WO2021015399A1 - 선박의 연료가스 관리시스템 - Google Patents

선박의 연료가스 관리시스템 Download PDF

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WO2021015399A1
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heat exchanger
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정진나
최재웅
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삼성중공업 주식회사
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    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T70/00—Maritime or waterways transport
    • Y02T70/50—Measures to reduce greenhouse gas emissions related to the propulsion system
    • Y02T70/5218—Less carbon-intensive fuels, e.g. natural gas, biofuels

Definitions

  • the present invention relates to a fuel gas management system of a ship, and more particularly, to a boil-off gas of a ship capable of efficient use and management of the boil-off gas.
  • Natural gas is generally referred to as Liquefied Natural Gas, which is a colorless, transparent cryogenic liquid that is reduced to 1/600 by cooling natural gas to about -162 degrees Celsius for ease of storage and transportation. It has changed and is managing and operating.
  • Such liquefied natural gas is stored and transported by being accommodated in a storage tank installed in an insulated hull.
  • a storage tank installed in an insulated hull.
  • external heat is continuously transferred to the inside of the storage tank, so that the liquefied natural gas is naturally evaporated and the evaporated gas generated is accumulated in the storage tank.
  • the boil-off gas increases the internal pressure of the storage tank and may cause deformation or damage to the storage tank, so it is necessary to treat and remove the boil-off gas.
  • the present embodiment is to provide a fuel gas management system for a ship that can improve and maintain the reliquefaction efficiency of boil-off gas.
  • the present embodiment is to provide a fuel gas management system for a ship that can efficiently manage boil-off gas.
  • the present embodiment is to provide a fuel gas management system for a ship that can prevent equipment failure and improve performance.
  • the present embodiment is to provide a fuel gas management system for a ship that can promote efficient facility operation with a simple structure.
  • the present embodiment is to provide a fuel gas management system for a ship that can promote the structural stability of facilities.
  • a storage tank for accommodating liquefied gas and evaporative gas generated therefrom, a reliquefaction line for reliquefying the evaporated gas and supplying it to the storage tank, and a refrigerant circulation for providing cold heat by a refrigerant A line, a first heat exchanger and a second heat exchanger provided between the reliquefaction line and the refrigerant circulation line, wherein the reliquefaction line primarily heats the boil-off gas discharged from the storage tank in the first heat exchanger And a first heat exchange unit for reliquefying heavy hydrocarbons contained in the evaporation gas by cooling, a gas-liquid separator for separating the re-liquefied component and the non-liquefied component generated through the first heat exchange unit, and the non-liquefied component separated by the gas-liquid separator.
  • the second heat exchanger may be provided to resupply the supercooled and re-liquefied boil-off gas to the storage tank by passing through the second
  • the refrigerant circulation line includes a compressor that pressurizes the refrigerant, a third heat exchanger that heats and cools the refrigerant pressurized through the compressor with the refrigerant prior to pressurization of the compressor, and an expander that depressurizes the refrigerant cooled through the third heat exchanger. And, a third heat exchange part for exchanging the cryogenic refrigerant depressurized through the expander with the non-liquefied component in the second heat exchanger, and a refrigerant whose temperature partially increased while passing through the third heat exchanger in the first heat exchanger. It includes a fourth heat exchange unit for exchanging heat with the boil-off gas, and the refrigerant passing through the fourth heat exchange unit may be circulated toward the compressor.
  • the re-liquefaction line may further include a liquefied gas recovery line for recovering the re-liquefied component of heavy hydrocarbons separated by the gas-liquid separator to the storage tank.
  • the reliquefaction line includes a compression unit that pressurizes the boil-off gas discharged from the storage tank, and a fuel supply that is branched between the compression unit and the first heat exchange unit to supply a part of the boil-off gas pressurized through the compression unit to a customer. It may be provided by further including a line.
  • the re-liquefaction line may be provided at a front end of the gas-liquid separator, and may further include a pressure reducing valve for depressurizing the pressurized boil-off gas through the compression unit.
  • a pressure sensor for sensing the internal pressure of the storage tank may be further included, and the pressure reducing valve may be controlled based on the internal pressure of the storage tank detected by the pressure sensor.
  • the compressor and the expander may be provided as a compander in which the compressor pressurizes a refrigerant by the expansion force of the expander.
  • the re-liquefaction line may further include a mixer that mixes the re-liquefied component of heavy hydrocarbons separated by the gas-liquid separator and the supercooled and re-liquefied boil-off gas through the second heat exchanger and supplied to the storage tank.
  • the fuel gas management system of a ship according to the present embodiment has an effect of improving and maintaining the reliquefaction efficiency of the boil-off gas.
  • the fuel gas management system of a ship according to this embodiment has an effect of efficiently using and managing boil-off gas.
  • the fuel gas management system of a ship according to the present embodiment has an effect of preventing equipment failure and improving performance.
  • the fuel gas management system for a ship has a simple structure and has an effect of promoting efficient facility operation.
  • the fuel gas management system of a ship according to the present embodiment has an effect of promoting the structural stability of the facility.
  • FIG. 1 is a conceptual diagram showing a fuel gas management system for a ship according to a first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a conceptual diagram showing a fuel gas management system of a ship according to a second embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a conceptual diagram showing a fuel gas management system for a ship according to a third embodiment of the present invention.
  • the fuel gas management system 100, 200, and 300 of a ship according to the present embodiment may be used for offshore structures.
  • Offshore structures include not only a liquefied gas transport ship that transports liquefied gas, but also various ships capable of propulsion or power generation using liquefied gas as fuel.
  • the liquefied gas can be used as fuel, it may be included in the offshore structure of the present embodiment regardless of its form.
  • it includes ships such as LNG carriers and LNG RVs, as well as offshore plants such as LNG FPSO and LNG FSRU.
  • FIG. 1 is a conceptual diagram showing a fuel gas management system 100 for a ship according to a first embodiment of the present invention.
  • the fuel gas management system 100 of the ship according to the first embodiment of the present invention is re-liquefied by re-liquefying and supercooling the storage tank 110 and the boil-off gas to resupply to the storage tank 110.
  • the first heat exchanger 140 and the second heat exchanger 150 provided between the line 120, the refrigerant circulation line 130 for providing cold heat by the refrigerant, the reliquefaction line 120 and the refrigerant circulation line 130 ) Can be provided.
  • the storage tank 110 is provided to receive or store liquefied natural gas and boil-off gas generated therefrom.
  • the storage tank 110 may be provided with an insulated membrane-type cargo hold so as to minimize vaporization of liquefied natural gas due to external heat intrusion.
  • the storage tank 110 stably stores liquefied natural gas and evaporative gas until it reaches the destination and unloads by receiving or storing liquefied natural gas from the production site of natural gas, but as described below, the engine or ship for propulsion of a ship It may be provided to be used as fuel gas such as an engine for power generation.
  • the storage tank 110 is generally insulated and installed, but since it is practically difficult to completely block the invasion of heat from the outside, there is an evaporation gas generated by the natural gas evaporation inside the storage tank 110. do. Since such boil-off gas raises the internal pressure of the storage tank 110, there is a risk of deformation and explosion of the storage tank 110, so there is a need to remove or treat the boil-off gas from the storage tank 110.
  • the re-liquefaction line 120 re-liquefies the boil-off gas generated in the storage tank 110 and circulates it to the storage tank 110, and at the same time, the boil-off gas is supercooled to the storage tank 110.
  • the internal temperature of the storage tank 110 is operated to be low, and thus, the boil-off gas is smoothly managed.
  • natural gas is a mixture containing heavy hydro carbon such as ethane (C2H6), propane (C3H8), butane (C4H10) in addition to methane (Methane, CH4), which is the main component.
  • heavy hydro carbon such as ethane (C2H6), propane (C3H8), butane (C4H10) in addition to methane (Methane, CH4), which is the main component.
  • the boiling and freezing points of heavy hydrocarbons such as propane and butane are different from the boiling and freezing points of methane, the main component. Therefore, when the boil-off gas is supercooled by the reliquefaction line 120, there is a concern that the heavy hydrocarbon component is solidified and accumulated in the pipe.
  • the re-liquefaction line 120 promotes structural stability of the facility and at the same time cools and re-liquefies the boil-off gas discharged from the storage tank 110 in stages for efficient operation of the facility.
  • the heavy hydrocarbons contained can be handled individually.
  • the reliquefaction line 120 is cooled through a first heat exchange unit 121 and a first heat exchange unit 121 for primary heat exchange of boil-off gas discharged from the storage tank 110 in the first heat exchanger 140 And a gas-liquid separator 122 for separating the reliquefied reliquefied component and the non-liquefied component, and a second heat exchanger for secondary heat exchange in the second heat exchanger 150 for the unliquefied component separated by the gas-liquid separator 122 ( 150) and a liquefied gas recovery line 124 supplying the reliquefied component separated in the gas-liquid separator 122 to the storage tank 110, and re-liquefied and supercooled evaporation through the second heat exchanger 150
  • the gas is provided to circulate to the storage tank 110.
  • the first heat exchange unit 121 is provided to primarily heat exchange and cool the boil-off gas discharged from the storage tank 110 with a low-temperature refrigerant in the first heat exchanger 140.
  • the first heat exchanger 140 is provided between the first heat exchange part 121 on the reliquefaction line 120 and the fourth heat exchange part 135 on the refrigerant circulation line 130 to be described later, and the first heat exchange part 121 Heat exchange between the boil-off gas supplied to the storage tank 110 and the refrigerant on the refrigerant circulation line 130 supplied to the fourth heat exchange part 135 may be performed.
  • the boil-off gas passes through the first heat exchange unit 121, it receives cold heat from a low-temperature refrigerant that passes through the fourth heat exchange unit 135, and may be primarily cooled, and at this time, a heavy hydrocarbon component having a relatively high boiling point This can be reliquefied.
  • the fourth heat exchange unit 135 since the refrigerant is supplied to the fourth heat exchange unit 135 after passing through the third heat exchange unit 134 to be described later, the fourth heat exchange unit 135 is in a state in which a predetermined temperature is increased compared to the third heat exchange unit 134. ).
  • the second heat exchanger 150 performs heat exchange in a relatively low temperature region compared to the first heat exchanger 140, and the refrigerant is used in the third heat exchange unit 134 of the second heat exchanger 150.
  • the fourth heat exchange unit 135 may sufficiently provide cold heat required for re-liquefaction of the heavy hydrocarbon component having a high boiling point. A detailed description of this will be described later.
  • the gas-liquid separator 122 is provided to receive the re-liquefied heavy hydrocarbon component and the non-liquefied gas component through the first heat exchange unit 121 and separate the re-liquefied component and the non-liquefied component.
  • the boil-off gas passes through the first heat exchange unit 121 of the first heat exchanger 140, heat exchange with the refrigerant passing through the fourth heat exchange unit 135 of the refrigerant circulation line 130 occurs.
  • the heavy hydrocarbon component with a relatively high boiling point is reliquefied, while the methane component with a relatively low boiling point remains in a gaseous state.
  • the gas-liquid separator 122 accommodates the boil-off gas in a gas-liquid mixed state, and at the same time, separates and handles the re-liquefied components of heavy hydrocarbons and non-liquid components such as methane, thereby improving process and operation efficiency.
  • the second heat exchange part 123 is provided to heat exchange and supercool the unliquefied component separated by the gas-liquid separator 122 with the refrigerant of extremely low temperature in the second heat exchanger 150 secondarily.
  • the second heat exchanger 150 is provided between the second heat exchange unit 123 on the reliquefaction line 120 and the third heat exchange unit 134 on the refrigerant circulation line 130 to be described later, and the second heat exchange unit 123 It is possible to perform heat exchange between the evaporation gas containing a large amount of the non-liquefied component, that is, the methane component supplied to, and the refrigerant on the refrigerant circulation line 130 supplied to the third heat exchange unit 134.
  • the non-liquefied component separated in the gas-liquid separator 122 passes through the second heat exchange unit 123, it receives cold heat from the cryogenic refrigerant passing through the third heat exchange unit 134 and can be cooled secondarily.
  • the methane component having a relatively low boiling point may be re-liquefied and supercooled.
  • the boil-off gas that has been reliquefied and supercooled through the second heat exchange unit 123 may circulate along the reliquefaction line 120 to be resupplied to the storage tank 110, and is transferred to the storage tank 110 in a supercooled state. As supplied, the internal temperature of the storage tank 110 may be lowered to suppress the generation of boil-off gas in the storage tank 110.
  • the refrigerant passes through the third heat exchange unit 134 in a cryogenic state immediately after passing through the expander 133, as described later, and a methane component having a relatively low boiling point in the second heat exchanger 150 It is possible to stably re-liquefy and supercool the unliquefied component containing a large amount of.
  • the reliquefied component separated by the gas-liquid separator 122 may be resupplied to the storage tank 110 by the liquefied gas recovery line 124.
  • the liquefied gas recovery line 124 is provided in which the inlet end is in communication with the inner lower side of the gas-liquid separator 122, and the outlet side end is in communication with the inside of the storage tank 110, but is controlled by the mixer 125. 2 It may be connected to the storage tank 110 by mixing and merging with the re-liquefied and supercooled evaporation gas passing through the heat exchange unit 123.
  • the liquefied gas recovery line 124 may be provided with an opening/closing valve (not shown) for controlling the supply amount of the re-liquefied boil-off gas recovered to the storage tank 110.
  • the mixer 125 mixes the re-liquefied and supercooled boil-off gas that has passed through the second heat exchange unit 123 on the re-liquefaction line 120 and the re-liquefied component supplied through the liquefied gas recovery line 124 to a storage tank. It can be resupplied to (110).
  • a plurality of spray nozzles are provided at the rear end of the mixer 125, and by spraying the liquefied components recovered and resupplied to the storage tank 110 into the storage tank 110, storage It is also possible to lower the internal temperature of the tank 110.
  • the refrigerant circulation line 130 is provided so that the refrigerant circulates and provides cold heat toward the reliquefaction line 120.
  • the refrigerant circulation line 130 includes a compressor 131 that pressurizes the refrigerant, a third heat exchanger 132 that heats and cools the refrigerant pressurized through the compressor 131 with the refrigerant before pressurization of the compressor 131,
  • the expander 133 depressurizes the refrigerant cooled through the third heat exchanger 132, and the third heat exchanger heats the low-temperature refrigerant decompressed through the expander 133 with unliquid components in the second heat exchanger 150.
  • the unit 134 and a fourth heat exchange unit 135 for exchanging heat exchange of a refrigerant having a relatively increased temperature through the third heat exchange unit 134 with a boil-off gas in the first heat exchanger 140 may be included.
  • the refrigerant transported and circulated along the refrigerant circulation line 130 may contain at least one component of nitrogen (N2), helium (He), and neon (Ne), and methane is removed from the third heat exchange unit 134. If it is possible to re-liquefy and supercool the mainly contained non-liquefied components, and to re-liquefy the heavy hydrocarbon components contained in the boil-off gas in the fourth heat exchange unit 135, various components may be provided.
  • N2 nitrogen
  • He helium
  • Ne neon
  • the compressor 131 is provided to pressurize the refrigerant circulating along the refrigerant circulation line 130.
  • a plurality of compressors 131 may be arranged in series to pressurize the refrigerant step by step, and a refrigerant whose temperature is excessively increased through the compressor 131 at the rear end of each compressor 131 Coolers 131a for cooling the air may be disposed respectively.
  • the compressor 131 and the cooler 131a on the refrigerant circulation line 130 are shown to be provided in three stages, but this is an example to aid understanding of the present invention, and the component of the refrigerant or the compressor According to the specification of 131, various numbers of compressors 131 and coolers 131a may be provided.
  • the third heat exchanger 132 is provided to exchange heat between the refrigerant pressurized through the compressor 131 and the refrigerant before pressurization in the front end of the compressor 131.
  • the third heat exchanger 132 includes a fifth heat exchange part 132a through which the refrigerant pressurized through the compressor 131 is supplied, and a sixth heat exchange part 132b through which the refrigerant before pressurization of the front end of the compressor 131 is supplied.
  • the refrigerant that has passed through the compressor 131 is in a state in which the temperature has risen by pressurization, and may be cooled by receiving cold heat from the pre-pressurized refrigerant supplied to the sixth heat exchange unit 132b while passing through the fifth heat exchange unit 132a. .
  • the expander 133 is provided at a rear end of the fifth heat exchange part 132a of the third heat exchanger 132 on the refrigerant circulation line 130.
  • the expander 133 sequentially passes through the compressor 131 and the fifth heat exchange unit 132a to receive and decompress the pressurized and cooled refrigerant, thereby reducing the refrigerant at cryogenic temperatures, specifically reliquefying and supercooling the non-liquefied component of the methane component. It can be cooled down to a possible temperature level.
  • the expander 133 may be replaced with a Joule-Thomson valve to simplify the structure of the facility.
  • the compressor 131 and the expander 133 may be provided with a turbine-type compander 139 (Compander). Specifically, the compander 139 transfers the rotational kinetic energy of the turbine to the compressor 131 connected through the rotation shaft as the expansion force generated when the expander 133 adiabatic expansion of the refrigerant, so that the compressor 131 pressurizes the refrigerant. Can be done.
  • the compressor 131 for pressurizing the refrigerant and the expander 133 for decompressing the refrigerant as the compander 139, it is possible to reduce the cost of building facilities and improve operational efficiency.
  • the refrigerant cooled to the cryogenic temperature through the expander 133 passes through the third heat exchange part 134 of the second heat exchanger 150 and the fourth heat exchange part 135 of the first heat exchanger 140 in order to be recycled.
  • Cold heat may be provided toward the liquefaction line 120.
  • the refrigerant is reduced to a cryogenic temperature by being depressurized through the expander 133, and passes through the third heat exchange unit 134 of the second heat exchanger 150 to the second heat exchange unit 123 of the second heat exchanger 150.
  • the non-liquefied components can be re-liquefied and supercooled, and the refrigerant whose temperature partially rises while passing through the third heat exchange unit 134 is the fourth heat exchanger of the first heat exchanger 140. While subsequently passing through the heat exchange unit 135, cold heat is provided to the boil-off gas supplied to the first heat exchange unit 121 of the first heat exchanger 140 to reliquefy the heavy hydrocarbon component of the boil-off gas.
  • the refrigerant that has passed through the fourth heat exchange part 135 of the first heat exchanger 140 is supplied to the sixth heat exchange part 132b of the third heat exchanger 132 to circulate the refrigerant.
  • the second heat exchanger 150 performs heat exchange in a relatively low temperature region compared to the first heat exchanger 140. Therefore, the refrigerant having the lowest temperature immediately after passing through the expander 133 performs reliquefaction and supercooling of the non-liquefied component through heat exchange with the non-liquefied component mainly containing methane component in the second heat exchanger 150. , The refrigerant whose temperature partially increases while passing through the second heat exchanger 150 may subsequently reliquefy the heavy hydrocarbon component contained in the boil-off gas through heat exchange with the boil-off gas in the first heat exchanger 140.
  • the ship according to the first embodiment of the present invention described above is It is the same as the fuel gas management system 100 and a description is omitted to prevent duplication of the contents.
  • the reliquefaction line 120 includes a compression unit 221 that pressurizes the boil-off gas discharged from the storage tank 110, and a compression unit 221 and a second unit on the reliquefaction line 120. 1 It may further include a fuel supply line 222 for supplying a portion of the boil-off gas branched between the heat exchanger 121 and pressurized through the compression unit 221 to the customer 10.
  • the consumer 10 may receive the boil-off gas accommodated in the storage tank 110 as fuel gas to generate a propulsion force of the ship or generate power for power generation such as internal facilities of the ship.
  • a single consumer 10 receiving the boil-off gas as fuel gas from the fuel supply line 222 to be described later is illustrated, but is not limited thereto, and the consumer 10 receives relatively high-pressure fuel gas. It may include at least one of a high-pressure engine that generates output, a low-pressure engine that generates output by receiving a relatively low-pressure fuel gas, and a Gas Combustion Unit (GCU) that receives and consumes excess fuel gas.
  • the consumer 10 may include a ME-GI engine or X-DF engine capable of generating output with relatively high pressure fuel gas, a DFDE engine capable of generating output with relatively low pressure fuel gas, and the like. I can.
  • the compression unit 221 is provided to increase the re-liquefaction efficiency of the re-liquefaction line 120 while simultaneously pressurizing the boil-off gas according to the conditions required by the customer 10.
  • the compression unit 221 may include a compressor 221a that pressurizes the boil-off gas of the storage tank 110 introduced through the reliquefaction line 120, and a cooler 221b that cools the boiled gas heated while being compressed. have.
  • the compression unit 221 is shown to include a first-stage compressor 221a and a cooler 221b, but this is an example in order to improve the required pressure level of the customer 10 and the reliquefaction efficiency of evaporated gas. It can be provided in various numbers depending on the required pressure conditions.
  • the boil-off gas pressurized through the compression unit 221 is supplied to the first heat exchange unit 121 of the first heat exchanger 140 to be reliquefied, or a part of it is supplied to the fuel supply line 222 to be supplied to the customer 10 ) Can be supplied as fuel gas.
  • the fuel supply line 222 may be branched between the compression unit 221 and the first heat exchange unit 121 on the reliquefaction line 120 to be connected to the customer 10.
  • the fuel supply line 222 is provided by branching to each engine, but pressurized according to the fuel gas pressure condition required by each engine.
  • a pressure reducing valve (not shown) for reducing the pressure of the boil-off gas may be provided.
  • the reliquefaction line 120 may include a pressure reducing valve 321 for depressurizing the boil-off gas pressurized by the compression unit 221.
  • the pressure reducing valve 321 is provided between the first heat exchange unit 121 and the gas-liquid separator 122 on the reliquefaction line 120, pressurized by the compression unit 221, and cooled through the first heat exchange unit 121
  • the evaporated gas may be depressurized and expanded to be delivered to the gas-liquid separator 122.
  • the operation of the pressure reducing valve 321 may be controlled based on the internal pressure of the storage tank 110 sensed by a pressure sensor (not shown).
  • the pressure level of the compression unit 221 and the second heat exchange unit 123 the degree of decompression can be adjusted in consideration of the pressure drop of the supercooled boil-off gas.
  • the pressure reducing valve 321 may be formed of a Joule-Thomson valve, for example.

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Abstract

선박의 연료가스 관리시스템이 개시된다. 본 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템은 액화가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크, 증발가스를 재액화하여 저장탱크로 재공급하는 재액화라인, 냉매에 의한 냉열을 제공하는 냉매순환라인, 재액화라인과 냉매순환라인 사이에 마련되는 제1 열교환기 및 제2 열교환기를 포함하고, 재액화라인은 저장탱크로부터 배출되는 증발가스를 제1 열교환기에서 1차적으로 열교환 및 냉각하여 증발가스에 함유된 중탄화수소를 재액화시키는 제1 열교환부와, 제1 열교환부를 통과하여 발생되는 재액화성분과 미액화성분을 분리하는 기액분리기와, 기액분리기에서 분리된 미액화성분을 제2 열교환기에서 2차적으로 열교환하여 과냉각 및 재액화시키는 제2 열교환부를 포함하되, 제2 열교환부를 통과하여 과냉각 및 재액화된 증발가스를 저장탱크로 재공급하도록 제공될 수 있다.

Description

선박의 연료가스 관리시스템
본 발명은 선박의 연료가스 관리시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 증발가스의 효율적인 이용 및 관리를 도모할 수 있는 선박의 증발가스에 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 재액화설비를 이용해 증발가스를 재액화시켜 활용하는 방안이 이용되고 있다.
본 실시 예는 증발가스의 재액화 효율을 향상 및 유지할 수 있는 선박의 연료가스 관리시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 증발가스를 효율적으로 관리할 수 있는 선박의 연료가스 관리시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 설비의 고장을 방지하고 성능을 향상시킬 수 있는 선박의 연료가스 관리시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 단순한 구조로서 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있는 선박의 연료가스 관리시스템을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 설비의 구조 안정성을 도모할 수 있는 선박의 연료가스 관리시스템을 제공하고자 한다.
본 발명의 일 측면에 따르면, 액화가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크, 상기 증발가스를 재액화하여 상기 저장탱크로 재공급하는 재액화라인, 냉매에 의한 냉열을 제공하는 냉매순환라인, 상기 재액화라인과 상기 냉매순환라인 사이에 마련되는 제1 열교환기 및 제2 열교환기를 포함하고, 상기 재액화라인은 상기 저장탱크로부터 배출되는 증발가스를 제1 열교환기에서 1차적으로 열교환 및 냉각하여 증발가스에 함유된 중탄화수소를 재액화시키는 제1 열교환부와, 상기 제1 열교환부를 통과하여 발생되는 재액화성분과 미액화성분을 분리하는 기액분리기와, 상기 기액분리기에서 분리된 미액화성분을 제2 열교환기에서 2차적으로 열교환하여 과냉각 및 재액화시키는 제2 열교환부를 포함하되, 상기 제2 열교환부를 통과하여 과냉각 및 재액화된 증발가스를 상기 저장탱크로 재공급하도록 제공될 수 있다.
상기 냉매순환라인은 냉매를 가압하는 컴프레서와, 상기 컴프레서를 거쳐 가압된 냉매를 상기 컴프레서 전단의 가압 전 냉매와 열교환하여 냉각시키는 제3 열교환기와, 상기 제3 열교환기를 거쳐 냉각된 냉매를 감압하는 익스팬더와, 상기 익스팬더를 거쳐 감압된 극저온의 냉매를 상기 제2 열교환기에서 상기 미액화성분과 열교환하는 제3 열교환부와, 상기 제3 열교환부를 거치면서 온도가 일부 상승한 냉매를 상기 제1 열교환기에서 증발가스와 열교환하는 제4 열교환부를 포함하되, 상기 제4 열교환부를 통과한 냉매는 상기 컴프레서 측으로 순환될 수 있다.
상기 재액화라인은 상기 기액분리기에서 분리된 중탄화수소의 재액화성분을 상기 저장탱크로 회수하는 액화가스 회수라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 재액화라인은 상기 저장탱크로부터 배출되는 증발가스를 가압하는 압축부와, 상기 압축부와 상기 제1 열교환부 사이에서 분기되어 상기 압축부를 거쳐 가압된 증발가스의 일부를 수요처로 공급하는 연료공급라인을 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 재액화라인은 상기 기액분리기 전단에 마련되되, 상기 압축부를 거쳐 가압된 증발가스를 감압시키는 감압밸브를 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 저장탱크의 내부압력을 감지하는 압력센서를 더 포함하고, 상기 감압밸브는 상기 압력센서에 의해 감지된 상기 저장탱크의 내부압력에 근거하여 동작이 제어될 수 있다.
상기 컴프레서 및 상기 익스팬더는 상기 익스팬더의 팽창력에 의해 상기 컴프레서가 냉매를 가압하는 컴팬더로 마련될 수 있다.
상기 재액화라인은 상기 기액분리기에서 분리된 중탄화수소의 재액화성분과, 상기 제2 열교환부를 거쳐 과냉각 및 재액화된 증발가스를 혼합하여 상기 저장탱크로 공급하는 혼합기를 더 포함하여 제공될 수 있다.
본 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템은 증발가스의 재액화 효율을 향상 및 유지할 수 있는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템은 증발가스를 효율적으로 이용 및 관리할 수 있는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템은 설비의 고장을 방지하고 성능을 향상시키는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템은 단순한 구조로서 효율적인 설비 운용을 도모할 수 있는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템은 설비의 구조 안정성을 도모할 수 있는 효과를 가진다.
도 1은 본 발명의 제1 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템을 나타내는 개념도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템을 나타내는 개념도이다.
도 3은 본 발명의 제3 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템을 나타내는 개념도이다.
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 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템(100, 200, 300)은 해양구조물에 사용될 수 있다. 해양구조물은 액화가스를 수송하는 액화가스 수송선뿐만 아니라, 액화가스를 연료로 사용하여 추진 또는 발전할 수 있는 다양한 선박을 포함한다. 또한 액화가스를 연료로 사용할 수 있는 것이라면 그 형태를 불문하고 본 실시 예의 해양구조물에 포함될 수 있다. 일 예로, LNG 운반선, LNG RV와 같은 선박을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU와 같은 해양 플랜트를 포함한다.
도 1은 본 발명의 제1 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템(100)를 나타내는 개념도이다.
도 1을 참고하면, 본 발명의 제1 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템(100)은 저장탱크(110), 증발가스를 재액화 및 과냉각하여 저장탱크(110)로 재공급하는 재액화라인(120), 냉매에 의한 냉열을 제공하는 냉매순환라인(130), 재액화라인(120)과 냉매순환라인(130) 사이에 마련되는 제1 열교환기(140) 및 제2 열교환기(150)를 포함하여 마련될 수 있다.
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 엔진 또는 선박의 발전용 엔진 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 본 실시 예에 의한 재액화라인(120)은 저장탱크(110)의 내부에 발생된 증발가스를 재액화하여 저장탱크(110)로 순환시킴과 동시에, 증발가스를 과냉각시켜 저장탱크(110)로 재공급함으로써, 저장탱크(110)의 내부온도를 낮게 운용하여 증발가스의 원활한 관리를 도모하도록 마련된다.
한편, 천연가스는 주성분인 메탄(Methane, CH4) 외에도 에탄(Ethane, C2H6), 프로판(Propane, C3H8), 부탄(Butane, C4H10) 등의 중탄화수소(Heavy hydro carbon)를 포함하는 혼합물이다. 중탄화수소인 프로판, 부탄 등의 끓는 점과 어는 점은 주성분인 메탄의 끓는 점과 어는 점과 상이하다. 따라서 재액화라인(120)에 의한 증발가스의 과냉각 시, 중탄화수소 성분이 응고되어 배관 등에 적체될 우려가 있다. 이에 본 실시 예에 의한 재액화라인(120)은 설비의 구조 안정성을 도모함과 동시에, 설비의 효율적인 운용을 위해 저장탱크(110)로부터 배출되는 증발가스를 단계적으로 냉각 및 재액화시킴으로써, 증발가스에 함유된 중탄화수소를 개별적으로 취급할 수 있다.
재액화라인(120)은 저장탱크(110)로부터 배출되는 증발가스를 제1 열교환기(140)에서 1차적으로 열교환하는 제1 열교환부(121)와, 제1 열교환부(121)를 거쳐 냉각 및 재액화된 재액화성분과 미액화성분을 분리하는 기액분리기(122)와, 기액분리기(122)에서 분리된 미액화성분을 제2 열교환기(150)에서 2차적으로 열교환하는 제2 열교환기(150)와, 기액분리기(122)에서 분리된 재액화성분을 저장탱크(110)로 공급하는 액화가스 회수라인(124)을 포함하고, 제2 열교환기(150)를 거쳐 재액화 및 과냉각된 증발가스는 저장탱크(110)로 순환하도록 마련된다.
제1 열교환부(121)는 저장탱크(110)로부터 배출되는 증발가스를 제1 열교환기(140)에서 저온의 냉매와 1차적으로 열교환 및 냉각시키도록 마련된다. 제1 열교환기(140)는 재액화라인(120) 상의 제1 열교환부(121)와 후술하는 냉매순환라인(130) 상의 제4 열교환부(135) 사이에 마련되어, 제1 열교환부(121)로 공급되는 저장탱크(110)의 증발가스와 제4 열교환부(135)로 공급되는 냉매순환라인(130) 상의 냉매 간 열교환을 수행할 수 있다. 증발가스는 제1 열교환부(121)를 통과함에 따라 제4 열교환부(135)를 통과하는 저온의 냉매로부터 냉열을 공급받아 1차적으로 냉각될 수 있으며, 이 때 상대적으로 끓는 점이 높은 중탄화수소 성분이 재액화될 수 있다.
한편, 냉매는 후술하는 제3 열교환부(134)를 경유한 이후 제4 열교환부(135)로 공급되므로, 제3 열교환부(134)에 비해 소정의 온도가 상승한 상태로 제4 열교환부(135)로 공급된다. 그러나 후술하는 바와 같이, 제2 열교환기(150)는 제1 열교환기(140)에 비해 상대적으로 저온의 영역에서 열교환이 이루어지는 바, 냉매가 제2 열교환기(150)의 제3 열교환부(134)를 통과함에 따라 온도가 일부 상승하더라도 제4 열교환부(135)에서 끓는 점이 높은 중탄화수소 성분의 재액화에 필요한 냉열 제공이 충분히 이루어질 수 있다. 이에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다.
기액분리기(122)는 제1 열교환부(121)를 통과하여 재액화된 중탄화수소 성분과 미액화된 기체성분을 공급받아, 재액화성분 및 미액화성분으로 분리하도록 마련된다. 앞서 설명한 바와 같이, 증발가스는 제1 열교환기(140)의 제1 열교환부(121)를 통과함에 따라, 냉매순환라인(130)의 제4 열교환부(135)를 통과하는 냉매와 열교환이 발생하여 상대적으로 끓는 점이 높은 중탄화수소 성분은 재액화되되, 상대적으로 끓는 점이 낮은 메탄 성분은 기체상태를 유지한다. 이에 기액분리기(122)가 기액 혼합상태가 된 증발가스를 수용함과 동시에, 중탄화수소의 재액화성분과 메탄 등의 미액화성분을 분리 취급하도록 하여 공정 및 운용의 효율성을 도모할 수 있다.
제2 열교환부(123)는 기액분리기(122)에서 분리된 미액화성분을 제2 열교환기(150)에서 극 저온의 냉매와 2차적으로 열교환 및 과냉각시키도록 마련된다. 제2 열교환기(150)는 재액화라인(120) 상의 제2 열교환부(123)와 후술하는 냉매순환라인(130) 상의 제3 열교환부(134) 사이에 마련되어, 제2 열교환부(123)로 공급되는 미액화성분, 다시 말해 메탄 성분을 다량 함유한 증발가스와 제3 열교환부(134)로 공급되는 냉매순환라인(130) 상의 냉매 간 열교환을 수행할 수 있다. 기액분리기(122)에서 분리된 미액화성분은 제2 열교환부(123)를 통과함에 따라 제3 열교환부(134)를 통과하는 극저온의 냉매로부터 냉열을 공급받아 2차적으로 냉각될 수 있으며, 이 때 상대적으로 끓는 점이 낮은 메탄 성분이 재액화 및 과냉각될 수 있다. 제2 열교환부(123)를 통과하여 재액화 및 과냉각된 증발가스는 재액화라인(120)을 따라 순환하여 저장탱크(110)로 재공급될 수 있으며, 과냉각된 상태로 저장탱크(110)로 공급됨에 따라 저장탱크(110)의 내부 온도를 낮추어 저장탱크(110)의 증발가스 발생을 억제할 수 있다.
한편, 냉매는 후술하는 후술하는 바와 같이, 익스팬더(133)를 통과한 직후의 극저온 상태에서 제3 열교환부(134)를 경유하는 바, 제2 열교환기(150)에서 상대적으로 끓는 점이 낮은 메탄 성분을 다량 함유한 미액화성분을 안정적으로 재액화 및 과냉각시킬 수 있다.
기액분리기(122)에서 분리된 재액화성분은 액화가스 회수라인(124)에 의해 저장탱크(110)로 재공급될 수 있다. 이를 위해, 액화가스 회수라인(124)은 입구 측 단부가 기액분리기(122)의 내부 하측에 연통되어 마련되고, 출구 측 단부가 저장탱크(110)의 내부에 연통되되 혼합기(125)에 의해 제2 열교환부(123)를 통과하여 재액화 및 과냉각된 증발가스와 혼합 및 합류하여 저장탱크(110)로 연결될 수 있다. 액화가스 회수라인(124)에는 저장탱크(110)로 회수되는 재액화된 증발가스의 공급량을 조절하는 개폐밸브(미도시)가 마련될 수 있다.
혼합기(125)는 재액화라인(120) 상의 제2 열교환부(123)를 통과하여 재액화 및 과냉각된 증발가스와, 액화가스 회수라인(124)을 통해 공급되는 재액화성분을 혼합하여 저장탱크(110)로 재공급할 수 있다. 또한, 도면에는 도시하지 않았으나, 혼합기(125)의 후단 측에는 분사노즐(미도시)이 복수개 마련되어, 저장탱크(110)로 회수 및 재공급되는 액화성분을 저장탱크(110) 내부로 분사함으로써, 저장탱크(110)의 내부온도를 하강시켜줄 수도 있다.
냉매순환라인(130)은 냉매가 순환하되, 재액화라인(120) 측으로 냉열을 제공하도록 마련된다.
냉매순환라인(130)은 냉매를 가압하는 컴프레서(131)와, 컴프레서(131)를 거쳐 가압된 냉매를 컴프레서(131) 전단의 가압 전 냉매와 열교환하여 냉각시키는 제3 열교환기(132)와, 제3 열교환기(132)를 거쳐 냉각된 냉매를 감압하는 익스팬더(133)와, 익스팬더(133)를 거쳐 감압된 저온의 냉매를 제2 열교환기(150)에서 미액화성분과 열교환하는 제3 열교환부(134)와, 제3 열교환부(134)를 거쳐 상대적으로 온도가 상승한 냉매를 제1 열교환기(140)에서 증발가스와 열교환하는 제4 열교환부(135)를 포함할 수 있다.
냉매순환라인(130)을 따라 이송 및 순환하는 냉매는 질소(N2), 헬륨(He), 네온(Ne) 중 적어도 어느 하나의 성분을 포함할 수 있으며, 제3 열교환부(134)에서 메탄이 주로 함유된 미액화성분을 재액화 및 과냉각시킴과 동시에, 제4 열교환부(135)에서 증발가스에 함유된 중탄화수소 성분을 재액화시킬 수 있다면 다양한 성분을 포함하여 마련될 수 있다.
컴프레서(131)는 냉매순환라인(130)을 따라 순환하는 냉매를 가압하도록 마련된다. 컴프레서(131)는 도 1에 도시된 바와 같이, 복수개가 직렬로 배치되어 냉매를 단계적으로 가압할 수 있으며, 각각의 컴프레서(131)의 후단에는 컴프레서(131)를 거쳐 온도가 과도하게 상승된 냉매를 냉각시켜주는 쿨러(131a)가 각각 배치될 수 있다. 한편, 도 1에서는 냉매순환라인(130) 상의 컴프레서(131) 및 쿨러(131a)가 3단으로 마련되는 것으로 도시되어 있으나, 이는 본 발명에 대한 이해를 돕기 위한 일 예로서, 냉매의 성분 또는 컴프레서(131)의 사양에 따라 다양한 수의 컴프레서(131) 및 쿨러(131a)로 마련될 수 있다.
제3 열교환기(132)는 컴프레서(131)를 거쳐 가압된 냉매와, 컴프레서(131) 전단의 가압 전 냉매를 열교환하도록 마련된다. 제3 열교환기(132)는 컴프레서(131)를 통과하여 가압된 냉매가 공급되는 제5 열교환부(132a)와, 컴프레서(131) 전단의 가압 전 냉매가 공급되는 제6 열교환부(132b)를 포함할 수 있다. 컴프레서(131)를 통과한 냉매는 가압에 의해 온도가 상승한 상태로서, 제5 열교환부(132a)를 통과하면서 제6 열교환부(132b)로 공급되는 가압 전 냉매로부터 냉열을 전달받아 냉각될 수 있다.
익스팬더(133)는 냉매순환라인(130) 상의 제3 열교환기(132)의 제5 열교환부(132a) 후단에 마련된다. 익스팬더(133)는 컴프레서(131) 및 제5 열교환부(132a)를 순차적으로 통과하여 가압 및 냉각된 냉매를 공급받아 감압시킴으로써 냉매를 극저온, 구체적으로 메탄 성분의 미액화성분을 재액화 및 과냉각시킬 수 있는 온도수준까지 냉각될 수 있다. 한편, 설비의 구조를 단순화시킬 수 있도록 익스팬더(133)는 줄-톰슨 밸브(Joule-Thomson Valve)로 대체될 수도 있다.
컴프레서(131)와 익스팬더(133)는 터빈타입의 컴팬더(139)(Compander)로 마련될 수 있다. 구체적으로, 컴팬더(139)는 익스팬더(133)가 냉매를 단열 팽창시킬 때 발생되는 팽창력으로 터빈의 회전 운동에너지를 회전축을 통해 연결된 컴프레서(131)로 전달함으로써 컴프레서(131)가 냉매의 가압 공정을 수행할 수 있다. 이와 같이 냉매를 가압하는 컴프레서(131)와 냉매를 감압하는 익스팬더(133)를 컴팬더(139)로 마련함으로써, 설비 구축 비용을 절감하여 운용의 효율성을 도모할 수 있다.
익스팬더(133)를 거쳐 극저온으로 냉각된 냉매는 제2 열교환기(150)의 제3 열교환부(134)와, 제1 열교환기(140)의 제4 열교환부(135)를 순차적으로 통과하면서 재액화라인(120) 측으로 냉열을 제공할 수 있다. 냉매는 익스팬더(133)를 거쳐 감압됨으로써 극저온으로 냉각되는 바, 제2 열교환기(150)의 제3 열교환부(134)를 통과하면서 제2 열교환기(150)의 제2 열교환부(123)로 공급되는 미액화성분으로 냉열을 제공하여 미액화성분을 재액화 및 과냉각을 수행할 수 있으며, 제3 열교환부(134)를 통과하면서 온도가 일부 상승한 냉매는 제1 열교환기(140)의 제4 열교환부(135)를 후속적으로 통과하면서 제1 열교환기(140)의 제1 열교환부(121)로 공급되는 증발가스로 냉열을 제공하여 증발가스의 중탄화수소 성분을 재액화시킬 수 있다. 제1 열교환기(140)의 제4 열교환부(135)를 통과한 냉매는 제3 열교환기(132)의 제6 열교환부(132b)로 공급되어 냉매의 순환이 이루어질 수 있다.
앞서 설명한 바와 같이, 제2 열교환기(150)는 제1 열교환기(140)에 비해 상대적으로 저온의 영역에서 열교환이 이루어진다. 따라서 익스팬더(133)를 통과한 직후의 온도가 가장 낮은 상태의 냉매가 제2 열교환기(150)에서 메탄 성분을 주로 함유한 미액화성분과 열교환을 통해 미액화성분의 재액화 및 과냉각을 수행하며, 제2 열교환기(150)를 거치면서 온도가 일부 상승한 냉매는 후속적으로 제1 열교환기(140)에서 증발가스와 열교환을 통해 증발가스에 함유된 중탄화수소 성분을 재액화시킬 수 있다. 이와 같이, 제1 열교환기(140) 및 제2 열교환기(150)에 의해 재액화라인(120)을 따라 이송되는 증발가스와 냉매순환라인(130)을 따라 이송되는 냉매 간 열교환이 단계적으로 수행됨에 따라, 증발가스에 함유된 중탄화수소 성분을 선행적으로 재액화 및 분리하여 처리하고, 메탄 성분을 후속적으로 재액화 및 과냉각시켜 처리함으로써, 재액화 효율을 도모함과 동시에, 과냉각 공정 중 부탄 성분 등 어는 점이 높은 성분이 응고되어 배관이 막히는 현상을 방지할 수 있다.
이하에서는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템(200)에 대해 설명한다.
이하에서 설명하는 본 발명의 제2 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템(200)에 대한 설명 중 별도의 도면부호를 들어 추가적으로 설명하는 경우 외에는 앞서 설명한 본 발명의 제1 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템(100)과 동일한 것으로서 내용의 중복을 방지하기 위해 설명을 생략한다.
본 발명의 제2 실시 예에 의한 재액화라인(120)은 저장탱크(110)로부터 배출되는 증발가스를 가압하는 압축부(221)와, 재액화라인(120) 상에서 압축부(221)와 제1 열교환부(121) 사이에서 분기되어 압축부(221)를 거쳐 가압된 증발가스의 일부를 수요처(10)로 공급하는 연료공급라인(222)을 더 포함할 수 있다.
수요처(10)는 저장탱크(110)에 수용된 증발가스를 연료가스로 공급받아 선박의 추진력을 발생시키거나 선박의 내부 설비 등의 발전용 전원을 발생시킬 수 있다. 도 2에서는 후술하는 연료공급라인(222)으로부터 증발가스를 연료가스로 공급받는 하나의 수요처(10)를 도시하였으나, 이에 한정되는 것은 아니며, 수요처(10)는 상대적으로 고압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 고압 엔진, 상대적으로 저압의 연료가스를 공급받아 출력을 발생시키는 저압 엔진, 잉여의 연료가스를 공급받아 소모시키는 GCU(Gas Combustion Unit) 중 적어도 어느 하나를 포함할 수 있다. 일 예로, 수요처(10)는 상대적으로 고압의 연료가스로 출력을 발생시킬 수 있는 ME-GI 엔진 또는 X-DF 엔진, 상대적으로 저압의 연료가스로 출력을 발생시킬 수 있는 DFDE 엔진 등을 포함할 수 있다.
압축부(221)는 증발가스를 수요처(10)가 요구하는 조건에 맞추어 가압합과 동시에, 재액화라인(120)의 재액화효율을 향상시키도록 마련된다. 압축부(221)는 재액화라인(120)을 통해 유입되는 저장탱크(110)의 증발가스를 가압하는 컴프레서(221a)와, 압축되면서 가열된 증발가스를 냉각시키는 쿨러(221b)를 포함할 수 있다. 도 2에서는 압축부(221)가 1단의 컴프레서(221a) 및 쿨러(221b)를 포함하는 것으로 도시되어 있으나, 이는 일 예로서 수요처(10)의 요구 압력수준, 증발가스 재액화효율 향상을 위해 요구되는 압력조건 등에 따라 다양한 수로 마련될 수 있다.
압축부(221)를 거쳐 가압된 증발가스는 제1 열교환기(140)의 제1 열교환부(121)로 공급되어 재액화되거나, 그 중 일부는 연료공급라인(222)으로 공급되어 수요처(10)의 연료가스로 공급될 수 있다. 이를 위해 연료공급라인(222)은 재액화라인(120) 상의 압축부(221)와 제1 열교환부(121) 사이에서 분기되어 수요처(10)로 연결될 수 있다. 한편, 수요처(10)가 서로 다른 압력조건을 요구하는 복수개의 엔진으로 마련되는 경우에는 연료공급라인(222)이 각 엔진으로 분기되어 마련되되 각각의 엔진이 요구하는 연료가스 압력조건에 맞추어 가압된 증발가스의 압력을 감압시키는 감압밸브(미도시)가 마련될 수도 있다.
이하에서는 본 발명의 제3 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템(300)에 대해 설명한다.
이하에서 설명하는 본 발명의 제3 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템(300)에 대한 설명 중 별도의 도면부호를 들어 추가적으로 설명하는 경우 외에는 앞서 설명한 본 발명의 제1 및 제2 실시 예에 의한 선박의 연료가스 관리시스템(100, 200)과 동일한 것으로서 내용의 중복을 방지하기 위해 설명을 생략한다.
본 발명의 제3 실시 예에 의한 재액화라인(120)은 압축부(221)에 의해 가압된 증발가스를 감압시키는 감압밸브(321)를 포함할 수 있다.
감압밸브(321)는 재액화라인(120) 상의 제1 열교환부(121)와 기액분리기(122) 사이에 마련되어, 압축부(221)에 의해 가압되고, 제1 열교환부(121)를 거쳐 냉각된 증발가스를 감압 및 팽창시켜 기액분리기(122)로 전달할 수 있다. 감압밸브(321)는 압력센서(미도시)가 감지한 저장탱크(110)의 내부압력에 근거하여 작동이 제어될 수 있으며, 그 외에도 압축부(221)의 가압수준, 제2 열교환부(123)를 거치면서 과냉된 증발가스의 압력 강하 등을 고려하여 감압정도를 조절할 수 있다. 감압밸브(321)는 일 예로 줄-톰슨 밸브(Joule-Thomson Valve)로 이루어질 수 있다.
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 (8)

  1. 액화가스 및 이로부터 발생하는 증발가스를 수용하는 저장탱크;
    상기 증발가스를 재액화하여 상기 저장탱크로 재공급하는 재액화라인;
    냉매에 의한 냉열을 제공하는 냉매순환라인;
    상기 재액화라인과 상기 냉매순환라인 사이에 마련되는 제1 열교환기 및 제2 열교환기;를 포함하고,
    상기 재액화라인은
    상기 저장탱크로부터 배출되는 증발가스를 제1 열교환기에서 1차적으로 열교환 및 냉각하여 증발가스에 함유된 중탄화수소를 재액화시키는 제1 열교환부와, 상기 제1 열교환부를 통과하여 발생되는 재액화성분과 미액화성분을 분리하는 기액분리기와, 상기 기액분리기에서 분리된 미액화성분을 제2 열교환기에서 2차적으로 열교환하여 과냉각 및 재액화시키는 제2 열교환부를 포함하되, 상기 제2 열교환부를 통과하여 과냉각 및 재액화된 증발가스를 상기 저장탱크로 재공급하는 선박의 연료가스 관리시스템.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 냉매순환라인은
    냉매를 가압하는 컴프레서와, 상기 컴프레서를 거쳐 가압된 냉매를 상기 컴프레서 전단의 가압 전 냉매와 열교환하여 냉각시키는 제3 열교환기와, 상기 제3 열교환기를 거쳐 냉각된 냉매를 감압하는 익스팬더와, 상기 익스팬더를 거쳐 감압된 극저온의 냉매를 상기 제2 열교환기에서 상기 미액화성분과 열교환하는 제3 열교환부와, 상기 제3 열교환부를 거치면서 온도가 일부 상승한 냉매를 상기 제1 열교환기에서 증발가스와 열교환하는 제4 열교환부를 포함하되, 상기 제4 열교환부를 통과한 냉매는 상기 컴프레서 측으로 순환되는 선박의 연료가스 관리시스템.
  3. 제2항에 있어서,
    상기 재액화라인은
    상기 기액분리기에서 분리된 중탄화수소의 재액화성분을 상기 저장탱크로 회수하는 액화가스 회수라인을 더 포함하는 선박의 연료가스 관리시스템.
  4. 제2항에 있어서,
    상기 재액화라인은
    상기 저장탱크로부터 배출되는 증발가스를 가압하는 압축부와, 상기 압축부와 상기 제1 열교환부 사이에서 분기되어 상기 압축부를 거쳐 가압된 증발가스의 일부를 수요처로 공급하는 연료공급라인을 더 포함하는 선박의 연료가스 관리시스템.
  5. 제4항에 있어서,
    상기 재액화라인은
    상기 기액분리기 전단에 마련되되, 상기 압축부를 거쳐 가압된 증발가스를 감압시키는 감압밸브를 더 포함하는 선박의 연료가스 관리시스템.
  6. 제5항에 있어서,
    상기 저장탱크의 내부압력을 감지하는 압력센서;를 더 포함하고,
    상기 감압밸브는
    상기 압력센서에 의해 감지된 상기 저장탱크의 내부압력에 근거하여 동작이 제어되는 선박의 연료가스 관리시스템.
  7. 제2항에 있어서,
    상기 컴프레서 및 상기 익스팬더는
    상기 익스팬더의 팽창력에 의해 상기 컴프레서가 냉매를 가압하는 컴팬더로 마련되는 선박의 연료가스 관리시스템.
  8. 제3항에 있어서,
    상기 재액화라인은
    상기 기액분리기에서 분리된 중탄화수소의 재액화성분과, 상기 제2 열교환부를 거쳐 과냉각 및 재액화된 증발가스를 혼합하여 상기 저장탱크로 공급하는 혼합기를 더 포함하는 선박의 연료가스 관리시스템.
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