KR101417615B1 - A Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas - Google Patents
A Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas Download PDFInfo
- Publication number
- KR101417615B1 KR101417615B1 KR1020130033191A KR20130033191A KR101417615B1 KR 101417615 B1 KR101417615 B1 KR 101417615B1 KR 1020130033191 A KR1020130033191 A KR 1020130033191A KR 20130033191 A KR20130033191 A KR 20130033191A KR 101417615 B1 KR101417615 B1 KR 101417615B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- storage tank
- lng
- fuel supply
- pump
- tank
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- 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
- F02M21/0209—Hydrocarbon fuels, e.g. methane or acetylene
- F02M21/0212—Hydrocarbon fuels, e.g. methane or acetylene comprising at least 3 C-Atoms, e.g. liquefied petroleum gas [LPG], propane or butane
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02D—CONTROLLING COMBUSTION ENGINES
- F02D19/00—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures
- F02D19/02—Controlling engines characterised by their use of non-liquid fuels, pluralities of fuels, or non-fuel substances added to the combustible mixtures peculiar to engines working with gaseous fuels
- F02D19/021—Control of components of the fuel supply system
-
- 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
- F02M21/0221—Fuel storage reservoirs, e.g. cryogenic tanks
-
- 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
- F02M21/0245—High pressure fuel supply systems; Rails; Pumps; Arrangement of valves
-
- 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
- F02M21/06—Apparatus for de-liquefying, e.g. by heating
Abstract
Description
발명은 LNG 연료 공급 시스템에 관한 것이다.The invention relates to an LNG fuel supply system.
선박은 대량의 광물이나 원유, 천연가스, 또는 몇천 개 이상의 컨테이너 등을 싣고 대양을 항해하는 운송수단으로서, 강철로 이루어져 있고 부력에 의해 수선면에 부유한 상태에서 프로펠러의 회전을 통해 발생되는 추력을 통해 이동한다.A ship is a means of transporting large quantities of minerals, crude oil, natural gas, or more than a thousand containers. It is made of steel and buoyant to float on the water surface. ≪ / RTI >
이러한 선박은 엔진을 구동함으로써 추력을 발생시키는데, 이때 엔진은 가솔린 또는 디젤을 사용하여 피스톤을 움직여서 피스톤의 왕복운동에 의해 크랭크 축이 회전되도록 함으로써, 크랭크 축에 연결된 샤프트가 회전되어 프로펠러가 구동되도록 하는 것이 일반적이었다.Such a vessel generates thrust by driving the engine. In this case, the engine uses gasoline or diesel to move the piston so that the crankshaft is rotated by the reciprocating motion of the piston, so that the shaft connected to the crankshaft is rotated to drive the propeller It was common.
그러나 최근에는, 액화천연가스(Liquefied Natural Gas)를 운반하는 LNG 운반선에서 LNG를 연료로 사용하여 엔진을 구동하는 LNG 연료공급 방식이 사용되고 있으며, 이와 같이 엔진의 연료로 LNG를 사용하는 방식은 LNG 운반선 외의 다른 선박에도 적용되고 있다.In recent years, however, LNG fuel supply systems for driving an engine using LNG as a fuel have been used in an LNG carrier carrying Liquefied Natural Gas (LNG) It is also applied to other ships.
일반적으로, LNG는 청정연료이고 매장량도 석유보다 풍부하다고 알려져 있고, 채광과 이송기술이 발달함에 따라 그 사용량이 급격히 증가하고 있다. 이러한 LNG는 주성분인 메탄을 1기압 하에서 -162℃도 이하로 온도를 내려서 액체 상태로 보관하는 것이 일반적인데, 액화된 메탄의 부피는 표준상태인 기체상태의 메탄 부피의 600분의 1 정도이고, 비중은 0.42로 원유비중의 약 2분의 1이 된다. Generally, it is known that LNG is a clean fuel and its reserves are more abundant than petroleum, and its usage is rapidly increasing as mining and transfer technology develops. This LNG is generally stored in a liquid state at a temperature of -162 ° C. or below under 1 atm. The volume of liquefied methane is about one sixth of the volume of methane in a gaseous state, The specific gravity is 0.42, which is about one half of that of crude oil.
그러나 엔진이 구동되기 위해 필요한 온도 및 압력 등은, 탱크에 저장되어 있는 LNG의 상태와는 다를 수 있다. 따라서 최근에는 액체 상태로 저장되는 LNG의 온도 및 압력 등을 제어하여 엔진에 공급하는 기술에 대하여, 지속적인 연구 개발이 이루어지고 있다.However, the temperature and pressure required to drive the engine may be different from the state of the LNG stored in the tank. Therefore, in recent years, research and development have been made on the technology of controlling the temperature and pressure of the LNG stored in the liquid state and supplying the engine to the engine.
본 발명은 상기와 같은 종래기술의 문제점을 해결하고자 창출된 것으로서, 본 발명의 목적은 오일탱크(fuel oil tank)보다 큰 부피를 가지는 LNG 저장탱크가 선박과 같은 설치장소의 한계에서 복수로 구비되어도 펌프 등의 설비가 증가되는 것을 방지할 수 있는 LNG 연료 공급 시스템을 제공하기 위한 것이다.SUMMARY OF THE INVENTION It is an object of the present invention to provide an LNG storage tank having a larger volume than a fuel oil tank, And to provide an LNG fuel supply system capable of preventing an increase in equipment such as a pump.
본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 연료 공급 시스템은, LNG의 레벨을 모니터링하는 레벨센서가 구비되는 제1 저장탱크와, 상기 제1 저장탱크로 LNG를 공급하는 제2 저장탱크와, 상기 제1 저장탱크로 LNG를 공급하는 제3 저장탱크를 포함하는 LNG 저장탱크; 상기 LNG 저장탱크부터 엔진까지 연결된 연료 공급 라인; 및 상기 연료 공급 라인 상에 마련되며, 상기 LNG 저장탱크로부터 배출된 LNG를 가압하는 펌프를 포함하며, 상기 레벨센서에 의해 상기 제1 저장탱크 내의 LNG가 기준양 이하로 모니터링되는 경우, 상기 제1 저장탱크는 상기 제2 저장탱크 또는 상기 제3 저장탱크 중 적어도 어느 하나로부터 LNG를 공급받는 것을 특징으로 한다.An LNG fuel supply system according to an embodiment of the present invention includes a first storage tank having a level sensor for monitoring the level of LNG, a second storage tank for supplying LNG to the first storage tank, An LNG storage tank including a third storage tank for supplying LNG to the storage tank; A fuel supply line connected from the LNG storage tank to the engine; And a pump provided on the fuel supply line for pressurizing the LNG discharged from the LNG storage tank, wherein when the LNG in the first storage tank is monitored by the level sensor below a reference amount, And the storage tank is supplied with LNG from at least one of the second storage tank and the third storage tank.
여기서, 상기 제2 저장탱크와 상기 제3 저장탱크는 각각이 상기 제1 저장탱크와 연결되고, 상기 제1 저장탱크의 LNG 공급은 상기 제2 저장탱크와 상기 제3 저장탱크에서 순번에 의해 서로 번갈아져 이루어지는 것을 특징으로 한다.Wherein the second storage tank and the third storage tank are each connected to the first storage tank and the LNG supply of the first storage tank is sequentially connected to the second storage tank and the third storage tank Are alternately arranged.
또한, 상기 제2 저장탱크는 상기 제1 저장탱크와 연결되고, 상기 제3 저장탱크는 상기 제2 저장탱크와 연결되며, 상기 제1 저장탱크의 LNG 공급은 상기 제2 저장탱크에서 이루어지고, 상기 제2 저장탱크의 LNG 공급은 상기 제3 저장탱크에서 이루어져 상기 제3 저장탱크의 LNG는 상기 제2 저장탱크를 경로하여 상기 제1 저장탱크로 유동하는 것을 특징으로 한다.The second storage tank is connected to the first storage tank, the third storage tank is connected to the second storage tank, the LNG supply of the first storage tank is performed in the second storage tank, The LNG supply of the second storage tank is performed in the third storage tank, and the LNG of the third storage tank flows through the second storage tank to the first storage tank.
또한, 상기 기준양은 상기 제1 저장탱크가 수용할 수 있는 LNG 최대총량의 10% 내지 20%인 것을 특징으로 한다.Further, the reference amount is 10% to 20% of the maximum LNG amount that the first storage tank can accommodate.
또한, 상기 펌프는, 상기 제1 저장탱크로부터 배출된 상기 LNG를 200bar 내지 400bar로 가압하는 고압 펌프를 포함하는 것을 특징으로 한다.The pump may further include a high-pressure pump for pressurizing the LNG discharged from the first storage tank at 200 to 400 bar.
또한, 상기 펌프는, 상기 제1 저장탱크와 상기 고압 펌프 사이의 상기 연료 공급 라인 상에 마련되며, 상기 제1 저장탱크로부터 배출된 LNG를 가압하여 상기 고압 펌프로 공급하는 부스팅 펌프를 더 포함하는 것을 특징으로 한다.The pump further includes a boosting pump provided on the fuel supply line between the first storage tank and the high-pressure pump, for pressurizing the LNG discharged from the first storage tank to supply the LNG to the high-pressure pump .
또한, 상기 부스팅 펌프는, 상기 제1 저장탱크로부터 배출된 LNG를 1bar 내지 25bar로 가압하는 것을 특징으로 한다.The boosting pump may pressurize the LNG discharged from the first storage tank at 1 to 25 bar.
또한, 상기 고압 펌프와 상기 엔진 사이의 상기 연료 공급 라인 상에 마련되며, 상기 고압 펌프로부터 배출된 LNG를 가열하는 열교환기를 더 포함하는 것을 특징으로 한다.The apparatus further includes a heat exchanger provided on the fuel supply line between the high-pressure pump and the engine, for heating the LNG discharged from the high-pressure pump.
본 발명에 따른 LNG 연료 공급 시스템은, 오일탱크(fuel oil tank)보다 큰 부피를 가지는 LNG 저장탱크가 선박과 같은 설치장소의 한계에서 복수로 구비되어도, 복수의 탱크마다 펌프를 설치할 필요가 없어 비용이 증가되는 것을 방지할 수 있다.The LNG fuel supply system according to the present invention does not require the installation of a pump for each of a plurality of tanks even if a plurality of LNG storage tanks having a larger volume than a fuel oil tank are provided at the limits of installation sites such as ships Can be prevented from increasing.
도 1은 종래의 LNG 연료 공급 시스템의 개념도이다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 연료 공급 시스템의 개념도이다.
도 3은 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 연료 공급 시스템에서 제1 저장탱크의 단면도이다.
도 4는 본 발명의 다른 실시예에 따른 LNG 연료 공급 시스템의 개념도이다. 1 is a conceptual diagram of a conventional LNG fuel supply system.
2 is a conceptual diagram of an LNG fuel supply system according to an embodiment of the present invention.
3 is a cross-sectional view of a first storage tank in an LNG fuel supply system according to an embodiment of the present invention.
4 is a conceptual diagram of an LNG fuel supply system according to another embodiment of the present invention.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예를 상세히 설명하기로 한다.
Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.
도 1은 종래의 LNG 연료 공급 시스템의 개념도이다.1 is a conceptual diagram of a conventional LNG fuel supply system.
도 1에 도시한 바와 같이, 종래의 LNG 연료 공급 시스템(1)은 LNG 저장탱크(10), 엔진(20), 펌프(30), 열교환기(50)를 포함한다. 이때 펌프(30)는 부스팅 펌프(Boosting Pump; 31)와, 고압 펌프(High Pressure Pump; 32)를 포함할 수 있다. 이하 본 명세서에서, LNG는 편의상 액체 상태인 NG(Natural Gas) 뿐만 아니라 초임계 상태 등인 NG를 모두 포괄하는 의미로 사용될 수 있다.1, the conventional LNG
종래의 LNG 연료 공급 시스템(1)은, 부스팅 펌프(31)가 LNG 저장탱크(10)로부터 연료 공급 라인(21)을 통해 배출되는 LNG를 수 내지 수십 bar로 가압한 뒤, 고압 펌프(32)가 엔진(20)에서 요구하는 압력(일례로 200bar 내지 400bar)으로 LNG를 가압하여 열교환기(50)에 공급한다. 이후 열교환기(50)는 펌프(30)로부터 공급받은 LNG의 온도를 높인 뒤 초임계 상태의 LNG가 엔진(20)에 공급되도록 할 수 있다. 이때 엔진(20)에 공급되는 LNG는 200bar 내지 400bar의 압력을 가지며 30도 내지 60도의 온도를 갖는 초임계 상태일 수 있다.The conventional LNG
한편, LNG 저장탱크(10)는 LNG의 밀도때문에 오일탱크(fuel oil tank)보다 큰 부피를 가져야 하는데, 선박과 같이 설치장소의 한계에 따라 LNG 저장탱크(10)는 복수로 구비되어 각각에 펌프(30) 등의 설비를 개별로 구비하게 되는 경우가 발생하고, 이때 설비가 커지고 비용이 증가할 우려가 있다.
The LNG storage tank 10 has a larger volume than the fuel oil tank due to the density of the LNG. The LNG storage tank 10 has a plurality of LNG storage tanks 10, There is a possibility that facilities such as the
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 연료 공급 시스템의 개념도이고, 도 3은 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 연료 공급 시스템에서 제1 저장탱크의 단면도이다.FIG. 2 is a conceptual diagram of an LNG fuel supply system according to an embodiment of the present invention, and FIG. 3 is a sectional view of a first storage tank in an LNG fuel supply system according to an embodiment of the present invention.
도 2에 도시한 바와 같이, 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 연료 공급 시스템(100)은, LNG 저장탱크(110), 엔진(20), 펌프(30) 및 열교환기(50)를 포함한다. 본 발명의 일 실시예에서 엔진(20), 펌프(30) 및 열교환기(50) 등은 종래의 LNG 연료 공급 시스템(1)에서의 각 구성과 편의상 동일한 도면부호를 사용하나, 반드시 동일한 구성을 지칭하는 것은 아니다.
2, an LNG
LNG 저장탱크(110)는, 엔진(20)에 공급될 LNG를 저장한다. 본 실시예의 LNG 저장탱크(110)는 선박과 같은 설계 및 설치 상의 한계로 인해 제1 저장탱크(111), 제2 저장탱크(113) 및 제3 저장탱크(115)와 같이 복수의 탱크를 포함한다.The
제1 저장탱크(111)는 펌프(30)가 직접 연결되는 탱크로서, LNG의 레벨을 모니터링하는 레벨센서(22)가 구비된다. 레벨센서(22)는 LNG의 레벨을 감지하는 센서로서, 레벨센서(22)에 의해 제1 저장탱크(111) 내의 LNG가 기준양 이하로 모니터링되는 경우, 제1 저장탱크(111)는 제2 저장탱크(113) 또는 제3 저장탱크(115) 중 적어도 어느 하나로부터 LNG를 공급받는다. 여기서, 기준양은 제1 저장탱크(111)가 수용할 수 있는 LNG 최대총량의 10% 내지 20%일 수 있다.The
제2 저장탱크(113)와 제3 저장탱크(115)는 제1 저장탱크(111)로 LNG를 공급하는 보조탱크일 수 있다. 도 2에서 제1 저장탱크(111), 제2 저장탱크(113) 및 제3 저장탱크(115) 각각이 하나의 탱크로 도시하였으나, 제2 저장탱크(113) 및 제3 저장탱크(115)는 그룹으로 이루어져 복수개로 이루어지는 탱크로 이루어질 수 있다. 예를 들어, 제2 저장탱크(113) 및 제3 저장탱크(115) 각각이 2개 이상의 탱크가 하나의 그룹으로 이루어질 수 있다. 이때, 제2 저장탱크(113)는 제3 저장탱크(115)에 비하여 제1 저장탱크(111)에 근접한 탱크로서, 제1 저장탱크(111)의 일정 반경(예를 들어 제2 저장탱크의 폭 또는 너비에 대응하는 길이) 내에 설치되고, 제3 저장탱크(115)는 제2 저장탱크의 설치범위를 벗어난 제1 저장탱크(111)의 일정 반경의 외곽을 벗어난 범위에 설치될 수 있다.The
이때, 본 실시예에서는 제2 저장탱크(113)와 제3 저장탱크(115)는 각각이 제1 저장탱크(111)와 라인(112,114)으로 연결되고, 제1 저장탱크(111)의 LNG 공급은 제2 저장탱크(113)와 제3 저장탱크(115)에서 순번에 의해 서로 번갈아져 이루어질 수 있다. 일 예로, 레벨센서(22)에서 제1 저장탱크(111) 내의 LNG의 레벨이 10%로 감소되는 것으로 감지되면, 제2 저장탱크(113)로부터 LNG가 제1 저장탱크(111)로 공급되어 제1 저장탱크(111)가 채워진다. 그리고 나서, 다시 제1 저장탱크(111) 내의 LNG의 레벨이 10%로 감소되는 것으로 감지되면, 다음 순번으로 제3 저장탱크(115)에서 제1 저장탱크(111)로 LNG가 공급되어 제1 저장탱크(111)는 채워진다. 이후 제2 저장탱크(113)와 제3 저장탱크(115)가 순번에 의해 반복적으로 제1 저장탱크(111)를 채울 수 있다.In this embodiment, the
이와 같은 LNG 저장탱크(110)는 LNG를 액체상태로 보관하여야 하는데, 이때 LNG 저장탱크(110)는 압력 탱크 형태를 가질 수 있다. 제1 저장탱크(111), 제2 저장탱크(113) 및 제3 저장탱크(115)는 레벨센서(22)의 구비여부만 다르고, 동일 또는 유사한 구조 및 형태로 이루어질 수 있다. 설명의 편의상 중복되는 설명을 생략하여 제1 저장탱크(111)를 도면을 참조하여 설명하도록 한다.The
도 3에 도시한 바와 같이, 제1 저장탱크(111)는, 외조 탱크(11), 내조 탱크(12), 단열부(13)를 포함한다. 외조 탱크(11)는 제1 저장탱크(111)의 외벽을 이루는 구조로서, 스틸로 형성될 수 있으며, 단면이 다각형 형태일 수 있다.As shown in Fig. 3, the
내조 탱크(12)는, 외조 탱크(11)의 내부에 구비되며, 서포트(Support; 14)에 의해 외조 탱크(11)의 내부에 지지 설치될 수 있다. 이때 서포트(14)는 내조 탱크(12)의 하단에 구비될 수 있고, 물론 내조 탱크(12)의 좌우 유동을 억제하기 위해 내조 탱크(12)의 측면에도 구비될 수 있다.The
내조 탱크(12)는 스테인레스 재질로 형성될 수 있으며, 5bar 내지 10bar(일례로 6bar)의 압력을 견딜 수 있도록 설계될 수 있다. 내조 탱크(12)를 이와 같이 일정 압력에 견딜 수 있도록 설계하는 것은, 내조 탱크(12)의 내부에 구비된 LNG가 증발되어 증발가스가 생성됨에 따라 내조 탱크(12)의 내압이 상승될 수 있기 때문이다.The
내조 탱크(12)의 내부에는 배플(Baffle; 15)이 구비될 수 있다. 배플(15)은 격자 형태의 플레이트를 의미하며, 배플(15)이 설치됨에 따라 내조 탱크(12) 내부의 압력은 고르게 분포되어 내조 탱크(12)가 일부분에 집중 압력을 받는 것을 방지할 수 있다.A
단열부(13)는, 내조 탱크(12)와 외조 탱크(11)의 사이에 구비되며 외부 열에너지가 내조 탱크(12)로 전달되는 것을 차단할 수 있다. 이때 단열부(13)는 진공상태일 수 있다. 단열부(13)를 진공으로 형성함에 따라, 제1 저장탱크(111)는 일반적인 탱크와 비교할 때 높은 압력에 더욱 효율적으로 견뎌낼 수 있다. 일례로 제1 저장탱크(111)는 진공의 단열부(13)를 통해 5bar 내지 20bar의 압력을 버텨낼 수 있다.The
이와 같이 본 실시예는 진공 형태의 단열부(13)를 외조 탱크(11)와 내조 탱크(12) 사이에 구비하는 압력 탱크형 제1 저장탱크(111)를 사용함으로써, 증발가스의 발생을 최소화할 수 있고, 내압이 상승하더라도 제1 저장탱크(111)가 파손되는 등의 문제가 일어나는 것을 미연에 방지할 수 있다.
As described above, the present embodiment uses the
엔진(20)은, 제1 저장탱크(111)로부터 공급되는 LNG를 통해 구동되어 추력을 발생시킨다. 이때 엔진(20)은 MEGI 엔진일 수 있고, 이중연료 엔진일 수도 있다.The
엔진(20)이 이중연료 엔진일 경우, LNG와 오일이 혼합되어 공급되지 않고 LNG 또는 오일이 선택적으로 공급될 수 있다. 이는 연소 온도가 상이한 두 물질이 혼합 공급되는 것을 차단하여, 엔진(20)의 효율이 떨어지는 것을 방지하기 위함이다.When the
엔진(20)은 LNG의 연소에 의해 실린더(도시하지 않음) 내부의 피스톤(도시하지 않음)이 왕복운동 함에 따라, 피스톤에 연결된 크랭크 축(도시하지 않음)이 회전되고, 크랭크 축에 연결되는 샤프트(도시하지 않음)가 회전될 수 있다. 따라서 엔진(20) 구동 시 최종적으로 샤프트에 연결된 프로펠러(도시하지 않음)가 회전함에 따라, 선체가 전진 또는 후진하게 된다.As the piston 20 (not shown) in the cylinder (not shown) reciprocates due to the combustion of the LNG, the
물론 본 실시예에서 엔진(20)은 프로펠러를 구동하기 위한 엔진(20)일 수 있으나, 발전을 위한 엔진(20) 또는 기타 동력을 발생시키기 위한 엔진(20)일 수 있다. 즉 본 실시예는 엔진(20)의 종류를 특별히 한정하지 않는다. 다만 엔진(20)은 LNG의 연소에 의해 구동력을 발생시키는 내연기관일 수 있다.Of course, in the present embodiment, the
LNG 저장탱크(110)와 엔진(20) 사이에는 LNG를 전달하는 연료 공급 라인(21)이 설치될 수 있고, 연료 공급 라인(21)에는 부스팅 펌프(31), 고압 펌프(32) 및 열교환기(50) 등이 구비되어 LNG가 엔진(20)에 공급되도록 할 수 있다. 이때 연료 공급 라인(21)에는 연료 공급 밸브(부호 도시하지 않음)가 설치되어, 연료 공급 밸브의 개도 조절에 따라 LNG의 공급량이 조절될 수 있다.
A
펌프(30)는, 연료 공급 라인(21) 상에 마련되며, LNG 저장탱크(10)로부터 배출된 LNG를 고압으로 가압한다. 펌프(30)는 부스팅 펌프(31)와 고압 펌프(32)를 포함한다. The
부스팅 펌프(31)는 LNG 저장탱크(110)와 고압 펌프(32) 사이의 연료 공급 라인(21) 상에 마련될 수 있으며, 본 실시예에서는 제1 저장탱크(111)의 출구에 연결될 수 있다. 한편, 도면에 예시하지는 않았으나, 부스팅 펌프(31)는 제1 저장탱크(111)의 내부에 설치되어 LNG에 잠기는 수중 펌프(submerged pump)일 수 있다. The boosting
부스팅 펌프(31)는 고압 펌프(32)에 충분한 양의 LNG가 공급되도록 하여 고압 펌프(32)의 공동현상(cavitation)을 방지한다. 또한 부스팅 펌프(31)는 LNG 저장탱크(110)로부터 LNG를 빼내어서 LNG를 수 내지 수십 bar 이내로 가압할 수 있으며, 부스팅 펌프(31)를 거친 LNG는 1bar 내지 25bar로 가압될 수 있다.The boosting
LNG 저장탱크(110)에 저장된 LNG는 액체 상태에 놓여있다. 이때 부스팅 펌프(31)는 LNG 저장탱크(110)로부터 배출되는 LNG를 가압하여 압력 및 온도를 다소 높일 수 있으며, 부스팅 펌프(31)에 의해 가압된 LNG는 여전히 액체 상태일 수 있다.
The LNG stored in the
이때 고압 펌프(32)는 LNG를 엔진(20)에서 요구하는 압력, 예를 들어 200bar 내지 400bar까지 가압하여 엔진(20)에 공급함으로써, 엔진(20)이 LNG를 통해 추력을 생산하도록 할 수 있다.At this time, the high-
고압 펌프(32)는, 액체 상태의 LNG를 고압으로 가압하여 과냉액체 상태로 변화시킬 수 있다. 여기서 과냉액체 상태의 LNG란 LNG의 압력이 임계압력보다 높고, 온도가 임계온도보다 낮은 상태이다.The high-
구체적으로 고압 펌프(32)는, 부스팅 펌프(31)로부터 배출되는 액체상태의 LNG를 200bar 내지 400bar까지 고압으로 가압하되, LNG의 온도가 임계온도보다 낮은 온도가 되도록 하여, LNG를 과냉액체 상태로 상변화시킬 수 있다. 여기서, 과냉액체 상태인 LNG의 온도는, 임계온도보다 상대적으로 낮은 -140℃ 내지 -60℃일 수 있다.
Specifically, the high-
열교환기(50)는 고압 펌프(32)와 엔진(20) 사이의 연료 공급 라인(21) 상에 마련되며, 고압 펌프(32)로부터 배출된 LNG를 가열할 수 있다. 열교환기(50)로 고압 펌프(32)에 의해 LNG가 공급될 수 있으며, 열교환기(50)는 과냉액체 상태 또는 초임계 상태의 LNG를 고압 펌프(32)에서 배출되는 압력인 200bar 내지 400bar를 유지하면서 가열시켜서, 30도 내지 60도의 초임계 상태의 LNG로 변환한 후 엔진(20)에 공급할 수 있다.The
열교환기(50)는 보일러(도시하지 않음)를 통해 공급되는 스팀이나 글리콜 히터(도시하지 않음)로부터 공급되는 글리콜 워터를 이용하여 LNG를 가열하거나, 전기에너지를 이용하여 LNG를 가열할 수 있고, 또는 선박에 구비되어 있는 발전기나 기타 설비 등으로부터 발생되는 폐열을 이용하여 LNG를 가열할 수 있다.
The
도 4는 본 발명의 다른 실시예에 따른 LNG 연료 공급 시스템의 개념도이다. 앞서 설명한 일 실시예와 동일하거나 대응하는 구성 요소는 동일한 도면번호를 부여하고 이에 대한 중복되는 설명은 생략하기로 한다.4 is a conceptual diagram of an LNG fuel supply system according to another embodiment of the present invention. The same or corresponding elements as those of the above-described embodiment will be denoted by the same reference numerals and duplicate descriptions thereof will be omitted.
도 4를 참조하여 LNG 연료 공급 시스템(200)을 설명하도록 한다. 본 실시예는 일 실시예와 동일 또는 유사하게 LNG 저장탱크(210)가, 엔진(20)에 공급될 LNG를 저장하며, 제1 저장탱크(211), 제2 저장탱크(213) 및 제3 저장탱크(215)와 같이 복수의 탱크를 포함한다. 다만, 본 실시예에의 LNG 저장탱크(210)는 일 실시예와 제3 저장탱크(215)의 연결구조가 달리 이루어진다. 본 실시예의 제3 저장탱크(215)는 제2 저장탱크(213)를 경로하여 제1 저장탱크(211)로 LNG를 공급할 수 있다.
The LNG
본 실시예는 일 실시예와 유사하게 제2 저장탱크(213)는 제1 저장탱크(211)와 라인(212)으로 연결된다. 다만, 제3 저장탱크(215)는 제1 저장탱크(211)가 아닌 제2 저장탱크(213)와 라인(214)으로 연결된다.The present embodiment is similar to the first embodiment in that the
이에 따라, 제1 저장탱크(211)의 LNG 공급은 제2 저장탱크(213)에서 이루어지고, 제2 저장탱크(213)의 LNG 공급은 제3 저장탱크(215)에서 이루어져 제3 저장탱크(215)의 LNG는 제2 저장탱크(213)를 경로하여 제1 저장탱크(211)로 유동할 수 있다.The LNG supply of the
예를 들어, 레벨센서(22)에서 제1 저장탱크(211) 내의 LNG의 레벨이 10%로 감소되는 것으로 감지되면, 제2 저장탱크(213)와 제3 저장탱크(215)는 동시에 LNG를 배출한다. 이때, 제2 저장탱크(213)는 제1 저장탱크(211)로 LNG를 공급하고, 제3 저장탱크(215)는 제2 저장탱크(213)로 LNG를 공급하여, 제1 저장탱크(211)내의 LNG는 항시 90%이상의 LNG가 수용되어 엔진(20)으로 연료를 공급할 수 있다(제2 저장탱크 및 제3 저장탱크 내에 LNG가 저장공간의 10%이상인 경우).For example, if the
본 실시예에서는 제3 저장탱크(215)가 제1 저장탱크(211)로 직접연결되지 않고, 제2 저장탱크(213)로 연결되어, 상대적으로 긴 일 실시예의 일부 라인(114)이 감축되는 효과가 있어, 라인(214)을 경로하는 과정에서 LNG가 상온과 접촉하는 시간을 단축시킬 수 있다.
The
이와 같이 본 실시예는, 오일탱크(fuel oil tank)보다 큰 부피를 가지는 LNG 저장탱크(110,210)가 선박과 같은 설치장소의 한계에서 복수로 구비되어도, 복수의 탱크(111,113,115,211,213,215)마다 펌프(30)를 설치할 필요가 없어 비용이 증가되는 것을 방지할 수 있다.As described above, even if the
1,100,200: LNG 연료 공급 시스템
10,110,210: LNG 저장탱크 11: 외조 탱크
12: 내조 탱크 13: 단열부
14: 서포트 15: 배플
20: 엔진 21: 연료 공급 라인
22: 레벨센서 30: 펌프
31: 부스팅 펌프 32: 고압 펌프
50: 열교환기 111,211: 제1 저장탱크
113,213: 제2 저장탱크 115,215: 제3 저장탱크
112,114,212,214: 라인1,100,200: LNG fuel supply system
10, 110, 210: LNG storage tank 11:
12: inner tank 13:
14: Support 15: Baffle
20: engine 21: fuel supply line
22: level sensor 30: pump
31: boosting pump 32: high pressure pump
50:
113, 213:
112, 114, 212, 214:
Claims (9)
상기 LNG 저장탱크부터 엔진까지 연결된 연료 공급 라인; 및
상기 연료 공급 라인 상에 마련되며, 상기 제1 저장탱크로부터 배출된 LNG를 가압하는 펌프를 포함하며,
상기 레벨센서에 의해 상기 제1 저장탱크 내의 LNG가 기준양 이하로 모니터링되는 경우, 상기 제1 저장탱크는 상기 제2 저장탱크 또는 상기 제3 저장탱크 중 적어도 어느 하나로부터 LNG를 공급받는 것을 특징으로 하는 LNG 연료 공급 시스템.A first storage tank having a level sensor for monitoring the level of LNG, a second storage tank for supplying LNG to the first storage tank, and a third storage tank for supplying LNG to the first storage tank, An LNG storage tank comprising a pressure tank;
A fuel supply line connected from the LNG storage tank to the engine; And
And a pump provided on the fuel supply line for pressurizing the LNG discharged from the first storage tank,
Wherein the first storage tank receives LNG from at least one of the second storage tank and the third storage tank when the LNG in the first storage tank is monitored by the level sensor below a reference amount LNG fuel supply system.
상기 제2 저장탱크와 상기 제3 저장탱크는 각각이 상기 제1 저장탱크와 연결되고, 상기 제1 저장탱크의 LNG 공급은 상기 제2 저장탱크와 상기 제3 저장탱크에서 순번에 의해 서로 번갈아져 이루어지는 것을 특징으로 하는 LNG 연료 공급 시스템.The method according to claim 1,
The second storage tank and the third storage tank are each connected to the first storage tank and the LNG supply of the first storage tank is alternately alternated in the second storage tank and the third storage tank Wherein the LNG fuel supply system comprises:
상기 LNG 저장탱크부터 엔진까지 연결된 연료 공급 라인; 및
상기 연료 공급 라인 상에 마련되며, 상기 제1 저장탱크로부터 배출된 LNG를 가압하는 펌프를 포함하며,
상기 레벨센서에 의해 상기 제1 저장탱크 내의 LNG가 기준양 이하로 모니터링되는 경우, 상기 제1 저장탱크는 상기 제2 저장탱크로부터 LNG를 공급받는 것을 특징으로 하는 LNG 연료 공급 시스템.A first storage tank having a level sensor for monitoring the level of LNG, a second storage tank for supplying LNG to the first storage tank, and a third storage tank for supplying LNG to the second storage tank, An LNG storage tank comprising a pressure tank;
A fuel supply line connected from the LNG storage tank to the engine; And
And a pump provided on the fuel supply line for pressurizing the LNG discharged from the first storage tank,
Wherein the first storage tank is supplied with LNG from the second storage tank when the LNG in the first storage tank is monitored below the reference amount by the level sensor.
상기 제1 저장탱크의 LNG 공급은 상기 제2 저장탱크에서 이루어지고, 상기 제2 저장탱크의 LNG 공급은 상기 제3 저장탱크에서 이루어져 상기 제3 저장탱크의 LNG는 상기 제2 저장탱크를 경로하여 상기 제1 저장탱크로 유동하는 것을 특징으로 하는 LNG 연료 공급 시스템.The method of claim 3,
Wherein the LNG supply of the first storage tank is in the second storage tank and the LNG supply of the second storage tank is in the third storage tank so that the LNG of the third storage tank And flows into the first storage tank.
상기 기준양은 상기 제1 저장탱크가 수용할 수 있는 LNG 최대총량의 10% 내지 20%인 것을 특징으로 하는 LNG 연료 공급 시스템.5. The method according to any one of claims 1 to 4,
Wherein the reference amount is 10% to 20% of the maximum amount of LNG that the first storage tank can accommodate.
상기 제1 저장탱크로부터 배출된 상기 LNG를 200bar 내지 400bar로 가압하는 고압 펌프를 포함하는 것을 특징으로 하는 LNG 연료 공급 시스템.5. The pump according to any one of claims 1 to 4,
And a high-pressure pump for pressurizing the LNG discharged from the first storage tank at 200 to 400 bar.
상기 제1 저장탱크와 상기 고압 펌프 사이의 상기 연료 공급 라인 상에 마련되며, 상기 제1 저장탱크로부터 배출된 LNG를 가압하여 상기 고압 펌프로 공급하는 부스팅 펌프를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 LNG 연료 공급 시스템.7. The pump according to claim 6,
Further comprising a boosting pump provided on the fuel supply line between the first storage tank and the high-pressure pump, for pressurizing the LNG discharged from the first storage tank and supplying the pressurized LNG to the high-pressure pump. Supply system.
상기 제1 저장탱크로부터 배출된 LNG를 1bar 내지 25bar로 가압하는 것을 특징으로 하는 LNG 연료 공급 시스템.The booster pump according to claim 7,
And the LNG discharged from the first storage tank is pressurized at 1 bar to 25 bar.
상기 고압 펌프와 상기 엔진 사이의 상기 연료 공급 라인 상에 마련되며, 상기 고압 펌프로부터 배출된 LNG를 가열하는 열교환기를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 LNG 연료 공급 시스템.9. The method of claim 8,
Further comprising a heat exchanger provided on the fuel supply line between the high-pressure pump and the engine, for heating the LNG discharged from the high-pressure pump.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020130033191A KR101417615B1 (en) | 2013-03-28 | 2013-03-28 | A Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020130033191A KR101417615B1 (en) | 2013-03-28 | 2013-03-28 | A Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR101417615B1 true KR101417615B1 (en) | 2014-07-09 |
Family
ID=51741664
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020130033191A KR101417615B1 (en) | 2013-03-28 | 2013-03-28 | A Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
KR (1) | KR101417615B1 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20080012044A (en) * | 2006-08-02 | 2008-02-11 | 현대자동차주식회사 | Cng replenish method and fuel tank connecting structure of cng vehicle |
KR20110005678A (en) * | 2007-12-21 | 2011-01-18 | 크라이오스타 에스아에스 | Natural gas supply method and apparatus |
KR20110118606A (en) * | 2007-05-08 | 2011-10-31 | 대우조선해양 주식회사 | System for supplying fuel gas in ship |
KR20120133360A (en) * | 2011-05-31 | 2012-12-10 | 대우조선해양 주식회사 | Lng fueled ship |
-
2013
- 2013-03-28 KR KR1020130033191A patent/KR101417615B1/en active IP Right Grant
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20080012044A (en) * | 2006-08-02 | 2008-02-11 | 현대자동차주식회사 | Cng replenish method and fuel tank connecting structure of cng vehicle |
KR20110118606A (en) * | 2007-05-08 | 2011-10-31 | 대우조선해양 주식회사 | System for supplying fuel gas in ship |
KR20110005678A (en) * | 2007-12-21 | 2011-01-18 | 크라이오스타 에스아에스 | Natural gas supply method and apparatus |
KR20120133360A (en) * | 2011-05-31 | 2012-12-10 | 대우조선해양 주식회사 | Lng fueled ship |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR101277833B1 (en) | A fuel gas supply system of liquefied natural gas | |
KR101267110B1 (en) | A fuel gas supply system of liquefied natural gas | |
EP2796700B1 (en) | System for supplying liquefied natural gas fuel | |
KR101277986B1 (en) | A fuel gas supply system of liquefied natural gas | |
KR101277844B1 (en) | A fuel gas supply system of liquefied natural gas and driving method thereof | |
KR101441242B1 (en) | A Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas | |
KR101277965B1 (en) | A fuel gas supply system of liquefied natural gas | |
KR20140059698A (en) | A fuel gas supply system | |
KR101394679B1 (en) | A fuel gas supply system of liquefied natural gas | |
KR20140127459A (en) | Test Equipment for Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas | |
KR101441244B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Natural Gas | |
KR101480255B1 (en) | Treatment system of liquefied gas | |
KR102053927B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Natural Gas | |
KR101417615B1 (en) | A Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas | |
KR20140143038A (en) | A Treatment System Of Liquefied Natural Gas | |
KR101435329B1 (en) | A Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas | |
KR101394750B1 (en) | A fuel gas supply system of liquefied natural gas | |
KR20140137176A (en) | Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas | |
KR101372168B1 (en) | A fuel gas supply system of liquefied natural gas | |
KR20160083438A (en) | A Treatment System Of Liquefied Gas | |
KR20150133339A (en) | A Treatment System of Liquefied Gas | |
KR101535759B1 (en) | A Fuel Gas Supply System of Liquefied Natural Gas | |
KR101528977B1 (en) | A Treatment System of Liquefied Natural Gas | |
KR101277952B1 (en) | A fuel gas supply system of liquefied natural gas | |
KR101394801B1 (en) | Fuel gas supply system of liquefied natural gas and method for controlling boil-off gas |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A201 | Request for examination | ||
E902 | Notification of reason for refusal | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
GRNT | Written decision to grant | ||
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20180627 Year of fee payment: 5 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20180829 Year of fee payment: 6 |