[go: up one dir, main page]

KR102296697B1 - 가스 처리 시스템 - Google Patents

가스 처리 시스템 Download PDF

Info

Publication number
KR102296697B1
KR102296697B1 KR1020150161212A KR20150161212A KR102296697B1 KR 102296697 B1 KR102296697 B1 KR 102296697B1 KR 1020150161212 A KR1020150161212 A KR 1020150161212A KR 20150161212 A KR20150161212 A KR 20150161212A KR 102296697 B1 KR102296697 B1 KR 102296697B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
line
fuel
main tank
tank
gas
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Active
Application number
KR1020150161212A
Other languages
English (en)
Other versions
KR20170057717A (ko
Inventor
하점수
Original Assignee
현대중공업 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 현대중공업 주식회사 filed Critical 현대중공업 주식회사
Priority to KR1020150161212A priority Critical patent/KR102296697B1/ko
Publication of KR20170057717A publication Critical patent/KR20170057717A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102296697B1 publication Critical patent/KR102296697B1/ko
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • 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
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • 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
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/02—Special adaptations of indicating, measuring, or monitoring equipment
    • F17C13/026—Special adaptations of indicating, measuring, or monitoring equipment having the temperature as the parameter
    • 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
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0146—Two-phase
    • F17C2225/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2225/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • 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
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/06—Controlling or regulating of parameters as output values
    • F17C2250/0605—Parameters
    • F17C2250/0631—Temperature
    • 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
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/06—Controlling or regulating of parameters as output values
    • F17C2250/0689—Methods for controlling or regulating
    • 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
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템은, 연료가 저장되는 메인 탱크 내부의 상부에 마련되어 쿨링다운을 수행하는 제1 라인; 상기 메인 탱크에서, 상기 제1 라인의 하부에 마련되어 연료를 공급하는 제2 라인; 및 상기 메인 탱크 내부의 연료를 외부로 배출시키는 펌프를 포함하되, 쿨링다운시, 상기 제1 라인과 상기 제2 라인이 모두 활용되어 쿨링다운이 수행되며, 상기 메인 탱크의 내부 온도에 따라 상기 제1 라인 및 상기 제2 라인이 선택적으로 또는 함께 개방되는 것을 특징으로 한다.

Description

가스 처리 시스템{A Treatment System of Gas}
본 발명은 가스 처리 시스템에 관한 것이다.
최근 기술 개발에 따라 가솔린이나 디젤을 대체하여 액화천연가스(Liquefied Natural Gas), 액화석유가스(Liquefied Petroleum Gas) 등과 같은 액화가스를 널리 사용하고 있다.
액화천연가스는 가스전에서 채취한 천연가스를 정제하여 얻은 메탄을 냉각해 액화시킨 것이며, 무색ㆍ투명한 액체로 공해물질이 거의 없고 열량이 높아 대단히 우수한 연료이다. 반면 액화석유가스는 유전에서 석유와 함께 나오는 프로판(C3H8)과 부탄(C4H10)을 주성분으로 한 가스를 상온에서 압축하여 액체로 만든 연료이다. 액화석유가스는 액화천연가스와 마찬가지로 무색무취이고 가정용, 업무용, 공업용, 자동차용 등의 연료로 널리 사용되고 있다.
이와 같은 액화가스는 지상에 설치되어 있는 액화가스 저장탱크에 저장되거나 또는 대양을 항해하는 운송수단인 선박에 구비되는 액화가스 저장탱크에 저장되는데, 액화천연가스는 액화에 의해 1/600의 부피로 줄어들고, 액화석유가스는 액화에 의해 프로판은 1/260, 부탄은 1/230의 부피로 줄어들어 저장 효율이 높다는 장점이 있다.
이러한 액화가스는 다양한 수요처로 공급되어 사용되는데, 최근에는 액화천연가스를 운반하는 LNG 운반선에서 LNG를 연료로 사용하여 엔진을 구동하는 LNG 연료공급 방식이 개발되고 있으며, 이와 같이 엔진의 연료로 LNG를 사용하는 방식은 LNG 운반선 외의 다른 선박에도 적용되고 있다.
액화가스 저장탱크에 액화가스를 공급하는 과정은 다음과 같다. 먼저, 비어있는 액화가스 저장탱크에 건조한 공기를 채워 습기를 제거하는 drying(air purging) 실시 후, 산소가 없는 inert gas를 채우는 inerting(N2 purging)을 실시한다. 이후 inert gas를 cargo(기화된 액화가스 이용)로 치환하는 gasing up을 실시한 후, 액화가스를 카고탱크에 선적하기 전 탱크의 급격한 온도 하강으로 인한 탱크 수축 시 손상방지 및 급격한 증발가스 발생을 방지하기 위해 액화가스를 통하여 액화가스 저장탱크를 냉각하는 cooling down을 실시한다. 여기서 gasing up과 cooling down 시 사용되는 액화가스는 외부에서 공급될 수 있다.
Cooling down이 완료된 액화가스 저장탱크에 액화가스를 공급하여 bunkering을 수행하게 된다. 그런데 이러한 일련의 과정은 모두 선박이 정박한 상태에서 이루어지는 것이므로, 소모되는 시간만큼 접안 비용이 증가하는 동시에 선박 운항효율이 저하되는 문제가 있으므로, 상기 과정을 빠른 시간 내에 수행하는 것이 매우 중요하다.
본 발명은 종래기술을 개선하고자 창출된 것으로서, 본 발명의 목적은 쿨링다운, 벙커링 등의 작업시간을 줄임으로써, 이에 따른 접안시간을 줄여 접안비용을 감소시키고 운항 효율을 증가시킬 수 있는 가스 처리 시스템을 제공하기 위한 것이다.
본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템은, 연료가 저장되는 메인 탱크 내부의 상부에 마련되어 쿨링다운을 수행하는 제1 라인; 상기 메인 탱크에서, 상기 제1 라인의 하부에 마련되어 연료를 공급하는 제2 라인; 및 상기 메인 탱크 내부의 연료를 외부로 배출시키는 펌프를 포함하되, 쿨링다운시, 상기 제1 라인과 상기 제2 라인이 모두 활용되어 쿨링다운이 수행되며, 상기 메인 탱크의 내부 온도에 따라 상기 제1 라인 및 상기 제2 라인이 선택적으로 또는 함께 개방되는 것을 특징으로 한다.
구체적으로, 상기 제2 라인은, 상기 메인 탱크 하부에 인접하여 마련될 수 있다.
구체적으로, 상기 제2 라인은, 배출구가 형성되는 단부가 상기 메인 탱크의 바닥면에 대향하도록 절곡되며, 상하 방향으로 연료를 배출시킬 수 있다.
구체적으로, 상기 메인 탱크에서, 상기 제1 라인의 하부에 마련되어 연료의 재액화를 이루는 제3 라인을 더 포함할 수 있다.
구체적으로, 상기 제3 라인은, 상기 제2 라인의 하부에 마련되어 상기 메인 탱크 내부의 바닥면에 인접하여 마련될 수 있다.
구체적으로, 상기 제1 라인 및 상기 제2 라인의 개방여부를 제어하도록, 상기 메인 탱크 내부의 온도를 감지하는 온도센서를 더 포함할 수 있다.
본 발명에 따른 가스 처리 시스템은, 제1 라인과 제2 라인을 통해 메인 탱크 내부의 상하부를 동시에 쿨링다운 작업할 수 있어, 메인 탱크의 상부에서 하부까지 요구 온도로 쿨링다운이 가능하여 벙커링되는 연료가 기화되는 것을 감소시킬 수 있고, 벙커링 작업 시간을 줄여 접안비용을 줄일 수 있며, 운항 효율(운항 회전비율)을 높일 수 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템이 설치된 선박을 도시한 측면도이다.
도 2는 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템이 설치된 선박을 도시한 정면도이다.
도 3은 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템에 있어서, 제1 양태의 가스 흐름을 도시한 도면이다.
도 4는 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템에 있어서, 제2 양태의 가스 흐름을 도시한 도면이다.
도 5는 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템에 있어서, 제3 양태의 가스 흐름을 도시한 도면이다.
도 6은 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템에 있어서, 제4 양태의 가스 흐름을 도시한 도면이다.
본 발명의 목적, 특정한 장점들 및 신규한 특징들은 첨부된 도면들과 연관되어지는 이하의 상세한 설명과 바람직한 실시예로부터 더욱 명백해질 것이다. 본 명세서에서 각 도면의 구성요소들에 참조번호를 부가함에 있어서, 동일한 구성 요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 번호를 가지도록 하고 있음에 유의하여야 한다. 또한, 본 발명을 설명함에 있어서, 관련된 공지 기술에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 불필요하게 흐릴 수 있다고 판단되는 경우 그 상세한 설명은 생략한다.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예를 상세히 설명하기로 한다.
도 1 및 도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템이 설치된 선박을 도시한 도면이다.
도 1 및 도 2를 참조하면, 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템(100)은, 메인 탱크(110), 제1 라인(120), 제2 라인(130), 제3 라인(140), 펌프(150) 및 데크 탱크(160)를 포함한다. 여기서, 가스 처리 시스템(100)은 LPG 선과 같은 선박(1)에 마련될 수 있고, 가스 처리 시스템(100)에 저장된 LPG 등의 화물(연료)은 선박(1)을 통해 운반되거나, 선박(1) 내부에서 연료로 이용될 수 있다.
메인 탱크(110)는 연료를 저장하는 구성으로서, 데크(1A)(일례로, 어퍼데크)의 하부에 복수로 마련되어, 선박(1)의 선적 및 하역에 따라 내부의 저장물(연료)이 채워지거나 비워질 수 있다.
예를 들어, 선박(1)의 운항 초기에는 메인 탱크(110) 내부가 비어진 상태일 수 있다. 그리고 메인 탱크(110) 내부에 연료를 저장한 후 운반할 수 있도록, 메인 탱크(110)에는 연료가 벙커링되어 저장되는데, 메인 탱크(110) 내부에 채워지는 연료는 LPG 등 메인 탱크(110) 외기의 온도와 차이가 발생하여 보냉이 이루어질 필요가 있으며, 소정의 선적 과정(드라잉(drying), 이너팅(inerting), 가싱 업(gasing up), 쿨링다운(cooling down), 벙커링(bunkering))이 필요하다.
구체적으로, 제1 라인(120)은 쿨링다운 작업을 수행하기 위한 구성으로서, 연료가 저장되는 메인 탱크(110) 내부의 상부에 배출구(부호 도시하지 않음)가 위치되게 마련될 수 있다. 제1 라인(120)은 메인 탱크(110)의 내부 바닥면을 향해 넓게 배출될 수 있도록, 복수의 배출구가 메인 탱크(110)의 바닥면과 대향할 수 있다. 이를 위해, 제1 라인(120)은 메인 탱크(110)의 내부를 관통하는 일단부가 하부를 향도록 절곡될 수 있다. 이때, 제1 라인(120)의 타단부는 주유원(20)(예를 들어, 터미널)으로부터 연료를 공급받을 수 있도록, 주유원(20)의 로딩암(도시하지 않음)과 연결될 수 있다.
그리고 제1 라인(120)은 메인 탱크(110) 내부의 상부가 쿨링다운 될 수 있도록 메인 탱크(110) 내부의 상부(천장)에 인접하여 제1 라인(120)의 일단부가 마련될 수 있어, 제1 라인(120)에서 배출되는 연료의 온도에 의해 메인 탱크(110)의 상부 영역부터 하부로 점차 쿨링다운될 수 있다.
이와 같이, 제1 라인(120)이 메인 탱크(110)의 상부를 쿨링다운시킬 수 있도록 메인 탱크(110) 내부의 상부에 인접하게 마련됨에 따라, 제1 라인(120)을 통해 배출되는 연료가 메인 탱크(110) 내부의 상부를 쿨링다운시키면서 하부로 낙하될 때, 연료는 메인 탱크(110) 내부 상부 주변의 기체(쿨링다운 작업 이전에 수행된 이너팅 작업의 수행으로 메인 탱크 내부로 공급된 불활성기체일 수 있음) 등과 열교환되어 온도가 상승될 수 있다.
이에 따라, 제1 라인(120)을 통해 공급된 연료는 메인 탱크(110)의 바닥면으로 갈수록 메인 탱크(110)의 쿨링다운 작업을 수행하는 것이 어려울 수 있으므로, 본 실시예는 쿨링다운시, 제1 라인(120)뿐만 아니라, 제2 라인(130)을 개방시켜 쿨링다운 작업이 수행될 수 있다.
제2 라인(130)은 평시에는 벙커링 작업을 수행할 수 있으며, 제1 라인(120)의 쿨링다운 작업시 함께 구동되어 메인 탱크(110) 내부를 쿨링다운시킬 수 있도록 메인 탱크(110)의 내부를 관통하여 마련될 수 있다.
그리고 제2 라인(130)은, 제1 라인(120)과 동일 또는 유사하게, 배출구가 형성되는 단부가 메인 탱크(110)의 바닥면에 대향하도록 절곡될 수 있다. 여기서, 제2 라인(130)은 메인 탱크(110) 내부의 하부 주변을 쿨링다운시킬 수 있도록, 제1 라인(120)의 배출구보다 제2 라인(130)의 배출구가 하부에 마련되어 메인 탱크(110) 하부(바닥면)에 인접하게 마련될 수 있다.
게다가, 제2 라인(130)은, 빠른 배출을 위해 동일한 길이의 라인 상에서 동일한 간격으로 이격되어 형성되는 배출구가 상대적으로 많이 형성될 수 있도록, 상하 방향으로 배출구가 마련되어 연료를 배출시킬 수 있다. 이때, 제2 라인(130)의 배출구는 하부 방향뿐만 아니라, 상부 방향으로 연료를 배출시킬 수 있으므로 제1 라인(120)을 통해 배출되어 낙하되는 연료와 함께 제2 라인(130)에서 상부 방향으로 배출되는 연료가 함께 메인 탱크(110) 내부를 쿨링다운시킬 수 있다.
물론, 제2 라인(130)의 하부 방향으로 배출되는 연료와 함께 제2 라인(130)의 상부 방향으로 배출되는 연료가 제2 라인(130) 주변의 메인 탱크(110) 내부를 쿨링다운시킬 수 있음은 물론이다.
게다가, 제2 라인(130)은 메인 탱크(110)의 하부에 잔류된 연료를 기화시킬 수 있도록, 메인 탱크(110) 내부의 연료를 기화시키는 연료가 배출될 수 있다. 여기서, 연료의 기화를 위해 제2 라인(130)을 통해 배출되는 연료는 잔류된 연료를 기화시키는 온도로 이루어질 수 있다. 이를 위해, 기화기(11, 154 174)가 마련될 수 있는데, 이에 대하여 후술하기로 한다.
이러한, 제2 라인(130)은 제1 라인(120)과 동일 또는 유사하게 주유원(20)으로부터 연료를 공급받을 수 있으므로, 제2 라인(130)은 제1 라인(120)에서 분기되어 메인 탱크(110)까지 연결될 수 있다.
특히, 제1 라인(120)만 개방하여 쿨링다운 작업시, 제1 라인(120)을 통해 배출되는 연료가 메인 탱크(110) 내부 온도로 인하여 낙하과정에서 가열됨에 따라 메인 탱크(110)의 하부가 냉각되지 않는 경우와 같이, 메인 탱크(110)의 내부 온도가 제1 라인(120)만으로 쿨링다운 작업하기에 어려움이 있는 정도로 높을 경우에는 아래와 같이 작업이 수행될 수 있다.
예를 들어, 제2 라인(130)을 먼저 개방시켜 연료를 배출함으로써 메인 탱크(110)의 하부를 냉각시켜 주고, 그 다음으로 제1 라인(120)을 개방시켜 메인 탱크(110)의 상부를 냉각시켜준다. 제1 라인(120) 개방시, 제1 라인(120)과 동시에 제2 라인(130)을 개방시킬 수 있으므로 먼저 개방된 제2 라인(130)은 개방된 상태가 유지될 수 있다. 여기서, 메인 탱크(110)의 내부 온도가 제1 라인(120)의 개방만으로도 쿨링다운 작업의 충분한 경우, 제2 라인(130)은 폐쇄될 수 있다. 이때, 제1 라인(120)과 제2 라인(130)의 개방 여부를 제어하기 위해, 메인 탱크(110)에는 온도센서(도시하지 않음)가 구비될 수 있다.
한편, 온도센서에 의해 감지된 온도값에 따라 제1 라인(120), 제2 라인(130)의 개폐 제어는 제어부(도시하지 않음)에 의해 이루어질 수 있으며, 제어부는 컨트롤패널로 이루어질 수 있다.
제3 라인(140)은 메인 탱크(110)의 내부를 관통하여 마련될 수 있으며, 메인 탱크(110)로부터 증발가스를 공급받아 재액화시킨 후 다시 메인 탱크(110)로 배출시킬 수 있도록, 메인 탱크(110)에서 메인 탱크(110)로 연결될 수 있다. 여기서, 제3 라인(140) 상에는 증발가스를 재액화시키는 재액화장치(141)가 마련될 수 있다.
제3 라인(140)에서 연료를 배출하는 분출구(부호 도시하지 않음)는 복수로 마련될 수 있으며, 제1 라인(120) 및 제2 라인(130)의 배출구와 유사하게 메인 탱크(110)의 바닥면을 향하도록 제3 라인(140)의 단부가 절곡될 수 있다. 이때, 제3 라인(140)의 분출구는 제1 라인(120)의 배출구보다 하부에 마련될 수 있다.
즉, 제3 라인(140)의 분출구는 메인 탱크(110) 내부에 저장된 연료에 잠기도록 마련될 수 있으며, 예를 들어, 제3 라인(140)의 분출구는 제2 라인(130)의 배출구보다 메인 탱크(110)의 바닥면에 인접할 수 있게, 제2 라인(130)의 배출구보다 하부에 마련될 수 있다.
이러한 제3 라인(140)은 메인 탱크(110) 내부의 연료에 잠기게 되어, 회수되는 증발가스가 액상의 연료와 혼합되어 일부 액화될 수 있음은 물론이다.
이와 같은, 제1 라인(120), 제2 라인(130), 제3 라인(140)은 메인 탱크(110)의 내부에서 상하 일렬로 서로 이격되게 마련될 수 있고, 서로 간섭되지 않도록 상하 수직축에서 서로 어긋나게 배치될 수 있다.
이러한, 가스 처리 시스템(100)은 제1 라인(120)이 메인 탱크(110) 내부의 상부에서 쿨링다운 작업하고, 제2 라인(130)이 메인 탱크(110) 내부의 하부에서 쿨링다운 작업을 이루므로, 메인 탱크(110)의 하부까지 요구 온도로 쿨링다운이 가능하여 벙커링되는 연료가 기화되는 것을 감소시킬 수 있다.
게다가, 벙커링 작업시 제2 라인(130)은, 제1 라인(120)과 함께 동시에 쿨링다운 작업을 이루므로, 제1 라인(120)만을 통한 쿨링다운 작업에 비하여 작업시간(쿨링다운을 이루는 시간)을 줄일 수 있어, 줄어든 쿨링다운 작업시간만큼 접안 시간을 감소시켜, 하루 정박시 마다 수천만원의 비용이 요구되는 접안 비용을 줄일 수 있다.
펌프(150)는 부스팅 펌프로 이루어질 수 있으며, 하역지(10)에 연료를 하역하거나 엔진과 같은 수요처(175)(도 6 및 도 7 참조)에서 연료를 수요할 수 있도록 배출시키는 구성으로서, 잠형 펌프로 이루어져 메인 탱크(110) 내부에 마련됨으로써 메인 탱크(110) 외부로 연료를 배출시킬 수 있다. 그리고 펌프(150)를 통해 배출되는 연료가 경유할 수 있도록, 펌프(150)에는 하역라인(151)이 마련될 수 있다. 여기서, 하역라인(151)은 하역지(10)의 로딩암(도시하지 않음) 또는 수요처(175)와 연결될 수 있으며 이는 후술하기로 한다.
또한, 펌프(150)는 메인 탱크(110)에 저장된 연료의 양이 줄어들어도 잔류된 연료를 용이하게 배출시킬 수 있도록, 메인 탱크(110) 내의 바닥 쪽에서 펌프타워(도시하지 않음에 의해 메인 탱크(110) 내에 매달린 형태로 설치될 수 있다. 여기서, 펌프타워는 하역라인(151)과 펌프(150)가 설치되기 위한 구성으로서, 펌프타워는 메인 탱크(110)의 돔(도시하지 않음)으로부터 하부까지 연장되어 펌프(150)가 연료를 배출할 수 있도록 지지할 수 있다.
이때, 돔은 제1 라인(120), 제2 라인(130), 제3 라인(140) 및 하역라인(151)과 같이 메인 탱크(110)를 관통하여 외부에서 내부로 연장되는 라인이 설치되는 일반적인 구성이며, 각각의 라인마다 돔이 형성되어 복수개가 마련될 수 있고, 리퀴드 돔 또는 가스 돔 등 다양한 형태로 구현될 수 있다.
데크 탱크(160)는 비상용 연료가 저장될 수 있으며, 메인 탱크(110)와 구분되어 데크(1A)의 상부에 마련될 수 있다. 예를 들어, 데크 탱크(160)는 독립형 탱크 중 가압형 탱크로서 원통형의 실린더 형태로 이루어질 수 있으며, 데크 탱크(160)가 메인 탱크(110)보다 상부에 위치되어 압력이 높을 수 있으므로, 메인 탱크(110)로부터 데크 탱크(160)로 연료가 이동될 때, 펌프(150)가 이용될 수 있다.
이때, 펌프(150)의 수가 불필요하게 증가되지 않도록, 데크 탱크(160)로 연료가 공급되는 상부공급라인(161)은 하역라인(151)으로부터 분기될 수 있다. 즉, 상부공급라인(161)은 하역라인(151)으로부터 분기되어 데크 탱크(160)로 연결될 수 있어, 펌프(150)로부터 배출되는 연료가 하역지(10), 데크 탱크(160)로 공급될 수 있다. 여기서, 연료 흐름 및 연료량은 밸브(도시하지 않음)에 의해 조절될 수 있음은 물론이다.
이와 같이, 데크 탱크(160)에 저장된 연료는 메인 탱크(110)에 저장된 연료와 동일한 연료일 수 있으며, 메인 탱크(110)에 저장된 연료가 데크 탱크(160)로 전달되어 저장될 수 있다.
게다가, 데크 탱크(160)에 저장된 연료는 퍼징 및 쿨링다운을 미리 수행하도록 이용될 수 있는데, 이를 위해 데크 탱크(160)에서 배출되는 연료가 경유하는 상부배출라인(162)은 제1 라인(120) 또는 제2 라인(130)에 합류될 수 있다. 여기서, 제1 라인(120)은 쿨링다운 및 퍼징 작업을 수행할 수 있고, 제2 라인(130)은 쿨링다운 작업을 수행할 수 있다. 이와 별도의 라인을 통해 퍼징 작업이 수행될 수도 있다.
즉, 상부배출라인(162)은 데크 탱크(160)로부터 제1 라인(120) 또는 제2 라인(130)까지 연결되어, 데크 탱크(160)에서 배출되는 연료가 상부배출라인(162)을 경유한 이후 제1 라인(120) 또는 제2 라인(130)을 경유하여 메인 탱크(110)로 배출됨으로써 퍼징 및 쿨링다운 작업이 이루어질 수 있다.
여기서, 데크 탱크(160)는 메인 탱크(110)보다 압력이 높게 이루어져 밸브(도시하지 않음)의 개방만으로 데크 탱크(160)에서 메인 탱크(110)로 연료가 이동할 수 있다.
이에 따라, 주유원(20)에 입항한 이후 주유원(20)으로부터 연료를 공급받아 메인 탱크(110)의 퍼징 및 쿨링다운 작업을 수행할 필요없이, 데크 탱크(160)에 저장된 연료를 이용하여 입항하기 전에 퍼징 및 쿨링다운 작업을 이루어 선적 시간을 감소시킬 수 있다. 게다가, 메인 탱크(110)에 잔류되는 연료를 활용할 수 있으므로, 잔여 가스 처리가 용이할 수 있다.
이하에서 도면을 참조하여, 가스 흐름을 설명하도록 한다. 특히, 메인 탱크(110)의 하부에 잔류된 연료를 기화시키도록 별도의 퍼들히팅 라인(puddle heating line)을 구비할 필요없이, 기화기로서의 하역용 재기화 설비(11), 히팅기(154), 수요처용 열교환기(174)를 이용하여 잔류된 연료를 기화하는 가스 흐름을 설명하도록 한다.
여기서, 하역용 재기화 설비(11)는 상온을 이루는 해수를 이용하여 열을 가할 수 있고, 수요처용 열교환기(174)는 0 ℃ 내지 50 ℃ 범위의 글리콜워터 등을 이용하여 열을 가할 수 있다. 그리고 일반적으로 하역용 재기화 설비(11)는 대용량의 설비로 이루어질 수 있으며, 수요처용 열교환기(174)는 저용량의 설비로 이루어질 수 있다.
도 3 내지 도 6은 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템에 있어서, 다양한 형태의 가스 흐름을 도시한 도면이다.
먼저, 도 3을 참조하면, 제2 라인(130)을 통해 메인 탱크(110)의 잔류 연료를 기화시키도록 하역용 재기화 설비(11)를 이용할 수 있다. 여기서, 하역용 재기화 설비(11)는 하역지(10)에 마련되는 일반적인 기화기로 이루어질 수 있다.
예를 들어, 연료가 하역시 하역지(10)의 하역용 재기화 설비(11)가 구동될 수 있는데, 이때 하역용 재기화 설비(11)에 의해 열교환된 연료가 제2 라인(130)을 경유하여 메인 탱크(110)로 배출되어 잔류된 연료를 기화시킬 수 있다.
여기서, 하역용 재기화 설비(11)로부터 제2 라인(130)까지 제1 기화라인(152)이 마련될 수 있으며, 제1 기화라인(152)은 하역지(10)의 로딩암과 연결되어 일반적으로 벙커링 또는 하역 작업시 선박(1)에 의해 운반되는 연료의 흐름과 유사하게 이루어질 수 있다.
이때, 제1 기화라인(152)을 통해 메인 탱크(110)로 배출되는 기화된 연료는 하역시 구동되는 하역용 재기화 설비(11)를 이용하게 되므로 별도의 장비 및 구동에너지를 요구하지 않으므로, 구성이 간소화되고 전력낭비를 줄일 수 있다.
즉, 메인 탱크(110)에 저장된 연료는 펌프(150)에 의해 하역라인(151)을 경유하여 하역되는데, 하역과정에서 연료가 열교환을 이루어 기화되도록 하역용 재기화 설비(11)가 구동된다.
이러한 과정에서 메인 탱크(110)에 저장된 연료가 거의 배출되면, 펌프(150)의 구동이 원활히 이루어질 수 있도록 메인 탱크(110)의 바닥면으로부터 이격된 공간에 잔류된 연료는 펌프(150)에 의해 배출되는 것이 어렵게 된다.
이때, 하역과정에서 구동된 하역용 재기화 설비(11)의 하류에는 기화된 연료가 경유하게 되므로, 기화된 연료를 제1 기화라인(152) 및 제2 라인(130)을 통해 회수시켜 잔류된 연료를 별도의 퍼들히팅 라인을 이용하지 않고 기화시켜서 펌프(150)를 통해 배출시킨다. 이에 따라, 종래에 소형으로 이루어지는 퍼들히팅 라인에 의해 열량이 국부적으로 투입됨으로써, 탱크 워밍 업에 따른 시간이 많이 소요되었던 것과 달리, 잔류가스의 빠른 배출이 가능할 수 있다.
이와 달리, 도 4를 참조하면, 하역라인(151) 상에는 히팅기(154)가 마련되어 하역되는 연료를 선박(1)에서 기화시켜 배출시킬 수 있으며, 이때, 히팅기(154)를 통해 연료가 기화된 후 제2 기화라인(153)을 통해 메인 탱크(110)로 회수되어 메인 탱크(110)에 잔류된 연료를 기화시켜 배출시킬 수 있다. 여기서, 제2 기화라인(153) 하역라인(151)에서 분기되어 제2 라인(130)으로 합류될 수 있다.
한편, 도 5 및 도 6을 참조하면, 가스 처리 시스템(100)은 연료를 소비하는 수요처(175)를 포함할 수 있다. 이때, 메인 탱크(110)에는 별도의 배출펌프(171)가 마련될 수 있으며, 배출펌프(171)로부터 수요처(175)까지 연료 공급라인(172)이 마련될 수 있다. 그리고 수요처(175)는 요구되는 압력 및 온도를 이루는 연료를 공급받을 수 있도록, 연료 공급라인(172) 상에는 연료를 압축하는 압축펌프(173) 및 연료를 열교환시키는 수요처용 열교환기(174)가 마련될 수 있고, 공지된 기술에 갈음하여 상세한 설명은 생략한다.
다만, 본 실시예에서는 잔류된 연료를 제2 라인(130)을 통해 기화시킬 수 있도록, 연료 공급라인(172)을 경유하는 연료를 제2 라인(130)으로 우회시킬 수 있다. 여기서, 제3 기화라인(172A)이 마련될 수 있으며, 제3 기화라인(172A)은 연료 공급라인(172)으로부터 분기되어 제2 라인(130)에 합류될 수 있다.
특히, 제3 기화라인(172A)은 수요처용 열교환기(174)의 하류에 마련되어 수요처용 열교환기(174)에 의해 기화된 연료를 우회시킬 수 있다. 이때, 메인 탱크(110)에 잔류된 연료를 기화시키는 제3 기화라인(172A)을 통해 공급되는 기화된 연료는 압축될 필요가 없으므로, 제3 기화라인(172A)을 통해 연료가 우회되는 경우에는 압축펌프(173)는 구동이 멈춘 상태일 수 있다. 이는, 연료된 기화가 우회되어 메인 탱크(110)로 회수될 때, 연료가 압축될 필요가 없으므로, 압축펌프(173)를 불필요하게 구동시켜 전력이 낭비되는 것을 방지하기 위함이다.
게다가, 도 7에 도시한 바와 같이, 하역라인(151) 상에는 히팅기(154)가 마련될 수 있어, 히팅기(154)에 의해 기화된 연료가 우회되어 제2 라인(130)을 경유한 후 메인 탱크(110)로 배출될 수 있다. 이때, 히팅기(154)의 하류에서 하역라인(151)으로부터 제4 기화라인(153A)이 분기되어 제3 기화라인(172A)과 합류되거나 제2 라인(130)과 합류될 수 있다.
이와 같이 본 실시예는, 퍼들 히팅 라인을 마련하지 않아 구성이 간소화되면서도, 퍼들 히팅 라인을 통한 워밍 업 시간을 줄일 수 있으므로, 빠른 배출이 가능하여 접안비용을 줄일 수 있다.
이상 본 발명을 구체적인 실시예를 통하여 상세히 설명하였으나, 이는 본 발명을 구체적으로 설명하기 위한 것으로, 본 발명은 이에 한정되지 않으며, 본 발명의 기술적 사상 내에서 당해 분야의 통상의 지식을 가진 자에 의해 그 변형이나 개량이 가능함은 명백하다고 할 것이다.
본 발명의 단순한 변형 내지 변경은 모두 본 발명의 영역에 속하는 것으로 본 발명의 구체적인 보호 범위는 첨부된 특허청구범위에 의하여 명확해질 것이다.
1: 선박 1A: 데크
10: 하역지 11: 하역용 재기화 설비
20: 주유원 100: 가스 처리 시스템
110: 메인 탱크 120: 제1 라인
130: 제2 라인 140: 제3 라인
141: 재액화장치 150: 펌프
151: 하역라인 152: 제1 기화라인
153: 제2 기화라인 153A: 제4 기화라인
154: 히팅기 160: 데크 탱크
161: 상부공급라인 162: 상부배출라인
171: 배출펌프 172: 연료 공급라인
172A: 제3 기화라인 173: 압축펌프
174: 수요처용 열교환기 175: 수요처

Claims (6)

  1. 연료가 저장되는 메인 탱크 내부의 상부에 마련되어 쿨링다운을 수행하는 제1 라인;
    상기 메인 탱크에서, 상기 제1 라인의 하부에 마련되어 연료를 공급하는 제2 라인; 및
    상기 메인 탱크 내부의 연료를 외부로 배출시키는 펌프를 포함하되,
    쿨링다운시, 상기 제1 라인과 상기 제2 라인이 모두 활용되어 쿨링다운이 수행되며,
    상기 메인 탱크의 내부 온도에 따라 상기 제1 라인 및 상기 제2 라인이 선택적으로 또는 함께 개방되며,
    주유원으로부터 상기 메인 탱크로 연장되는 공급라인;
    상기 메인 탱크로부터 연료를 전달받아 저장하는 데크 탱크; 및
    상기 데크 탱크로부터 상기 공급라인으로 연결되는 전달라인을 더 포함하고,
    상기 공급라인은,
    상기 메인 탱크 내부의 상부로 연료를 공급하여 쿨링다운을 수행하는 제1 라인과, 상기 메인 탱크에서 상기 제1 라인의 하부로 연료를 공급하여 벙커링을 수행하거나 상기 제1 라인과 함께 쿨링다운을 수행하는 제2 라인으로 분기되며,
    상기 전달라인은,
    상기 공급라인에서 상기 제1 라인과 상기 제2 라인이 분기되는 지점의 상류에 연결되어, 상기 데크 탱크의 연료를 상기 제1 라인 또는 상기 제2 라인으로 전달하는 것을 특징으로 하는 가스 처리 시스템.
  2. 삭제
  3. 제1항에 있어서, 상기 제2 라인은,
    배출구가 형성되는 단부가 상기 메인 탱크의 바닥면에 대향하도록 절곡되며, 상하 방향으로 연료를 배출시키는 것을 특징으로 하는 가스 처리 시스템.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 메인 탱크에서, 상기 제1 라인의 하부에 마련되어 연료의 재액화를 이루는 제3 라인을 더 포함하는 것을 특징으로 하는 가스 처리 시스템.
  5. 제4항에 있어서, 상기 제3 라인은,
    상기 제2 라인의 하부에 마련되어 상기 메인 탱크 내부의 바닥면에 인접하여 마련되는 것을 특징으로 하는 가스 처리 시스템.
  6. 제1항에 있어서,
    상기 제1 라인 및 상기 제2 라인의 개방여부를 제어하도록, 상기 메인 탱크 내부의 온도를 감지하는 온도센서를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 가스 처리 시스템.
KR1020150161212A 2015-11-17 2015-11-17 가스 처리 시스템 Active KR102296697B1 (ko)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020150161212A KR102296697B1 (ko) 2015-11-17 2015-11-17 가스 처리 시스템

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020150161212A KR102296697B1 (ko) 2015-11-17 2015-11-17 가스 처리 시스템

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20170057717A KR20170057717A (ko) 2017-05-25
KR102296697B1 true KR102296697B1 (ko) 2021-08-31

Family

ID=59051060

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020150161212A Active KR102296697B1 (ko) 2015-11-17 2015-11-17 가스 처리 시스템

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR102296697B1 (ko)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102250484B1 (ko) * 2019-09-04 2021-05-10 현대중공업 주식회사 쿨다운 시스템 및 이를 포함하는 선박

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR100814593B1 (ko) * 2007-03-21 2008-03-17 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 저장탱크 내에서의 증발가스 발생 저감 방법

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101205351B1 (ko) * 2011-01-21 2012-11-28 삼성중공업 주식회사 연료 공급 선박

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR100814593B1 (ko) * 2007-03-21 2008-03-17 대우조선해양 주식회사 Ｌｎｇ 저장탱크 내에서의 증발가스 발생 저감 방법

Also Published As

Publication number Publication date
KR20170057717A (ko) 2017-05-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR102438790B1 (ko) 벙커링 선박
KR102646624B1 (ko) 가스 유조선을 위한 가스 저장 시설에서 가스를 처리하기 위한 방법 및 시스템
JP5801912B2 (ja) 液化燃料ガス補給船を利用した燃料供給方法
KR101631176B1 (ko) 듀얼 연료시스템이 마련된 액화석유가스 운반선
JP2021507178A (ja) 液化ガスを容器内に貯蔵し蒸発ガスを容器から引き出す方法及び装置
KR101643086B1 (ko) 듀얼 연료시스템이 마련된 액화석유가스 운반선
KR101941314B1 (ko) 액화가스 처리 시스템
KR102261772B1 (ko) 가스 처리 시스템
KR20170031429A (ko) 연료가스 공급시스템
JP6646907B2 (ja) 船舶用の液化ガス燃料供給機構
KR102200365B1 (ko) 휘발성 유기화합물 처리 시스템 및 선박
KR102296697B1 (ko) 가스 처리 시스템
KR200492110Y1 (ko) 가스 재기화 장치 및 이를 구비하는 선박
KR101763708B1 (ko) 액화가스 저장 선박
KR102548332B1 (ko) 선박의 연료가스 관리시스템
KR20180001740U (ko) 연료 공급 시스템
KR102261773B1 (ko) 가스 처리 시스템
KR20200086965A (ko) 액화가스 이송 방법 및 시스템
KR102538527B1 (ko) 액화가스 급유선
KR20230084009A (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박
KR102807756B1 (ko) Lpg 운반선의 연료 공급 시스템 및 연료 공급 방법
KR20230047304A (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 선박
KR102295010B1 (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 구비하는 해양 구조물
KR102482082B1 (ko) 벙커링 선박
JP7220706B2 (ja) 加圧式液体貨物移送装置及び方法

Legal Events

Date Code Title Description
PA0109 Patent application

Patent event code: PA01091R01D

Comment text: Patent Application

Patent event date: 20151117

PG1501 Laying open of application
PA0201 Request for examination

Patent event code: PA02012R01D

Patent event date: 20191107

Comment text: Request for Examination of Application

Patent event code: PA02011R01I

Patent event date: 20151117

Comment text: Patent Application

N231 Notification of change of applicant
PN2301 Change of applicant

Patent event date: 20191112

Comment text: Notification of Change of Applicant

Patent event code: PN23011R01D

E902 Notification of reason for refusal
PE0902 Notice of grounds for rejection

Comment text: Notification of reason for refusal

Patent event date: 20210120

Patent event code: PE09021S01D

E90F Notification of reason for final refusal
PE0902 Notice of grounds for rejection

Comment text: Final Notice of Reason for Refusal

Patent event date: 20210510

Patent event code: PE09021S02D

E701 Decision to grant or registration of patent right
PE0701 Decision of registration

Patent event code: PE07011S01D

Comment text: Decision to Grant Registration

Patent event date: 20210823

GRNT Written decision to grant
PR0701 Registration of establishment

Comment text: Registration of Establishment

Patent event date: 20210826

Patent event code: PR07011E01D

PR1002 Payment of registration fee

Payment date: 20210826

End annual number: 3

Start annual number: 1

PG1601 Publication of registration
PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20240725

Start annual number: 4

End annual number: 4