KR101240739B1

KR101240739B1 - 자연기화가스의 처리 시스템 및 방법

Info

Publication number: KR101240739B1
Application number: KR1020100099341A
Authority: KR
Inventors: 노효원; 차경태; 이중관; 이재익
Original assignee: 에스티엑스조선해양 주식회사
Priority date: 2010-10-12
Filing date: 2010-10-12
Publication date: 2013-03-07
Also published as: KR20120037715A

Abstract

본 발명은 액화천연가스 수송선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 저장하기만 하는 저장선과 별도의 저장기능을 구비하지 않으며 상기 저장선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 재기화하여 육상의 수요처로 공급하는 부유식 해상 구조물 각각을 분리하여 운용함으로써, 액화천연가스의 재기화에 있어서 LNG FSRU의 장점을 그대로 수용함과 동시에 LNG FSRU에 드러난 문제점을 효과적으로 해소할 수 있는 방안을 제공한다.

Description

자연기화가스의 처리 시스템 및 방법{System and Method of Boil Off Gas Treatment That Generated on Liquefied Natural Gas Re-Gasification System}

본 발명은 육상의 수요처로의 천연가스의 공급을 위한 액화천연가스 재기화 시스템 및 방법과 상기 액화천연가스 재기화 시스템 상에서 발생하는 자연기화가스의 처리 시스템 및 방법에 관한 것이다.

전 세계적으로 천연가스의 수요가 급격하게 증가하면서 천연가스의 생산 및 운반, 공급을 위한 많은 신조프로젝트가 진행되고 있다.

천연가스가 생산되지 않는 곳에서는 인접한 국가로부터 육상 파이프라인으로 천연가스를 공급받거나 수송선을 이용하여 액화천연가스(LNG, Liquefied Natural Gas)를 수입하여 액화된 상태 그대로 육상의 저장소에 저장하였다가 수요에 따라 액화천연가스를 수요처에서 요구하는 압력, 온도, 유량 등의 조건에 맞추어 재기화하여 공급한다.

그런데 이러한 육상의 액화천연가스 재기화 설비는 안정적으로 천연가스 수요가 있는 곳에는 적합하나 천연가스의 수요가 단기적, 주기적, 계절적으로 있는 경우에는 높은 설치비와 관리비 등이 소요되므로 경제적으로 불리하다. 또한 육상의 액화천연가스 재기화 설비가 테러, 자연재해 등으로 파괴되는 경우 공급이 불가능해지는 문제가 있다.

이에 따라 최근에는 수송선을 이용하여 수입된 액화천연가스를 수송선에서 바로 수요처에서 요구하는 압력, 온도, 유량 등의 조건에 맞추어 재기화하여 공급하는 LNG-RV(국내특허출원 10-2006-0045018, LNG 운반선에서 가스 수요처로의 천연가스 공급방법 및 그 장치)나, 액화천연가스의 저장 및 재기화 설비가 갖추어진 해상 부유물을 이용하여 해상에서 바로 수요처에서 요구하는 압력, 온도, 유량 등의 조건에 맞추어 재기화하여 공급하는 LNG FSRU(국내특허출원 10-2007-0085870, 액화천연가스 부유식 저장 재기화 설비) 등이 개발되고 있다.

LNG-RV는 스스로 항해 및 부유가 가능한 액화천연가스 수송선에 액화천연가스 재기화 기능을 추가한 것이고, LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에서 액화천연가스 수송선으로부터 액화천연가스를 공급받아 저장해 두었다가 이를 재기화하여 육상의 수요처로 가스를 공급하는 것이다.

그런데 대부분의 선박들이 그러하듯 액화천연가스 수송선이나 LNG-RV 역시 화물(액화천연가스 수송선의 경우 액화상태의 천연가스, LNG-RV의 경우 기화상태의 천연가스)을 하역하기 위해 선체를 고정시키는 계류(Mooring), 화물 이송용 파이프 시스템(연질관, 로딩암 등) 체결, 하역을 위한 시스템 가동에 많은 시간(일반적으로 1~2일 소요)이 소요되며, 하역을 마친 후 시스템 중단, 화물 이송장치 해체, 계류 해체에도 많은 시간(일반적으로 1~2일 소요)이 소요된다. 특히 LNG-RV의 경우에는 자체 저장공간에 저장된 액화천연가스를 모두 재기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급한 이후 또 다른 재기화 설비와 액화천연가스 수송선이 설치되어 가스를 공급할 때까지의 준비 및 정리 기간 동안에는 육상의 가스 수요처로 가스를 공급할 수 없는 기간이 발생한다(도 1).

이에 반해 LNG FSRU의 경우에는 자체 저장탱크의 액화천연가스를 재기화 하여 육상의 가스 수요처로 공급하다가 저장탱크의 액화천연가스가 부족하게 되면 액화천연가스 수송선이 LNG FSRU의 저장탱크에 액화천연가스를 추가로 공급하게 되며 액화천연가스 수송선이 LNG FSRU의 저장탱크에 액화천연가스를 공급하는 도중에도 LNG FSRU는 육상의 가스 수요처로 대기 시간 없이 지속적으로 가스를 공급할 수 있다(도 2).

그러나 LNG FSRU에 설치되는 액화천연가스 저장탱크는 극저온(섭씨 -163도)의 환경을 견뎌야 하므로 건조공법이 매우 복잡하고 제작방법 또한 매우 까다로운 바, LNG FSRU는 그 건조비용이 비싸고 건조기간 또한 상당히 길다는 단점이 있다. 그리고 LNG FSRU는 저장탱크와 함께 재기화 등의 설비도 구비해야 하므로 작은 크기로 제작하는 것이 불가능하다.

본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위해 제안된 것으로, 액화천연가스 수송선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 저장하기만 하는 저장선과 별도의 저장기능을 구비하지 않으며 상기 저장선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 재기화하여 육상의 수요처로 공급하는 부유식 해상 구조물 각각을 분리하여 운용함으로써, 액화천연가스의 재기화에 있어서 LNG FSRU의 장점을 그대로 수용함과 동시에 LNG FSRU에 드러난 문제점을 효과적으로 해소할 수 있는 방안을 제공하는 것을 목적으로 한다.

본 발명의 기타 목적 및 장점들은 하기에 설명될 것이며, 이는 본 발명의 청구범위에 기재된 사항 및 그 실시 예의 개시 내용뿐만 아니라, 이들로부터 용이하게 추고할 수 있는 범위 내의 수단 및 조합에 의해 보다 넓은 범위로 포섭될 것임을 첨언한다.

상기한 목적을 달성하기 위하여 본 발명은,

천연가스 생산지로부터 액화천연가스를 수송해오는 수송선;

상기 수송선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 저장하는 저장선 및;

별도의 저장기능을 구비하지 않으며, 상기 저장선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 재기화하여 육상의 수요처로 공급하는 부유식 해상 구조물;

을 포함하는 액화천연가스 재기화 시스템

을 제시한다.

또한 본 발명은,

상기 액화천연가스 재기화 시스템 상에서 이루어지는 액화천연가스 재기화 방법으로서,

상기 수송선의 상기 제 1 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 상기 제 1 펌프를 이용하여 상기 제 1 파이프 시스템을 거쳐 상기 저장선의 상기 제 2 저장탱크로 이송하는 제 110 단계;

상기 저장선의 상기 제 2 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 상기 제 2 펌프를 이용하여 상기 제 2 파이프 시스템을 거쳐 상기 부유식 해상 구조물로 이송하는 제 120 단계 및;

상기 부유식 해상 구조물이 상기 저장선으로부터 이송받은 액화천연가스를 재기화하여 육상의 수요처로 공급하는 제 130 단계;

를 포함하는 액화천연가스 재기화 방법

을 제시한다.

또한 본 발명은,

상기 액화천연가스 재기화 시스템 상에서 발생하는 자연기화가스의 처리 시스템으로서,

상기 수송선, 저장선 및 부유식 해상 구조물을 그대로 포함하되,

상기 부유식 해상 구조물은,

자연기화가스를 액체성분과 기체성분으로 분리하여 기체성분은 가스압축기로 보내고 액체성분은 액화천연가스완충탱크로 보내는 기액분리기;

자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 압력조건으로 바꿔주는 가스압축기;

상기 가스압축기를 통해 승압되면서 온도가 높아진 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 온도조건으로 바꿔주는 가스냉각기;

상기 가스냉각기로부터 공급된 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 전 일시 저장하는 자연기화가스완충탱크;

상기 자연기화가스완충탱크의 자연기화가스를 상기 저장선으로부터 이송된 초저온의 액화천연가스와 열교환 시켜 재액화 시키는 재액화기 및;

상기 재액화기를 통과한 액화천연가스를 육상의 수요처로 공급하기 전 일시 저장하는 액화천연가스완충탱크;

를 추가로 포함하는 것을 특징으로 하는 자연기화가스의 처리 시스템

을 제시한다.

또한 본 발명은,

상기 자연기화가스의 처리 시스템 상에서 이루어지는 자연기화가스의 처리 방법으로서,

상기 수송선의 상기 제 1 저장탱크에서 이송된 자연기화가스와 상기 저장선의 상기 제 2 저장탱크에서 발생한 자연기화가스가 합쳐진 양이 상기 제 2 저장탱크의 압력한계를 넘어서 더 이상 수용할 수 없을 경우 자연기화가스를 상기 제 2 파이프 시스템을 거쳐 상기 부유식 해상 구조물의 상기 기액분리기로 이송하는 제 210 단계;

상기 기액분리기가 자연기화가스를 액체성분과 기체성분으로 분리하여 기체성분은 상기 가스압축기로 보내고 액체성분은 상기 액화천연가스완충탱크로 보내는 제 220 단계;

상기 가스압축기가 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 압력조건으로 바꾼 후 상기 가스냉각기로 이송하는 제 230 단계;

상기 가스냉각기가 상기 가스압축기를 통해 승압되면서 온도가 높아진 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 온도조건으로 바꾼 후 상기 자연기화가스완충탱크로 이송하는 제 240 단계;

상기 자연기화가스완충탱크가 자연기화가스를 상기 부유식 해상 구조물 내 가스 연료 사용처로 이송하거나 재액화기로 이송하는 제 250 단계;

상기 재액화기가 자연기화가스를 상기 저장선으로부터 이송된 초저온의 액화천연가스와 열교환 시켜 재액화 시킨 후 상기 액화천연가스완충탱크로 이송하는 제 260 단계;

를 포함하는 자연기화가스의 처리 방법

을 제시한다.

본 발명에 따르면 다음과 같은 유리한 효과가 발생한다.

첫째, 액화천연가스를 육상으로 하역하기 위한 선체의 계류, 화물 이송용 파이프 시스템 체결, 하역을 위한 시스템 가동 등에 많은 시간이 소요되지 않으며, 하역을 마친 후 시스템 중단, 화물 이송장치 체결, 계류 해체에도 많은 시간이 소요되지 않는다.

둘째, 액화천연가스를 재기화 하여 육상의 가스 수요처로 공급하는 과정에서 액화천연가스 수송선으로부터 액화천연가스를 계속적으로 공급받을 수 있으며 액화천연가스 수송선이 액화천연가스를 공급하는 도중에도 육상의 가스 수요처로 대기 시간 없이 지속적으로 가스를 공급할 수 있다.

셋째, 본 발명에서 저장선의 경우 기존에 운용되고 있는 액화천연가스 수송선이나 액화천연가스 수송선 중 화물인 액화천연가스의 저장기능에는 문제가 없으나 기타 다른 문제(예 : 추진엔진, 항해장비 등의 문제)로 인하여 수송의 목적으로 사용이 불가능하게 되거나 폐기되는 것들을 그대로 활용할 수 있으며, 부유식 해상 구조물의 경우 건조공법이 복잡하고 제작방법도 까다로운 액화천연가스 저장탱크가 아닌 재기화 설비만 구비하면 되므로 그 건조비용이 싸고 건조기간 또한 상당히 짧으며 작은 크기로도 제작하는 것이 가능하므로 매우 경제적이다.

즉, 본 발명은 액화천연가스의 재기화에 있어서 LNG FSRU의 장점을 그대로 수용함과 동시에 LNG FSRU에 드러난 문제점을 효과적으로 해소할 수 있는 방안을 제공하고 있는 것이다.

본 발명의 다른 효과는, 이상에서 설명한 실시 예 및 본 발명의 청구범위에 기재된 사항뿐만 아니라, 이들로부터 용이하게 추고할 수 있는 범위 내에서 발생할 수 있는 효과 및 산업 발전에 기여하는 잠정적 장점의 가능성들에 의해 보다 넓은 범위로 포섭될 것임을 첨언한다.

도 1은 종래기술 중 LNG-RV의 개념도.
도 2는 종래기술 중 LNG FSRU의 개념도.
도 3 및 도 4는 본 발명의 개념도.
도 5는 본 발명의 구성요소 및 작동흐름도.

이하, 본 발명의 바람직한 실시 예를 첨부된 도면들을 참조하여 상세히 설명한다. 우선 각 도면의 구성 요소들에 참조 부호를 부가함에 있어서, 동일한 구성 요소들에 대해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호를 가지도록 하고 있음에 유의해야 한다. 또한, 본 발명을 설명함에 있어, 관련된 공지 구성 또는 기능에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우에는 그 상세한 설명은 생략한다. 또한, 이하에서 본 발명의 바람직한 실시 예를 설명할 것이나, 본 발명의 기술적 사상은 이에 한정하거나 제한되지 않고 당업자에 의해 변형되어 다양하게 실시될 수 있음은 물론이다.

1. 액화천연가스 재기화 시스템

본 발명에 따른 액화천연가스 재기화(再氣化) 시스템은 수송선(10), 저장선(20) 및 부유식 해상 구조물(30)을 포함하여 이루어진다.

본 발명은 수송선(10)으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 저장하기만 하는 저장선(20)과 별도의 저장기능을 구비하지 않으면서 저장선(20)으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 재기화하여 육상(40)의 수요처로 공급하는 부유식 해상 구조물(30)을 각각 분리하여 운용함으로써, 액화천연가스의 재기화에 있어서 LNG FSRU의 장점을 그대로 수용함과 동시에 LNG FSRU에 드러난 문제점을 효과적으로 해소할 수 있는 방안을 제공하는 것이다(도 3, 도 4).

이하 본 발명에 따른 액화천연가스 재기화 시스템의 구성요소별로 상세하게 설명한다(도 5).

수송선(10)은 천연가스 생산지로부터 액화천연가스를 수송해온다.

이러한 수송선(10)은 제 1 저장탱크(11), 제 1 파이프 시스템(12) 및 제 1 펌프(13)를 포함하여 이루어진다. 여기서, 제 1 저장탱크(11)는 액화천연가스를 저장하는 역할을 하며, 제 1 파이프 시스템(12)은 수송선(10)과 저장선(20) 간을 연결하여 제 1 저장탱크(11)에 저장된 액화천연가스가 저장선(20)으로 이송되는 통로 역할을 하며, 제 1 펌프(13)는 수송선(10)으로부터 저장선(20)으로 액화천연가스를 이송시키는 역할을 한다.

한편, 후술하는 바와 같이 제 1 파이프 시스템(12)은 수송선(10)과 저장선(20) 간에 자연기화가스가 이동하는 통로 및 수단의 역할을 하기도 한다.

저장선(20)은 수송선(10)으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 저장한다.

보다 상세하게는, 저장선(20)은 부유식 해상 구조물(30)의 근처에 계류하면서 천연가스 생산지로부터 액화천연가스를 수송해오는 수송선(10)으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 저장해 두는 한편, 필요한 경우 저장하고 있던 액화천연가스를 부유식 해상 구조물(30)로 이송하는 역할을 한다.

이러한 저장선(20)은 제 2 저장탱크(21), 제 2 파이프 시스템(22) 및 제 2 펌프(23)를 포함하여 이루어진다. 여기서, 제 2 저장탱크(21)는 수송선(10)으로부터 이송받은 액화천연가스를 저장하는 역할을 하며, 제 2 파이프 시스템(22)은 저장선(20)과 부유식 해상 구조물(30) 간을 연결하여 제 2 저장탱크(21)에 저장된 액화천연가스가 부유식 해상 구조물(30)로 이송되는 통로 역할을 하며, 제 2 펌프(23)는 저장선(20)으로부터 부유식 해상 구조물(30)로 액화천연가스를 이송시키는 역할을 한다.

한편, 후술하는 바와 같이 제 2 파이프 시스템(22)은 저장선(20)과 부유식 해상 구조물(30) 간에 자연기화가스가 이동하는 통로 및 수단의 역할을 하기도 한다.

본 발명의 경우 저장선(20)은 기존에 운용되고 있는 액화천연가스 수송선(10)이나 액화천연가스 수송선(10) 중 화물인 액화천연가스의 저장기능에는 문제가 없으나 기타 다른 문제(예 : 추진엔진, 항해장비 등의 문제)로 인하여 수송의 목적으로 사용이 불가능하게 되거나 폐기되는 것들을 그대로 활용할 수 있으므로 매우 경제적이다.

부유식 해상 구조물(30)은 별도의 저장기능을 구비하지 않으며, 저장선(20)으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 재기화하여 육상(40)의 수요처로 공급한다.

본 발명에서 부유식 해상 구조물(30)이 재기화의 기능만을 수행하고 별도의 저장기능을 구비하지 않는 이유는 부유식 해상 구조물(30)이 별도의 저장기능을 구비한 저장선(20)과 함께 쌍을 이루어 운용되기 때문이다.

따라서 본 발명의 경우 부유식 해상 구조물(30)은 건조공법이 복잡하고 제작방법도 까다로운 액화천연가스 저장탱크가 아닌 재기화 설비만 구비하면 되므로 그 건조비용이 싸고 건조기간 또한 상당히 짧으며 작은 크기로도 제작하는 것이 가능하므로 매우 경제적이다.

이러한 부유식 해상 구조물(30)은 액화천연가스완충탱크(39), 승압펌프(31), 기화기(33), 가스측정 시스템(미도시) 및 가스후처리 시스템(미도시)을 포함하여 이루어진다(도 5). 여기서, 승압펌프(31)는 액화천연가스를 육상(40)의 수요처에서 요구하는 압력으로 승압시키는 역할을 하며, 액화천연가스완충탱크(39)는 승압펌프(31)를 보호하기 위해 승압펌프(31)의 전단에 설치되어 완충 역할을 하며, 기화기(33)는 승압펌프(31)에서 이송된 액화천연가스를 육상(40)의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건으로 맞추어 기화시키는 역할을 하며, 가스측정 시스템은 기화기(33)에서 이송된 천연가스가 육상(40)의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건에 맞는지를 측정하는 역할을 하며, 가스후처리 시스템은 무색무취의 천연가스를 육상(40)의 수요처에서 사용할 수 있도록 첨가물을 추가하는 역할을 한다.

이때, 본 발명의 부유식 해상 구조물(30)에 설치되는 기화기(33)는 연소식 기화기(SCV, Submerged Combustion Vaporizer)인 것이 바람직하다.

일반적으로 천연가스 재기화 설비에 사용되는 기화기에는 연소식 기화기 외에도 해수식 기화기(ORV, Open Rack Vaporizer), 대기식 기화기(AAV, Ambient Air Vaporizer), 원통다관형 해수식 기화기(STV, Shell and Tube type Vaporizer) 등이 있는데, 이들의 특징은 다음과 같다.

해수식 기화기는 해수를 액화천연가스 파이프 외부에 뿌려줌으로써 열교환이 일어나도록 하는데 이러한 방식은 유체의 일정한 흐름을 얻을 수 없어 유동이 많은 해상 부유 환경에서 적용하기가 어렵다. 대기식 기화기는 대기온도조건에 민감하게 반응하여 가스사용량이 증가하는 동계기간이나 한랭지역에서는 사용이 어려울 뿐 아니라 극저온의 액화천연가스가 대기식 기화기를 통과하면서 대기 중의 수분이 대기식 기화기 외부에서 결빙되는 현상이 발생하기도 한다. 한편 원통다관형 해수식 기화기는 해수의 온도에 따라 Open/Close/Combined Loop으로 기화방법을 변경해야 하며 많은 양의 해수를 필요로 하기 때문에 배관 및 펌프, 해수처리 등에 어려움이 있다.

반면에 연소식 기화기는 자연기화가스를 연료로 사용하므로 운용비는 상대적으로 높으나 자연기화가스의 재액화(再液化) 소요가 작으며, 연료 가스의 조절을 통하여 기화 조건을 용이하게 조절할 수 있다.

2. 상기 액화천연가스 재기화 시스템 상에서 이루어지는 액화천연가스 재기화 방법

상기 액화천연가스 재기화 시스템 상에서 이루어지는 액화천연가스 재기화 방법은 다음의 단계에 따라 이루어진다(도 5).

제 110 단계 : 수송선(10)의 제 1 저장탱크(11)에 저장된 액화천연가스를 제 1 펌프(13)를 이용하여 제 1 파이프 시스템(12)을 거쳐 저장선(20)의 제 2 저장탱크(21)로 이송한다(S110).

저장선(20)으로의 액화천연가스 이송을 완료한 수송선(10)은 다른 지역(예 : 육상 혹은 해상의 액화천연가스 생산기지 등)으로 떠난다.

제 120 단계 : 저장선(20)의 제 2 저장탱크(21)에 저장된 액화천연가스를 제 2 펌프(23)를 이용하여 제 2 파이프 시스템(22)을 거쳐 부유식 해상 구조물(30)로 이송한다(S120).

본 단계에서는 저장선(20)에서 부유식 해상 구조물(30)로 이송되는 액화천연가스의 양과 속도가 수송선(10)에서 저장선(20)으로 이송되는 액화천연가스의 양과 속도보다 매우 크다. 따라서 제 110 단계에서 저장선(20)으로의 액화천연가스 이송을 완료한 수송선(10)이 다른 지역으로 떠나더라도, 저장선(20)은 제 2 저장탱크(21)에 저장된 액화천연가스를 부유식 해상 구조물(30)로 완전히 이송한 후 다시 수송선(10)으로부터 액화천연가스를 이송받을 때까지 부유식 해상 구조물(30)에서 필요로 하는 액화천연가스를 지속적으로 공급할 수 있다.

제 130 단계 : 부유식 해상 구조물(30)이 저장선(20)으로부터 이송받은 액화천연가스를 재기화하여 육상(40)의 수요처로 공급한다(S130). 본 단계는 보다 구체적으로는 다음의 세부 단계별로 이루어진다.

제 131 단계 : 저장선(20)으로부터 이송되어 온 액화천연가스는 일단 액화천연가스완충탱크(39)로 이송되는데, 액화천연가스완충탱크(39)는 이 액화천연가스를 승압펌프(31)로 이송한다(S131).

제 132 단계 : 승압펌프(31)가 액화천연가스를 육상(40)의 수요처에서 요구하는 압력으로 승압(일반적으로 80~110 bar)시킨 후 이를 기화기(33)로 이송한다(S132).

제 133 단계 : 기화기(33)가 액화천연가스를 육상(40)의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건으로 맞추어 기화시킨 후 이를 가스측정 시스템으로 이송한다(S133).

제 134 단계 : 가스측정 시스템이 기화기(33)에서 이송된 천연가스가 육상(40)의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건에 맞는지를 측정한다(S133).

제 135 단계 : 가스후처리 시스템이 무색무취의 천연가스를 육상(40)의 수요처에서 사용할 수 있도록 첨가물을 추가한다(S133).

3. 상기 액화천연가스 재기화 시스템 상에서 발생하는 자연기화가스의 처리 시스템

한편, 본 발명을 비롯한 액화천연가스 재기화 설비에서는 수송선(10), 저장선(20), 부유식 해상 구조물(30)에서 발생하는 자연기화가스를 처리하는 것이 매우 중요하다.

제 1 저장탱크(11), 제 2 저장탱크(21)와 같은 액화천연가스의 저장탱크, 제 1 파이프 시스템(12), 제 2 파이프 시스템(22)과 같은 액화천연가스의 이송용 파이프 시스템(로딩암, 연질관 등) 등 액화천연가스를 다루는 설비들은 아무리 단열을 하여도 외부에서 유입되는 열 침입을 완벽히 차단할 수 없기 때문에, 액화천연가스는 그 단열상태, 접촉면적 및 부피 등에 따라 일정한 비율로 자연적으로 기화하게 되는데 이를 자연기화가스라고 하며, 이러한 자연기화가스를 그대로 방치할 경우 폭발 등의 사고가 발생할 수 있으므로 이를 재액화 시키거나 부유식 해상 구조물(30) 자체 혹은 육상(40)의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 등의 조건으로 변경하여 연료로 소비할 수 있도록 하는 등의 처리가 필요하게 되는 것이다.

이에 본 발명에서는 부유식 해상 구조물(30)이 수송선(10), 저장선(20) 및 부유식 해상 구조물(30) 자체 설비에서 발생하는 자연기화가스를 모두 처리하는 기능을 갖도록 하였는바, 이러한 기능을 수행하기 위하여 부유식 해상 구조물(30)은 상술한 승압펌프(31), 액화천연가스완충탱크(39), 기화기(33), 가스측정 시스템 및 가스후처리 시스템 등의 구성요소 이외에 기액분리기(34), 가스압축기(35), 가스냉각기(36), 자연기화가스완충탱크(37) 및 재액화기(38) 등의 구성요소를 추가로 포함하는 것을 특징으로 한다(도 5).

여기서, 기액분리기(34)는 자연기화가스를 액체성분과 기체성분으로 분리하여 기체성분은 가스압축기(35)로 보내고 액체성분은 액화천연가스완충탱크(39)로 보내는 역할을 하며, 가스압축기(35)는 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 압력조건으로 바꿔주는 역할을 하며, 가스냉각기(36)는 가스압축기(35)를 통해 승압되면서 온도가 높아진 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 온도조건으로 바꿔주는 역할을 하며, 자연기화가스완충탱크(37)는 가스냉각기(36)로부터 공급된 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 전 일시 저장하는 역할을 하며, 재액화기(38)는 도 5에 도시된 바와 같이 자연기화가스완충탱크(37)의 자연기화가스를 저장선(20)으로부터 이송된 초저온의 액화천연가스와 열교환 시켜 재액화 시키는 역할을 한다.

본 발명에 따른 자연기화가스의 처리 시스템은 상술한 액화천연가스 재기화 시스템과 같이 수송선(10), 저장선(20) 및 부유식 해상 구조물(30)을 그대로 포함하여 이루어진다. 다만, 상술한 바와 같이 부유식 해상 구조물(30)이 승압펌프(31), 액화천연가스완충탱크(39), 기화기(33), 가스측정 시스템 및 가스후처리 시스템 등의 구성요소 이외에 기액분리기(34), 가스압축기(35), 가스냉각기(36), 자연기화가스완충탱크(37) 및 재액화기(38) 등의 구성요소를 추가로 포함하는 것이 특징이다.

한편, 본 발명에 따른 자연기화가스의 처리 시스템의 경우 제 1 파이프 시스템(12)은 수송선(10)과 저장선(20) 간에 자연기화가스가 이동하는 통로 및 수단의 역할을 하며, 제 2 파이프 시스템(22)은 저장선(20)과 부유식 해상 구조물(30) 간에 자연기화가스가 이동하는 통로 및 수단의 역할을 한다. 그리고 수송선(10)과 저장선(20)에는 각각 자연기화가스의 이송을 위한 압축기(미도시)가 구비되어 있다.

4. 상기 자연기화가스의 처리 시스템 상에서 이루어지는 자연기화가스의 처리 방법

본 발명에서 자연기화가스를 처리하는 방법은 상황에 따라 다각적으로 실현될 수 있는바, 이하에서는 이를 케이스별로 구분하여 설명한다(도 5).

케이스 1 : 본 발명에서는 수송선(10)의 제 1 저장탱크(11)에 저장된 액화천연가스를 제 1 펌프(13)를 이용하여 제 1 파이프 시스템(12)을 거쳐 저장선(20)의 제 2 저장탱크(21)로 이송할 때, 수송선(10)의 제 1 저장탱크(11)의 압력을 유지하기 위해 저장선(20)의 제 2 저장탱크(21)에 존재하는 자연기화가스를 제 1 파이프 시스템(12)을 거쳐 수송선(10)의 제 1 저장탱크(11)로 이송하는 방법으로 자연기화가스를 처리할 수 있다.

케이스 2 : 또한 본 발명에서는 저장선(20)의 제 2 저장탱크(21)에 저장된 액화천연가스를 제 2 펌프(23)를 이용하여 제 2 파이프 시스템(22)을 거쳐 부유식 해상 구조물(30)로 이송할 때, 저장선(20)의 제 2 저장탱크(21)의 압력을 유지하기 위해 부유식 해상 구조물(30)의 자연기화가스완충탱크(37)나 액화천연가스완충탱크(39)에 존재하는 자연기화가스를 제 2 파이프 시스템(22)을 거쳐 저장선(20)의 제 2 저장탱크(21)로 이송하는 방법으로 자연기화가스를 처리할 수 있다.

케이스 3 : 또한 본 발명에서는 수송선(10)의 제 1 저장탱크(11)에서 발생한 자연기화가스의 양이 제 1 저장탱크(11)의 압력한계를 넘어서 더 이상 수용할 수 없을 경우, 자연기화가스를 제 1 파이프 시스템(12)을 거쳐 저장선(20)의 제 2 저장탱크(21)로 이송하는 방법으로 자연기화가스를 처리할 수 있다(S300).

케이스 4 : 또한 본 발명에서는 수송선(10)의 제 1 저장탱크(11)에서 이송된 자연기화가스와 저장선(20)의 제 2 저장탱크(21)에서 발생한 자연기화가스가 합쳐진 양이 제 2 저장탱크(21)의 압력한계를 넘어서 더 이상 수용할 수 없을 경우, 자연기화가스를 제 2 파이프 시스템(22)을 거쳐 부유식 해상 구조물(30)로 이송하는 방법으로 자연기화가스를 처리할 수 있다.

이 경우 부유식 해상 구조물(30)은 이송된 자연기화가스를 재액화 시키거나 부유식 해상 구조물(30) 자체 혹은 육상(40)의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 등의 조건으로 변경하여 연료로 소비할 수 있도록 하는 등의 처리를 하게 된다. 이처럼 부유식 해상 구조물(30)에 의하여 자연기화가스가 처리되는 과정을 보다 구체적으로 설명하면 다음과 같다.

제 210 단계 : 수송선(10)의 제 1 저장탱크(11)에서 이송된 자연기화가스와 저장선(20)의 제 2 저장탱크(21)에서 발생한 자연기화가스가 합쳐진 양이 제 2 저장탱크(21)의 압력한계를 넘어서 더 이상 수용할 수 없을 경우, 자연기화가스를 제 2 파이프 시스템(22)을 거쳐 부유식 해상 구조물(30)의 기액분리기(34)로 이송한다(S210).

제 220 단계 : 기액분리기(34)가 자연기화가스를 액체성분과 기체성분으로 분리하여 기체성분은 가스압축기(35)로 보내고 액체성분은 액화천연가스완충탱크(39)로 보낸다(S220).

제 230 단계 : 가스압축기(35)가 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 압력조건으로 바꾼 후 가스냉각기(36)로 이송한다(S230).

제 240 단계 : 가스냉각기(36)가 가스압축기(35)를 통해 승압되면서 온도가 높아진 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 온도조건으로 바꾼 후 자연기화가스완충탱크(37)로 이송한다(S240).

제 250 단계 : 자연기화가스완충탱크(37)가 자연기화가스를 부유식 해상 구조물(30) 내 가스 연료 사용처(예 : 기화기, 가스엔진 등)로 이송하거나 재액화기(38)로 이송한다(S250).

제 260 단계 : 재액화기(38)가 자연기화가스를 저장선(20)으로부터 이송된 초저온의 액화천연가스와 열교환 시켜 재액화 시킨 후 액화천연가스완충탱크(39)로 이송한다(S260).

이상의 설명은 본 발명의 기술 사상을 예시적으로 설명한 것에 불과한 것으로서, 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 본 발명의 본질적인 특성에서 벗어나지 않는 범위 내에서 다양한 수정, 변경 및 치환이 가능할 것이다. 따라서 본 발명에 개시된 실시 예 및 첨부된 도면들은 본 발명의 기술 사상을 한정하기 위한 것이 아니라 설명하기 위한 것이고, 이러한 실시 예 및 첨부된 도면에 의하여 본 발명의 기술 사상의 범위가 한정되는 것은 아니다. 본 발명의 보호 범위는 아래의 청구범위에 의하여 해석되어야 하며, 그와 동등한 범위 내에 있는 모든 기술 사상은 본 발명의 권리범위에 포함되는 것으로 해석되어야 할 것이다.

10 : 수송선 11: 제 1 저장탱크
12 : 제 1 파이프 시스템 13 : 제 1 펌프
20 : 저장선 21 : 제 2 저장탱크
22 : 제 2 파이프 시스템 23 : 제 2 펌프
30 : 부유식 해상 구조물 31 : 승압펌프
33 : 기화기 34 : 기액분리기
35 : 가스압축기 36 : 가스냉각기
37 : 자연기화가스완충탱크 38 : 재액화기
39 : 액화천연가스완충탱크 40 : 육상의 수요처

Claims

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천연가스 생산지로부터 액화천연가스를 수송해오는 수송선; 상기 수송선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 저장하는 저장선 및; 별도의 저장기능을 구비하지 않으며, 상기 저장선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 재기화하여 육상의 수요처로 공급하는 부유식 해상 구조물;을 포함하되,
상기 수송선은, 액화천연가스를 저장하는 제 1 저장탱크; 상기 수송선과 상기 저장선 간을 연결하여 상기 제 1 저장탱크에 저장된 액화천연가스가 상기 저장선으로 이송되는 통로 역할을 하는 제 1 파이프 시스템 및; 상기 수송선으로부터 상기 저장선으로 액화천연가스를 이송시키는 제 1 펌프;를 포함하며,
상기 저장선은, 상기 수송선으로부터 이송받은 액화천연가스를 저장하는 제 2 저장탱크; 상기 저장선과 상기 부유식 해상 구조물 간을 연결하여 상기 제 2 저장탱크에 저장된 액화천연가스가 상기 부유식 해상 구조물로 이송되는 통로 역할을 하는 제 2 파이프 시스템 및; 상기 저장선으로부터 상기 부유식 해상 구조물로 액화천연가스를 이송시키는 제 2 펌프;를 포함하며,
상기 부유식 해상 구조물은, 승압펌프를 보호하기 위해 승압펌프의 전단에 설치되어 완충 역할을 하는 액화천연가스완충탱크; 액화천연가스를 육상의 수요처에서 요구하는 압력으로 승압시키기 위한 승압펌프; 상기 승압펌프에서 이송된 액화천연가스를 육상의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건으로 맞추어 기화시키기 위한 기화기; 상기 기화기에서 이송된 천연가스가 육상의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건에 맞는지를 측정하는 가스측정 시스템 및; 무색무취의 천연가스를 육상의 수요처에서 사용할 수 있도록 첨가물을 추가하는 가스후처리 시스템;을 포함하는 것을 특징으로 하는,
액화천연가스 재기화 시스템 상에서 발생하는 자연기화가스의 처리 시스템으로서,
상기 수송선, 상기 저장선 및 상기 부유식 해상 구조물을 그대로 포함하되,
상기 부유식 해상 구조물은,
자연기화가스를 액체성분과 기체성분으로 분리하여 기체성분은 가스압축기로 보내고 액체성분은 액화천연가스완충탱크로 보내는 기액분리기;
자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 압력조건으로 바꿔주는 가스압축기;
상기 가스압축기를 통해 승압되면서 온도가 높아진 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 온도조건으로 바꿔주는 가스냉각기;
상기 가스냉각기로부터 공급된 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 전 일시 저장하는 자연기화가스완충탱크 및;
상기 자연기화가스완충탱크의 자연기화가스를 상기 저장선으로부터 이송된 초저온의 액화천연가스와 열교환 시켜 재액화 시키는 재액화기;
를 더욱 포함하는 것을 특징으로 하는 자연기화가스의 처리 시스템.
제 9 항에 있어서,
상기 제 1 파이프 시스템은 상기 수송선과 상기 저장선 간에 자연기화가스가 이동하는 통로 및 수단의 역할을 하는 것을 특징으로 하는 자연기화가스의 처리 시스템.
제 9 항에 있어서,
상기 제 2 파이프 시스템은 상기 저장선과 상기 부유식 해상 구조물 간에 자연기화가스가 이동하는 통로 및 수단의 역할을 하는 것을 특징으로 하는 자연기화가스의 처리 시스템.
천연가스 생산지로부터 액화천연가스를 수송해오는 수송선; 상기 수송선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 저장하는 저장선 및; 별도의 저장기능을 구비하지 않으며, 상기 저장선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 재기화하여 육상의 수요처로 공급하는 부유식 해상 구조물;을 포함하되,
상기 수송선은, 액화천연가스를 저장하는 제 1 저장탱크; 상기 수송선과 상기 저장선 간을 연결하여 상기 제 1 저장탱크에 저장된 액화천연가스가 상기 저장선으로 이송되는 통로 역할을 하는 제 1 파이프 시스템 및; 상기 수송선으로부터 상기 저장선으로 액화천연가스를 이송시키는 제 1 펌프;를 포함하며,
상기 저장선은, 상기 수송선으로부터 이송받은 액화천연가스를 저장하는 제 2 저장탱크; 상기 저장선과 상기 부유식 해상 구조물 간을 연결하여 상기 제 2 저장탱크에 저장된 액화천연가스가 상기 부유식 해상 구조물로 이송되는 통로 역할을 하는 제 2 파이프 시스템 및; 상기 저장선으로부터 상기 부유식 해상 구조물로 액화천연가스를 이송시키는 제 2 펌프;를 포함하며,
상기 부유식 해상 구조물은, 승압펌프를 보호하기 위해 승압펌프의 전단에 설치되어 완충 역할을 하는 액화천연가스완충탱크; 액화천연가스를 육상의 수요처에서 요구하는 압력으로 승압시키기 위한 승압펌프; 상기 승압펌프에서 이송된 액화천연가스를 육상의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건으로 맞추어 기화시키기 위한 기화기; 상기 기화기에서 이송된 천연가스가 육상의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건에 맞는지를 측정하는 가스측정 시스템 및; 무색무취의 천연가스를 육상의 수요처에서 사용할 수 있도록 첨가물을 추가하는 가스후처리 시스템;을 포함하는 것을 특징으로 하는,
액화천연가스 재기화 시스템 상에서 발생하는 자연기화가스의 처리 시스템으로서,
상기 수송선, 상기 저장선 및 상기 부유식 해상 구조물을 그대로 포함하되,
상기 부유식 해상 구조물은,
자연기화가스를 액체성분과 기체성분으로 분리하여 기체성분은 가스압축기로 보내고 액체성분은 액화천연가스완충탱크로 보내는 기액분리기;
자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 압력조건으로 바꿔주는 가스압축기;
상기 가스압축기를 통해 승압되면서 온도가 높아진 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 온도조건으로 바꿔주는 가스냉각기;
상기 가스냉각기로부터 공급된 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 전 일시 저장하는 자연기화가스완충탱크 및;
상기 자연기화가스완충탱크의 자연기화가스를 상기 저장선으로부터 이송된 초저온의 액화천연가스와 열교환 시켜 재액화 시키는 재액화기;
를 더욱 포함하는 것을 특징으로 하는,
자연기화가스의 처리 시스템 상에서 이루어지는 자연기화가스의 처리 방법으로서,
상기 수송선의 상기 제 1 저장탱크에서 발생한 자연기화가스의 양이 상기 제 1 저장탱크의 압력한계를 넘어서 더 이상 수용할 수 없을 경우 자연기화가스를 상기 제 1 파이프 시스템을 거쳐 상기 저장선의 상기 제 2 저장탱크로 이송하는 것을 특징으로 하는 자연기화가스의 처리 방법.
천연가스 생산지로부터 액화천연가스를 수송해오는 수송선; 상기 수송선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 저장하는 저장선 및; 별도의 저장기능을 구비하지 않으며, 상기 저장선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 재기화하여 육상의 수요처로 공급하는 부유식 해상 구조물;을 포함하되,
상기 수송선은, 액화천연가스를 저장하는 제 1 저장탱크; 상기 수송선과 상기 저장선 간을 연결하여 상기 제 1 저장탱크에 저장된 액화천연가스가 상기 저장선으로 이송되는 통로 역할을 하는 제 1 파이프 시스템 및; 상기 수송선으로부터 상기 저장선으로 액화천연가스를 이송시키는 제 1 펌프;를 포함하며,
상기 저장선은, 상기 수송선으로부터 이송받은 액화천연가스를 저장하는 제 2 저장탱크; 상기 저장선과 상기 부유식 해상 구조물 간을 연결하여 상기 제 2 저장탱크에 저장된 액화천연가스가 상기 부유식 해상 구조물로 이송되는 통로 역할을 하는 제 2 파이프 시스템 및; 상기 저장선으로부터 상기 부유식 해상 구조물로 액화천연가스를 이송시키는 제 2 펌프;를 포함하며,
상기 부유식 해상 구조물은, 승압펌프를 보호하기 위해 승압펌프의 전단에 설치되어 완충 역할을 하는 액화천연가스완충탱크; 액화천연가스를 육상의 수요처에서 요구하는 압력으로 승압시키기 위한 승압펌프; 상기 승압펌프에서 이송된 액화천연가스를 육상의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건으로 맞추어 기화시키기 위한 기화기; 상기 기화기에서 이송된 천연가스가 육상의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건에 맞는지를 측정하는 가스측정 시스템 및; 무색무취의 천연가스를 육상의 수요처에서 사용할 수 있도록 첨가물을 추가하는 가스후처리 시스템;을 포함하는 것을 특징으로 하는,
액화천연가스 재기화 시스템 상에서 발생하는 자연기화가스의 처리 시스템으로서,
상기 수송선, 상기 저장선 및 상기 부유식 해상 구조물을 그대로 포함하되,
상기 부유식 해상 구조물은,
자연기화가스를 액체성분과 기체성분으로 분리하여 기체성분은 가스압축기로 보내고 액체성분은 액화천연가스완충탱크로 보내는 기액분리기;
자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 압력조건으로 바꿔주는 가스압축기;
상기 가스압축기를 통해 승압되면서 온도가 높아진 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 온도조건으로 바꿔주는 가스냉각기;
상기 가스냉각기로부터 공급된 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 전 일시 저장하는 자연기화가스완충탱크 및;
상기 자연기화가스완충탱크의 자연기화가스를 상기 저장선으로부터 이송된 초저온의 액화천연가스와 열교환 시켜 재액화 시키는 재액화기;
를 더욱 포함하는 것을 특징으로 하는,
자연기화가스의 처리 시스템 상에서 이루어지는 자연기화가스의 처리 방법으로서,
상기 수송선의 상기 제 1 저장탱크에서 이송된 자연기화가스와 상기 저장선의 상기 제 2 저장탱크에서 발생한 자연기화가스가 합쳐진 양이 상기 제 2 저장탱크의 압력한계를 넘어서 더 이상 수용할 수 없을 경우 자연기화가스를 상기 제 2 파이프 시스템을 거쳐 상기 부유식 해상 구조물로 이송하는 것을 특징으로 하는 자연기화가스의 처리 방법.
제 13 항에 있어서,
상기 자연기화가스의 처리 방법은,
상기 수송선의 상기 제 1 저장탱크에서 이송된 자연기화가스와 상기 저장선의 상기 제 2 저장탱크에서 발생한 자연기화가스가 합쳐진 양이 상기 제 2 저장탱크의 압력한계를 넘어서 더 이상 수용할 수 없을 경우 자연기화가스를 상기 제 2 파이프 시스템을 거쳐 상기 부유식 해상 구조물의 상기 기액분리기로 이송하는 제 210 단계;
상기 기액분리기가 자연기화가스를 액체성분과 기체성분으로 분리하여 기체성분은 상기 가스압축기로 보내고 액체성분은 상기 액화천연가스완충탱크로 보내는 제 220 단계;
상기 가스압축기가 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 압력조건으로 바꾼 후 상기 가스냉각기로 이송하는 제 230 단계;
상기 가스냉각기가 상기 가스압축기를 통해 승압되면서 온도가 높아진 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 온도조건으로 바꾼 후 상기 자연기화가스완충탱크로 이송하는 제 240 단계;
상기 자연기화가스완충탱크가 자연기화가스를 상기 부유식 해상 구조물 내 가스 연료 사용처로 이송하거나 재액화기로 이송하는 제 250 단계;
상기 재액화기가 자연기화가스를 상기 저장선으로부터 이송된 초저온의 액화천연가스와 열교환 시켜 재액화 시킨 후 상기 액화천연가스완충탱크로 이송하는 제 260 단계;
를 포함하는 것을 특징으로 하는 자연기화가스의 처리 방법.
천연가스 생산지로부터 액화천연가스를 수송해오는 수송선; 상기 수송선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 저장하는 저장선 및; 별도의 저장기능을 구비하지 않으며, 상기 저장선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 재기화하여 육상의 수요처로 공급하는 부유식 해상 구조물;을 포함하되,
상기 수송선은, 액화천연가스를 저장하는 제 1 저장탱크; 상기 수송선과 상기 저장선 간을 연결하여 상기 제 1 저장탱크에 저장된 액화천연가스가 상기 저장선으로 이송되는 통로 역할을 하는 제 1 파이프 시스템 및; 상기 수송선으로부터 상기 저장선으로 액화천연가스를 이송시키는 제 1 펌프;를 포함하며,
상기 저장선은, 상기 수송선으로부터 이송받은 액화천연가스를 저장하는 제 2 저장탱크; 상기 저장선과 상기 부유식 해상 구조물 간을 연결하여 상기 제 2 저장탱크에 저장된 액화천연가스가 상기 부유식 해상 구조물로 이송되는 통로 역할을 하는 제 2 파이프 시스템 및; 상기 저장선으로부터 상기 부유식 해상 구조물로 액화천연가스를 이송시키는 제 2 펌프;를 포함하며,
상기 부유식 해상 구조물은, 승압펌프를 보호하기 위해 승압펌프의 전단에 설치되어 완충 역할을 하는 액화천연가스완충탱크; 액화천연가스를 육상의 수요처에서 요구하는 압력으로 승압시키기 위한 승압펌프; 상기 승압펌프에서 이송된 액화천연가스를 육상의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건으로 맞추어 기화시키기 위한 기화기; 상기 기화기에서 이송된 천연가스가 육상의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건에 맞는지를 측정하는 가스측정 시스템 및; 무색무취의 천연가스를 육상의 수요처에서 사용할 수 있도록 첨가물을 추가하는 가스후처리 시스템;을 포함하는 것을 특징으로 하는,
액화천연가스 재기화 시스템 상에서 발생하는 자연기화가스의 처리 시스템으로서,
상기 수송선, 상기 저장선 및 상기 부유식 해상 구조물을 그대로 포함하되,
상기 부유식 해상 구조물은,
자연기화가스를 액체성분과 기체성분으로 분리하여 기체성분은 가스압축기로 보내고 액체성분은 액화천연가스완충탱크로 보내는 기액분리기;
자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 압력조건으로 바꿔주는 가스압축기;
상기 가스압축기를 통해 승압되면서 온도가 높아진 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 온도조건으로 바꿔주는 가스냉각기;
상기 가스냉각기로부터 공급된 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 전 일시 저장하는 자연기화가스완충탱크 및;
상기 자연기화가스완충탱크의 자연기화가스를 상기 저장선으로부터 이송된 초저온의 액화천연가스와 열교환 시켜 재액화 시키는 재액화기;
를 더욱 포함하는 것을 특징으로 하는,
자연기화가스의 처리 시스템 상에서 이루어지는 자연기화가스의 처리 방법으로서,
상기 수송선의 상기 제 1 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 상기 제 1 펌프를 이용하여 상기 제 1 파이프 시스템을 거쳐 상기 저장선의 상기 제 2 저장탱크로 이송할 때, 상기 수송선의 상기 제 1 저장탱크의 압력을 유지하기 위해 상기 저장선의 상기 제 2 저장탱크에 존재하는 자연기화가스를 상기 제 1 파이프 시스템을 거쳐 상기 수송선의 상기 제 1 저장탱크로 이송하는 것을 특징으로 하는 자연기화가스의 처리 방법.
천연가스 생산지로부터 액화천연가스를 수송해오는 수송선; 상기 수송선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 저장하는 저장선 및; 별도의 저장기능을 구비하지 않으며, 상기 저장선으로부터 액화천연가스를 이송받아 이를 재기화하여 육상의 수요처로 공급하는 부유식 해상 구조물;을 포함하되,
상기 수송선은, 액화천연가스를 저장하는 제 1 저장탱크; 상기 수송선과 상기 저장선 간을 연결하여 상기 제 1 저장탱크에 저장된 액화천연가스가 상기 저장선으로 이송되는 통로 역할을 하는 제 1 파이프 시스템 및; 상기 수송선으로부터 상기 저장선으로 액화천연가스를 이송시키는 제 1 펌프;를 포함하며,
상기 저장선은, 상기 수송선으로부터 이송받은 액화천연가스를 저장하는 제 2 저장탱크; 상기 저장선과 상기 부유식 해상 구조물 간을 연결하여 상기 제 2 저장탱크에 저장된 액화천연가스가 상기 부유식 해상 구조물로 이송되는 통로 역할을 하는 제 2 파이프 시스템 및; 상기 저장선으로부터 상기 부유식 해상 구조물로 액화천연가스를 이송시키는 제 2 펌프;를 포함하며,
상기 부유식 해상 구조물은, 승압펌프를 보호하기 위해 승압펌프의 전단에 설치되어 완충 역할을 하는 액화천연가스완충탱크; 액화천연가스를 육상의 수요처에서 요구하는 압력으로 승압시키기 위한 승압펌프; 상기 승압펌프에서 이송된 액화천연가스를 육상의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건으로 맞추어 기화시키기 위한 기화기; 상기 기화기에서 이송된 천연가스가 육상의 수요처에서 요구하는 온도, 압력 및 유량 조건에 맞는지를 측정하는 가스측정 시스템 및; 무색무취의 천연가스를 육상의 수요처에서 사용할 수 있도록 첨가물을 추가하는 가스후처리 시스템;을 포함하는 것을 특징으로 하는,
액화천연가스 재기화 시스템 상에서 발생하는 자연기화가스의 처리 시스템으로서,
상기 수송선, 상기 저장선 및 상기 부유식 해상 구조물을 그대로 포함하되,
상기 부유식 해상 구조물은,
자연기화가스를 액체성분과 기체성분으로 분리하여 기체성분은 가스압축기로 보내고 액체성분은 액화천연가스완충탱크로 보내는 기액분리기;
자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 압력조건으로 바꿔주는 가스압축기;
상기 가스압축기를 통해 승압되면서 온도가 높아진 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 위한 온도조건으로 바꿔주는 가스냉각기;
상기 가스냉각기로부터 공급된 자연기화가스를 연료로 사용하거나 재액화 시키기 전 일시 저장하는 자연기화가스완충탱크 및;
상기 자연기화가스완충탱크의 자연기화가스를 상기 저장선으로부터 이송된 초저온의 액화천연가스와 열교환 시켜 재액화 시키는 재액화기;
를 더욱 포함하는 것을 특징으로 하는,
자연기화가스의 처리 시스템 상에서 이루어지는 자연기화가스의 처리 방법으로서,
상기 저장선의 상기 제 2 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 상기 제 2 펌프를 이용하여 상기 제 2 파이프 시스템을 거쳐 상기 부유식 해상 구조물로 이송할 때, 상기 저장선의 상기 제 2 저장탱크의 압력을 유지하기 위해 상기 부유식 해상 구조물의 상기 자연기화가스완충탱크나 상기 액화천연가스완충탱크에 존재하는 자연기화가스를 상기 제 2 파이프 시스템을 거쳐 상기 저장선의 상기 제 2 저장탱크로 이송하는 것을 특징으로 하는 자연기화가스의 처리 방법.