에서 분리되어 엔진(ME, GE)으로 공급되는 연료 가스를 엔진(ME, GE)에서 요구하는 온도로 가열하는 연료가스 히터(60);를 더 포함할 수 있다.
본 실시예에서, 엔진(ME, GE)으로 공급되는 연료가스는 연료가스 히터(60)에서 약 45℃로 가열될 수 있다.
또한, 도 2에 도시한 바와 같이, 본 실시예에서 액화천연가스 연료라인(LL)은 저장탱크(10)로부터 오토 사이클 엔진으로 연결되나, X-DF 엔진(ME)과 전력 생산용 엔진(GE)의 전단, 연료가스 히터(60)의 후단에서 각각의 엔진으로 분기되어 연결될 수 있고, 각 엔진에서 요구하는 조건에 맞는 연료 가스를 공급해줄 수 있다. 그러나 그 분기점은 반드시 이에 한정하는 것은 아니다.
본 실시예에서는, 도 2에 도시한 바와 같이, 액화천연가스 연료라인(LL)이 저장탱크(10)로부터 X-DF 엔진(ME)으로 연결되고, 액화천연가스 연료라인(LL)으로부터 X-DF 엔진(ME)의 전단에서 분기되는 연료가스 분기라인(LB)이 더 연결되어, 액화천연가스 연료를 전력 생산용 엔진(GE)으로 공급할 수 있다. 연료가스 분기라인(LB)에는 액화천연가스 연료라인(LL)으로부터 연료가스 분기라인(LB)으로 유입된 연료 가스의 압력을 전력 생산용 엔진(GE)의 연료 조건에 맞도록 감압시키는 감압밸브(70);가 더 마련될 수 있다.
즉, 저장탱크(10)에 저장된 액화천연가스를 액화천연가스 연료라인(LL)을 통해 압축, 기화, 팽창시켜 엔진(ME, GE)으로 공급하는데, 액화천연가스 연료라인(LL)이 저장탱크(10)로부터 오토 사이클 엔진(ME, GE)으로 연결되며, X-DF 엔진(ME)으로만 액화천연가스 연료를 공급하거나, X-DF 엔진(ME) 및 전력 생산용 엔진(GE)으로 연료 가스를 동시에 공급할 때에는, 고압펌프(20), 기화기(30), 팽창밸브(40) 등을 제어하여 연료 가스의 압력 및 온도가 X-DF 엔진(ME)의 연료 조건을 만족하도록 제어하고, 감압밸브(70)를 이용하여 전력 생산용 엔진(GE)으로 공급되는 연료 가스의 압력을 전력 생산용 엔진(GE)의 연료 조건에 맞도록 제어해줄 수 있다.
본 실시예에서, 액화천연가스 연료라인(LL)을 통하여 X-DF 엔진(ME)으로 공급되는 연료 가스는 약 17bar, 45℃일 수 있고, 액화천연가스 연료라인(LL)으로부터 연료가스 분기라인(LB)으로 분기되어 감압밸브(70)를 통과하여 전력 생산용 엔진(GE)으로 공급되는 연료가스는 약 6.5bar, 45℃일 수 있다.
또한, 액화천연가스를 연료로서 액화천연가스 연료라인(LL)을 통하여 전력 생산용 엔진(GE)으로 공급하는 경우에는, 팽창밸브(40)에서, 압축 및 기화된 천연가스를 약 7bar로 팽창시킬 수도 있다.
또한, 본 실시예에 따르면, 도 2에 도시한 바와 같이, 액화천연가스 연료공급라인(LL)에는 고압펌프(20)와 기화기(30) 사이에, 고압펌프(20)에서 압축된 액화천연가스와 기액분리기(50)에서 분리되어 액화천연가스 회수라인(RL)을 따라 저장탱크(10)로 회수되는 액체 성분을 열교환시키는 액화천연가스 쿨러(31)를 더 포함할 수 있다.
예를 들어, 액화천연가스 쿨러(31)에서는 고압펌프(20)에서 압축된 약 300bar, -154℃의 압축 액화천연가스와, 기액분리기(50)에서 분리되어 저장탱크(10)로 회수되는 약 -122.5℃의 액체 성분이 열교환하여, 압축 액화천연가스는 기화기(40)로 공급되기 전에 예열되고, 액체 성분은 저장탱크(10)로 회수되기 전에 냉각된다. 액화천연가스 쿨러(31)에서 열교환 후 배출되어 기화기(40)로 공급되는 압축 액화천연가스는 약 300bar, -149.3℃로 가열되고, 열교환 후 배출되어 저장탱크(10)로 회수되는 액체 성분은 약 -140 내지 -152℃일 수 있다.
따라서, 본 실시예에 따르면, 기액분리기(50)에서 분리되며 저장탱크(10)로 재공급되는 액체 성분을 냉각시켜 더 낮은 온도로 저장탱크(10)로 회수할 수 있으므로, 저장탱크(10) 내에서 발생하는 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)의 양을 최소화할 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템은, 액화천연가스를 고압펌프(20) 및 기화기(30)를 이용하여 엔진(ME, GE)으로 공급하는 액화천연가스 연료라인(LL)과 함께 저장탱크(10)에서 자연기화하여 발생하는 증발가스를 오토 사이클 엔진(ME, GE)의 연료로 공급하는 증발가스 연료라인(GL);을 더 포함할 수 있다.
본 실시예에서 증발가스 연료라인(GL)은 도 2에 도시한 바와 같이 저장탱크(10)로부터 액화천연가스 연료라인(LL)으로 연결될 수 있으며, 바람직하게는, 연료가스 히터(60) 후단으로 합류할 수 있다.
또한, 증발가스 연료라인(GL)은 증발가스 연료라인(GL)으로부터 분기되어 액화천연가스 연료라인(LL)의 기액분리기(50)로 연결되는 증발가스 분기라인(GB1)을 더 포함할 수 있으며, 증발가스 분기라인(GB1)에는 기액분리기(50)로 공급되는 유체를 단열팽창시키는 증발가스 팽창밸브(41)가 마련될 수 있다.
증발가스 연료라인(GL)에는 저장탱크(10)로부터 배출된 증발가스를 압축하는 다단압축기(MC), 다단압축기(MC)에서 압축된 증발가스를 냉각시키는 증발가스 쿨러(32)가 마련될 수 있다.
다단압축기(MC)는 증발가스를 다단으로 압축시키는 다수개의 컴프레서(Compressor)와, 각 컴프레서 후단에 마련되며 각 컴프레서에서 압축에 의해 온도가 상승한 증발가스를 냉각시키는 다수개의 중간냉각기(Inter-cooler)를 포함할 수 있다.
본 실시예에서 다단압축기(MC)는 저장탱크(10)에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 수단이고, 또한, 상술한 고압펌프(20) 또는 기화기(30)의 고장 등 문제가 발생했을 경우에는 증발가스를 직접 또는 기액분리기(50)를 통과하여 전력 생산용 엔진(GE)으로 공급하기 위한 수단으로 마련될 수 있다.
본 실시예의 다단압축기(MC)는 2개의 컴프레서와 2개의 중간냉각기를 포함하여 증발가스를 2단계에 걸쳐 압축시키는 2단압축기 또는 1개의 컴프레서와 1개의 중간냉각기를 포함하여 증발가스를 1단계에 걸쳐 압축시키는 1단압축기일 수 있다.
본 실시예의 증발가스 쿨러(32)에서는 다단압축기(MC)에서 압축한 증발가스와 상술한 액화천연가스 연료라인(LL)에서 고압펌프(20)에서 의해 압축된 액화천연가스를 열교환시켜, 고압펌프(20)에서 압축된 액화천연가스의 냉열을 이용하여 다단압축기(MC)에서 압축된 증발가스를 냉각시킨다.
즉, 증발가스 쿨러(32)에서, 고압펌프(20)에서 압축된 압축 액화천연가스는 가열되어 배출되고, 다단압축기(MC)에서 압축된 압축 증발가스는 냉각되어 배출된다.
바람직하게는, 증발가스 쿨러(32)는 상술한 액화천연가스 쿨러(31) 후단에 마련될 수 있다. 즉, 고압펌프(20)에서 압축된 압축 액화천연가스는, 액화천연가스 쿨러(31)에서 기액분리기(50)에서 분리되어 저장탱크(10)로 회수되는 재액화 천연가스와 열교환하여 1차 가열되고, 증발가스 쿨러(32)에서 다단압축기(MC)에서 압축된 압축 증발가스와 열교환하여 2차 가열된 후 기화기(30)로 공급될 수 있다.
또한, 본 실시예에서는, 압축 증발가스가 증발가스 쿨러(32)를 바이패스하여 증발가스 쿨러(32) 후단으로 합류하도록 하는 쿨러 우회라인(GB)을 더 포함할 수 있는데, 바람직하게는, 저장탱크(10)에서 자연기화하여 발생한 증발가스는 다단압축기(MC)에서 압축된 후 쿨러 우회라인(GB)을 따라 증발가스 쿨러(32)를 바이패스 하여 연료가스 히터(60) 후단으로 합류시키고, 고압펌프(20)의 운전 도중에 발생한 증발가스는, 다단압축기(MC)에서 압축되고 증발가스 쿨러(32)에서 냉각된 후 증발가스 분기라인(GB1)을 따라 증발가스 팽창밸브(41)에서 팽창되어 기액분리기(50)로 합류할 수 있다.
증발가스 팽창밸브(41)는 상술한 액화천연가스 연료라인(LL)의 팽창밸브(40)와 같은 압력까지 증발가스를 팽창시킬 수 있어야 한다. 또한 증발가스 쿨러(32)에서 냉각된 증발가스는 액화천연가스 연료라인(LL)을 통해 기액분리기(50)로 공급되는 액화천연가스의 온도, 즉 본 실시예에서 약 -50℃까지 냉각시킬 수 있어야 한다.
즉, 증발가스 분기라인(GB1)을 따라 기액분리기(50)로 공급되는 증발가스와 액화천연가스 연료라인(LL)을 따라 기액분리기(50)로 공급되는 액화천연가스는 동일한 압력 및 온도로 공급되어야 기액 분리 성능을 저해하지 않는다.
또한, 도시하지는 않았지만, 본 발명에 따른 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템은, 상술한 증발가스 연료라인(GL)을 마련하지 않고, 저장탱크(10)에서 발생한 증발가스를 처리하는 수단으로써 GCU(Gas Combustion Unit)을 마련할 수도 있다. 즉, 저장탱크(10)에서 발생한 증발가스를 오토 사이클 엔진의 연료로는 사용하지 않고 연소시켜 처리할 수도 있다.
상술한 바와 같이 본 발명의 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법은, LFS, 특히 저압 2행정 이중연료유 엔진(2SDFME)과 이중 연료유 발전 엔진(DFDG)과 같은 오토 사이클 엔진이 적용된 선박에서 엔진으로 연료가스를 공급하기 위한 시스템 및 방법에 관한 것이다. 본 발명에 의하면, 액화천연가스를 액체 상태에서 고압으로 압축하는 고압펌프(20)와 압축 액화천연가스를 기화시키는 기화기(30), 기화된 천연가스를 단열팽창시키는 팽창밸브(40) 및 팽창에 의해 형성된 기액혼합물을 기액분리하는 기액분리기(50)를 이용하여, 저압의 오토 사이클 엔진이 요구하는 연료 가스 조건을 만족시키면서 연료를 공급할 수 있고, 종래 증발가스 컴프레서를 활용하던 방식에 비해 고압펌프를 활용하므로 운전 비용 및 특히 전력 에너지 비용을 절약할 수 있고, 설치 면적과 설치 장비 비용을 절감할 수 있다.
또한, 고압펌프(20)와 기화기(30)를 이용하여 저압의 오토 사이클 엔진으로 연료를 공급하더라도 메탄가를 조절할 수 있고, 기화시킨 일부의 가스는 재액화시켜 저장탱크(10)로 회수하므로 저장탱크(10)에서 자연기화되는 증발가스의 양을 최소화할 수 있다.
또한, 선박의 운항 중에는 엔진의 부하가 항상 변하게 되는데, 본 발명에 따르면, 도시하지 않은 제어부에 의해 고압펌프(20)의 유량을 제어하고, 시스템을 구성하는 각종 장치들의 온도 및 압력을 제어함으로써 엔진의 부하 변동에 맞추어 연료 가스의 요구 유량을 온도 및 압력을 쉽게 유지하면서 연료를 공급할 수 있다.
본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고, 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.

Claims (17)

  1. 액화천연가스를 연료로 하며 오토 사이클(Otto Cycle)에 따라 작동하는 오토 사이클 엔진;
    저장탱크로부터 배출된 액화천연가스를 압축하는 고압펌프;
    상기 고압펌프에 의해 압축된 액화천연가스를 기화시키는 기화기;
    상기 기화기에서 기화된 천연가스를 팽창시키는 팽창밸브; 및
    상기 팽창밸브에 의해 형성된 기액혼합물을 기액분리하는 기액분리기;를 포함하여,
    상기 기액분리기에서 분리된 액체는 상기 저장탱크로 회수하고, 상기 기액분리기에서 분리된 기체는 상기 오토 사이클 엔진의 연료로 공급하여, 상기 오토 사이클 엔진으로 공급되는 천연가스 연료의 메탄가를 조절하는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 고압펌프에 의해 압축되고 기화기로 공급되는 액화천연가스와 상기 기액분리기에서 분리되어 저장탱크로 회수되는 액체를 열교환시키는 액화천연가스 쿨러;를 더 포함하고,
    상기 액화천연가스 쿨러에서는, 상기 기화기로 공급되는 압축 액화천연가스는 가열시키고 상기 저장탱크로 회수되는 액체는 냉각시키는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템.
  3. 청구항 1에 있어서,
    상기 기액분리기에서 분리되어 상기 오토 사이클 엔진의 연료로 공급되는 천연가스 연료를 가열하는 연료가스 히터;를 더 포함하여,
    상기 팽창밸브 및 상기 연료가스 히터를 통과한 천연가스 연료는 상기 오토 사이클 엔진에서 필요로 하는 온도를 갖는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템.
  4. 청구항 3에 있어서,
    상기 오토 사이클 엔진은,
    상기 선박의 추진용 엔진이며 2-스트로크 엔진(2-Stroke Engine)인 X-DF 엔진; 및
    상기 선박의 보조전력 생산용 엔진이며 4-스트로크 엔진(4-Stroke Engine)인 DFDG(Dual Fuel Diesel Generator);을 포함하고,
    상기 연료가스 히터를 통과한 천연가스 연료는 상기 X-DF 엔진에서 필요로 하는 온도 및 압력을 갖는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템.
  5. 청구항 4에 있어서,
    상기 DFDG로 공급할 천연가스 연료를 감압시키는 감압 밸브;를 더 포함하여,
    상기 연료가스 히터 및 감압 밸브를 통과한 천연가스 연료는 상기 DFDG에서 필요로 하는 압력을 갖는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템.
  6. 청구항 1 내지 5 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고압펌프 및 기화기를 통하여 상기 저장탱크로부터 액화천연가스가 상기 엔진으로 공급되도록 경로를 제공하는 액화천연가스 연료라인; 및
    상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스가 상기 엔진의 연료로 공급되도록 경로를 제공하는 증발가스 연료라인;을 포함하고,
    상기 증발가스 연료라인에는,
    상기 증발가스를 압축시키는 컴프레서; 및
    상기 컴프레서에서 압축에 의해 가열된 증발가스를 냉각시키는 중간냉각기;를 포함하는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템.
  7. 청구항 6에 있어서,
    상기 압축 및 냉각된 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 압축 액화천연가스와 열교환시키는 증발가스 쿨러;를 더 포함하고,
    상기 증발가스 쿨러에서는 상기 기화기로 공급되는 압축 액화천연가스가 가열되고, 상기 증발가스는 냉각되는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템.
  8. 청구항 7에 있어서,
    상기 증발가스 쿨러에서 냉각된 압축 증발가스를 상기 기액분리기로 공급되는 기액혼합물과 동일한 압력으로 팽창시키는 증발가스 팽창밸브;를 더 포함하는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템.
  9. 청구항 6에 있어서,
    상기 오토 사이클 엔진의 부하 변동에 따라 상기 고압펌프, 기화기, 팽창밸브 및 기액분리기로 공급되는 유체 또는 상기 고압펌프, 기화기, 팽창밸브 및 기액분리기로부터 배출되는 유체의 온도, 압력 및 유량을 제어하는 제어부;를 더 포함하는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템.
  10. 청구항 1 내지 4 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 처리하는 GCU(Gas Combustion Unit);을 더 포함하는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템.
  11. 1) 저장탱크로부터 배출시킨 액화천연가스를 고압펌프를 이용하여 압축시키는 단계;
    2) 상기 압축 액화천연가스를 기화기를 이용하여 기화시키는 단계;
    3) 상기 기화된 천연가스를 팽창시키는 단계;
    4) 상기 팽창에 의해 형성된 기액혼합물을 기액분리하는 단계; 및
    5) 상기 기액분리된 액체는 상기 저장탱크로 재공급하고, 상기 기액분리된 기체는 오토 사이클 엔진의 연료로 공급하는 단계;를 포함하여,
    상기 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 상기 오토 사이클 엔진에서 요구하는 온도, 압력 및 메탄가를 갖는 연료로서 공급할 수 있는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 방법.
  12. 청구항 11에 있어서,
    (1-1) 상기 2)단계에서 상기 압축 액화천연가스를 기화시키기 전에, 상기 5)단계에서 저장탱크로 재공급되는 액체와 상기 압축 액화천연가스를 열교환시키는 단계;를 더 포함하여,
    상기 압축 액화천연가스는 상기 저장탱크로 재공급되는 액체에 의해 가열시킨 후 기화시키고,
    상기 저장탱크로 재공급되는 액체는 상기 압축 액화천연가스에 의해 냉각시킨 후 저장탱크로 공급하는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 방법.
  13. 청구항 12에 있어서,
    5-1) 상기 5)단계에서 기액분리되어 엔진으로 공급하는 기체 연료를 가열시키는 단계;를 더 포함하여,
    상기 5-1)단계를 통과한 유체는 상기 오토 사이클 엔진에서 요구하는 압력, 온도 및 메탄가를 갖는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 방법.
  14. 청구항 13에 있어서,
    5-2) 상기 가열된 기체 연료를 감압시키는 단계;를 더 포함하여,
    상기 5-2)단계를 통과한 유체는 상기 오토 사이클 엔진에서 요구하는 압력, 온도 및 메탄가를 갖는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 방법.
  15. 청구항 11에 있어서,
    상기 저장탱크에서 생성된 증발가스를 배출시켜 컴프레서에서 압축시키는 단계; 및
    상기 압축 증발가스를 상기 오토 사이클 엔진의 연료로 공급하는 단계;를 더 포함하고,
    상기 압축 증발가스는 상기 오토 사이클 엔진에서 필요로 하는 압력 및 온도를 갖는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 방법.
  16. 청구항 15에 있어서,
    상기 압축 증발가스를 팽창시키는 단계;를 더 포함하여,
    상기 팽창된 증발가스를 상기 4)단계로 합류시켜 상기 오토 사이클 엔진의 연료로 공급하는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 방법.
  17. 청구항 15 또는 16에 있어서,
    상기 압축 증발가스와 상기 2)단계에서 기화기로 공급되는 압축 액화천연가스를 열교환시켜 압축 증발가스를 냉각시키는 단계;를 더 포함하여,
    상기 압축 및 냉각된 증발가스를 상기 오토 사이클 엔진의 연료로 공급하는, 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 방법.
PCT/KR2017/014293 2017-01-24 2017-12-07 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법 WO2018139753A1 (ko)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2019538154A JP7100041B2 (ja) 2017-01-24 2017-12-07 液化天然ガスを燃料として用いる船舶の燃料供給システム及び燃料供給方法
CN201780084402.6A CN110248866B (zh) 2017-01-24 2017-12-07 用于在液化天然气燃料船中供应燃料的系统和方法
SG11201906178YA SG11201906178YA (en) 2017-01-24 2017-12-07 System and method for supplying fuel in liquefied natural gas fueled ship

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020170011188A KR102651092B1 (ko) 2017-01-24 2017-01-24 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법
KR10-2017-0011188 2017-01-24

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018139753A1 true WO2018139753A1 (ko) 2018-08-02

Family

ID=62978605

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/KR2017/014293 WO2018139753A1 (ko) 2017-01-24 2017-12-07 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법

Country Status (5)

Country Link
JP (1) JP7100041B2 (ko)
KR (1) KR102651092B1 (ko)
CN (1) CN110248866B (ko)
SG (1) SG11201906178YA (ko)
WO (1) WO2018139753A1 (ko)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112177763A (zh) * 2019-07-05 2021-01-05 曼能解决方案（曼能解决方案德国股份公司）分公司 大型二冲程直流扫气式气体燃料发动机
CN113330244A (zh) * 2019-11-14 2021-08-31 (株)东和恩泰 小型船舶用空间密集型液化天然气燃料供应系统
FR3124830A1 (fr) * 2021-06-30 2023-01-06 Gaztransport Et Technigaz Système d’alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102327410B1 (ko) * 2020-06-18 2021-11-17 대우조선해양 주식회사 액화가스 운반선의 연료공급시스템 및 방법
JP7485796B2 (ja) * 2020-06-18 2024-05-16 ハンファ オーシャン カンパニー リミテッド 液化ガス運搬船の燃料供給システム及び燃料供給方法
KR102333072B1 (ko) * 2020-06-18 2021-12-01 대우조선해양 주식회사 액화가스 운반선의 연료공급시스템 및 방법
CN112046686B (zh) * 2020-08-03 2022-12-13 沪东中华造船(集团)有限公司 一种乙烷运输船不可液化的高甲烷含量挥发气体处理系统
CN112078771A (zh) * 2020-08-03 2020-12-15 沪东中华造船(集团)有限公司 一种lng船上bog处理发电装置和lng船
KR20220031150A (ko) 2020-09-03 2022-03-11 대우조선해양 주식회사 액화가스 운반선의 연료공급시스템 및 방법
KR102348832B1 (ko) * 2020-09-21 2022-01-07 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박
CN113309638A (zh) * 2021-04-26 2021-08-27 安徽合力股份有限公司 一种lng发动机燃料系统
FR3122706B1 (fr) * 2021-05-07 2023-12-01 Gaztransport Et Technigaz Système d’alimentation d’un consommateur configuré pour être alimenté en un carburant préparé à partir d’un gaz issu de l’évaporation d’un liquide cryogénique comprenant au moins du méthane
CN115596990A (zh) * 2021-07-09 2023-01-13 国家能源投资集团有限责任公司（Cn） 用于液化气体储存的具有汽化管理的系统和方法
CN114142061B (zh) * 2021-12-01 2024-03-08 上海船舶研究设计院（中国船舶工业集团公司第六0四研究院） 船上氢燃料制备系统及其制氢方法
JP7385783B1 (ja) 2023-06-01 2023-11-22 三菱造船株式会社 浮体

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20140138015A (ko) * 2013-05-23 2014-12-03 대우조선해양 주식회사 선박 엔진용 하이브리드 연료 공급 시스템
KR20150061276A (ko) * 2013-11-27 2015-06-04 대우조선해양 주식회사 초전도 냉각시스템
KR20150135157A (ko) * 2014-05-23 2015-12-02 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR20160120207A (ko) * 2015-04-07 2016-10-17 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박
KR20160144874A (ko) * 2015-06-09 2016-12-19 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3821506B2 (ja) * 1995-12-28 2006-09-13 大陽日酸株式会社 液化天然ガス貯槽の蒸発ガス再液化装置
US7155931B2 (en) * 2003-09-30 2007-01-02 Ortloff Engineers, Ltd. Liquefied natural gas processing
GB0329343D0 (en) * 2003-12-18 2004-01-21 Bp Exploration Operating Process
US8028724B2 (en) * 2007-02-12 2011-10-04 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. LNG tank and unloading of LNG from the tank
US20080276627A1 (en) * 2007-05-08 2008-11-13 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Fuel gas supply system and method of a ship
DE102007042158A1 (de) * 2007-09-05 2009-03-12 Man Diesel Se Gasversorgungsanlage für einen mit gasförmigen Treibstoff betriebenen Verbrennungsmotor
US20140069118A1 (en) * 2011-03-22 2014-03-13 Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Method and system for supplying fuel to high-pressure natural gas injection engine
CN104837724A (zh) * 2012-12-11 2015-08-12 大宇造船海洋株式会社 用于船舶的液化气处理系统
US20140352330A1 (en) * 2013-05-30 2014-12-04 Hyundai Heavy Industries Co., Ltd. Liquefied gas treatment system
KR101640765B1 (ko) * 2013-06-26 2016-07-19 대우조선해양 주식회사 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법
JP5746301B2 (ja) * 2013-10-11 2015-07-08 三井造船株式会社 液化ガス運搬船用燃料ガス供給システム
KR101904416B1 (ko) * 2014-04-02 2018-10-08 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
CN104534277A (zh) * 2014-10-29 2015-04-22 沪东重机有限公司 一种同时输出高压和低压的气体供应系统及方法
KR101654628B1 (ko) * 2015-02-13 2016-09-06 대우조선해양 주식회사 연료 공급 시스템
KR102189756B1 (ko) * 2015-03-19 2020-12-14 삼성중공업 주식회사 연료가스 공급시스템

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20140138015A (ko) * 2013-05-23 2014-12-03 대우조선해양 주식회사 선박 엔진용 하이브리드 연료 공급 시스템
KR20150061276A (ko) * 2013-11-27 2015-06-04 대우조선해양 주식회사 초전도 냉각시스템
KR20150135157A (ko) * 2014-05-23 2015-12-02 현대중공업 주식회사 액화가스 처리 시스템
KR20160120207A (ko) * 2015-04-07 2016-10-17 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박
KR20160144874A (ko) * 2015-06-09 2016-12-19 현대중공업 주식회사 가스 처리 시스템

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112177763A (zh) * 2019-07-05 2021-01-05 曼能解决方案（曼能解决方案德国股份公司）分公司 大型二冲程直流扫气式气体燃料发动机
JP2021011871A (ja) * 2019-07-05 2021-02-04 エムエーエヌ・エナジー・ソリューションズ・フィリアル・アフ・エムエーエヌ・エナジー・ソリューションズ・エスイー・ティスクランド 大型２ストロークユニフロー掃気ガス燃料機関
JP7132284B2 (ja) 2019-07-05 2022-09-06 エムエーエヌ・エナジー・ソリューションズ・フィリアル・アフ・エムエーエヌ・エナジー・ソリューションズ・エスイー・ティスクランド 大型２ストロークユニフロー掃気ガス燃料機関
CN112177763B (zh) * 2019-07-05 2022-12-23 曼能解决方案（曼能解决方案德国股份公司）分公司 大型二冲程直流扫气式气体燃料发动机
CN113330244A (zh) * 2019-11-14 2021-08-31 (株)东和恩泰 小型船舶用空间密集型液化天然气燃料供应系统
CN113330244B (zh) * 2019-11-14 2022-12-06 (株)东和恩泰 小型船舶用空间密集型液化天然气燃料供应系统
FR3124830A1 (fr) * 2021-06-30 2023-01-06 Gaztransport Et Technigaz Système d’alimentation en gaz pour appareils consommateurs de gaz à haute et basse pression

Also Published As

Publication number Publication date
CN110248866A (zh) 2019-09-17
JP7100041B2 (ja) 2022-07-12
SG11201906178YA (en) 2019-08-27
CN110248866B (zh) 2023-01-17
KR20180087017A (ko) 2018-08-01
JP2020507703A (ja) 2020-03-12
KR102651092B1 (ko) 2024-03-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2018139753A1 (ko) 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법
WO2015130122A1 (ko) 증발가스 처리 시스템
EP2853479B1 (en) System for processing liquefied gas in ship
WO2017082552A1 (ko) 선박
WO2012128449A1 (ko) 고압 천연가스 분사 엔진용 연료 공급 시스템의 재액화 장치에 사용되는 비폭발성 혼합냉매
WO2014209029A1 (ko) 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법
EP2933183A1 (en) Liquefied gas processing system for ship
KR20140138015A (ko) 선박 엔진용 하이브리드 연료 공급 시스템
KR100747372B1 (ko) 증발가스의 재액화 장치 및 재액화 방법
KR102651898B1 (ko) 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법
WO2017099317A1 (ko) 엔진을 포함하는 선박
KR102664941B1 (ko) 액화천연가스 연료 선박의 연료 공급 시스템 및 방법
WO2021157855A1 (ko) 선박의 액화가스 재기화 시스템 및 방법
WO2023042975A1 (ko) 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법
WO2016195233A1 (ko) 선박
WO2023043030A1 (ko) 증발가스 재액화 시스템 및 이를 포함하는 선박
KR101356004B1 (ko) 선박의 증발가스 처리 방법
WO2017209492A1 (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박
WO2022244941A1 (ko) 전력 절감형 액화가스 연료 선박 및 상기 액화가스 연료 선박의 증발가스 처리 방법
WO2016195231A1 (ko) 선박
KR102376276B1 (ko) 선박의 가스 연료 공급 시스템 및 방법
KR20200009719A (ko) 선박용 증발가스 재액화 시스템 및 방법
KR20230029086A (ko) 선박의 연료 공급 시스템 및 방법

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17893724

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2019538154

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17893724

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1