KR101353368B1

KR101353368B1 - Lng부하 연동형 열병합발전을 이용한 lng 기화시스템

Info

Publication number: KR101353368B1
Application number: KR1020120059560A
Authority: KR
Inventors: 윤상국
Original assignee: 한국해양대학교 산학협력단
Priority date: 2012-06-04
Filing date: 2012-06-04
Publication date: 2014-01-20
Also published as: KR20130136043A

Abstract

본 발명은 액화천연가스(LNG) 인수기지에서 -162℃의 LNG를 0℃의 기체로 기화시키는 공정에 있어서, 하절기 적은 가스수요와 동절기 수요 증가에 연동하여 열병합발전에서 생성되는 스팀의 열량을 조절하여 이용하고, 열병합발전에서 생산되는 전기는 LNG인수기지의 소내 전력과 한전에 제공하는 LNG부하 연동형 열병합발전 을 이용한 LNG 기화시스템이다.
이를 위하여 본 발명은 LNG저장탱크; 상기 LNG저장탱크에 저장된 LNG를 LNG펌프로 공급받아 열원을 이용하여 기체화시켜 천연가스 공급배관으로 송출하는 LNG기화기; 상기 LNG기화기에서 냉각된 물을 펌프로 공급받아 가열하여 스팀을 생성하는 보일러; 및 상기 보일러에서 생산된 스팀으로 전기를 생산하는 터빈;을 포함하여 구성되어 상기 터빈에서 배출되는 스팀열을 상기 LNG기화기의 열원으로 하여 LNG를 기화시키되, LNG부하 증가에 따라 상기 터빈 입구측 스팀의 일부를 추출(By-pass)하여 팽창장치를 거쳐 상기 LNG기화기로 바로 공급하는 것을 특징으로 한다.
이는 기존 LNG기화 공정에 해수를 사용함으로써 야기되고 있는 저온으로 인한 바다 자연 생태계의 피해 문제를 완전히 해소할 수 있으며, 해수를 사용하는 데 따른 기화설비들의 부식을 막아 설비의 내구성과 안전성을 보장할 수 있고, 인수기지의 겨울철 해수 온도 저하에 따른 LNG의 기화에 필요한 열량의 부족 문제를 해결할 수 있는 아주 유용한 발명이 된다. 또한 생산되는 전력은 인수기지의 소내 전력과 잉여전력은 한전에 제공하게 됨으로써 국가 하절기 전력소비 증가로 인한 발전소 부족 문제의 해결에 일익을 담당하는 장점을 갖는 시스템이 되는 것이다.

Description

LNG부하 연동형 열병합발전을 이용한 LNG 기화시스템 {LNG Vaporization System with LNG Demand Using Condensation Heat of Cogeneration}

본 발명은 액화천연가스(LNG) 인수기지에서 -162℃의 LNG를 0℃의 기체로 기화시키는 기화시시템에 있어서, 하절기 적은 가스수요와 동절기 수요 증가에 연동하여 열병합발전에서 생성되는 스팀의 열량을 이용하고, 열병합발전에서 생산되는 전기는 LNG인수기지의 소내 전력과 한전에 제공하는 LNG부하 연동형 열병합발전을 이용한 LNG기화시스템이다.

본 발명은 기존 LNG기화 공정에 해수를 사용함으로써 야기되고 있는 저온으로 인한 바다 자연 생태계의 피해 문제를 완전히 해소할 수 있으며, 해수를 사용하는 데 따른 기화설비들의 부식을 막아 설비의 내구성과 안전성을 보장할 수 있고, 인수기지의 겨울철 해수 온도 저하에 따른 LNG의 기화에 필요한 열량의 부족 문제를 해결할 수 있는 아주 유용한 발명이 된다. 또한 생산되는 전력은 인수기지의 소내 전력과 잉여전력은 한전에 제공하게 됨으로써 국가 하절기 전력소비 증가로 인한 발전소 부족 문제의 해결에 일익을 담당하는 장점을 갖는 시스템이 되는 것이다.

본 발명은 액화천연가스(LNG) 인수기지에서 -162℃의 LNG를 0℃의 기체로 기화시키는 공정에 필요한 열원을 열병합발전기의 스팀을 사용하는 것을 특징으로 하는 것으로, 더욱 상세하게는 열병합발전을 통하여 생산되는 전기는 LNG인수기지의 소내 전력으로 사용하면서 일부 전력은 한전에 제공하고, 동시에 생산되는 스팀은 -162℃의 액체인 LNG를 0℃의 기체로 만드는 LNG기화공정에 이용하는 복합에너지 시스템에 관한 것이다.

LNG인수기지는 액체의 LNG를 도입하여 대형의 저장탱크에 저장한 후, 이 극저온의 액체를 기화시켜 기체의 천연가스로 만들어 배관을 통하여 발전소와 도시가스의 연료로 공급하고 있다.

종래 LNG인수기지의 LNG기화공정은 크게 3가지로 바다로부터 해수를 유입하여 해수의 열을 이용하여 가열하는 방법과, 천연가스를 연소시켜 그 연소열을 이용하여 LNG를 기화시키는 방법, 그리고 대기의 공기열을 이용하여 기화시키는 방법이 있다.

이들의 기화방식의 종래 기술특징을 보면, 먼저 해수를 이용하는 기화공정은 대량의 해수를 해수펌프로 유입하여 LNG기화기의 상부에서 해수가 낙하되면서 LNG기화기 관내부를 흐르는 -162℃의 LNG를 0℃의 천연가스 기체로 기화시키고, 해수는 온도가 약 5~7℃ 저하되어 바다로 배출되게 된다. 해수이용 방법의 장점은 대량의 자연에너지를 이용하는 장점이 있는 반면, 저온의 해수를 방출함으로써 연안의 해수온도를 저하시키게 되어 해양환경 변화 문제가 야기되고 있다. 또한 LNG기화기는 알루미늄 열교환기로 제작되어 해수염분에 의한 부식과 해수낙하 침식에 의한 부식이 발생하고 있어 주기적인 보수가 요구되고 있는 실정이다.

두번째 방식은 천연가스의 연소열을 이용하여 LNG를 기화시키는 공정으로 수중연소기 (Submerged Vaporizer, SMV)를 사용하는 것이다. 겨울철 해수의 온도가 0℃ 가까이 저하되는 경우에는 해수열로 LNG를 0℃의 기체로 만들 수가 없게 된다. 만약 0℃보다 낮은 온도로 천연가스가 공급할 경우 가스공급 배관이 묻힌 지반이 얼게 되어 가스배관의 파열되는 원인이 된다. 이렇게 해수온도가 낮은 경우에는 SMV에 천연가스를 연소시켜 LNG를 기화시켜야만 한다. 이는 극저온인 LNG의 상변화 만을 위하여 다량의 천연가스를 낭비하는 매우 비효율적인 방법이므로 본 특허에서는 단순한 연소보다는 발전을 연계한 기화시스템을 구축하고자 고안된 것이다.

공기를 이용하여 LNG를 기화시키는 공랭식 기화기는 소량의 LNG기화에 적용되는 방식으로 LNG인수기지와 같은 대규모 용량에는 적용할 수 없는 방법이 된다. 그 이유는 공기측의 열전달계수가 적기 때문에 기화기 크기가 매우 크게 되고, 공기 중의 수분이 지속적으로 응결되어 기화능력이 현저하게 감소하게 된다.

세계적으로 적용되고 있는 LNG인수기지의 기화방법은 해수열을 이용하는 방법과 천연가스 연소열을 이용하는 방법이 적용되고 있다. 그러나 이러한 방법들은 상기에서 기술한 바와 같이 많은 단점들을 보유하고 있다.

한편, 열병합발전은 발전소의 랜킨사이클 공정에서 35~37% 효율의 전력 생산과 함께, 가스터빈에서 배출되는 스팀을 난방이나 온수로 사용하는 50% 열효율 공정이 혼합된 효율이 85~87%가 되는 고효율 에너지시스템이다.

종래 LNG인수기지는 기지운영에 필요한 소요전력을 한국전력으로부터 수전하고 있으며, 이의 발전 효율은 35~37%가 된다. 발전소에서는 터빈에서 발전하고 나오는 스팀 열에너지를 다시 물로 응축시키기 위하여 복수기를 통하여 해수에 버리기 때문이다. 본 발명에서는 LNG인수기지의 운영에 필요한 전력을 자체 생산하는 것으로, 한전과 동일한 에너지량을 열병합발전기에 주입하여 동일한 발전 효율로 전기를 생산하고, 부수적으로 배출되는 50% 효율의 스팀 열에너지를 LNG의 기화에 사용하는 매우 효율적인 고안이 되는 것이다.

본 발명은 LNG기화기의 부식에 의한 보수와 해양환경 영향에 의한 어민 민원문제, 겨울철 해수 온도저하로 LNG기화를 위하여 천연가스를 연소 소비할 수밖에 없는 문제, 국가적으로 전력 생산이 부족한 문제 등을 해결하기 위하여 안출된 것이다.

본 발명의 적용을 위하여 해결이 필요한 과제를 보면, 열병합발전기는 천연가스를 연료로 사용하는 가스터빈을 적용하는 것으로 이미 상용화되어 널리 보급되고 있다. 다만, 가스터빈에서 방출되는 스팀의 열을 이용하여 LNG를 기화시키는 적정 기화기의 개발이 요구된다.

또한 터빈 입구측에서 추출(By-pass)되는 스팀의 압력은 터빈 출구의 토출압력과 같게 조절되어야 한다.

본 발명의 적용을 위하여 해결이 필요한 과제는, 가스터빈에서 방출되는 스팀을 이용하여 LNG를 기화시키는 적정 기화기의 제작이다. 이는 종래 적용되고 있는 수중연소기(SMV)와 유사한 기술이며 대표적 열교환기 방식인 쉘튜브(Shell & Tube)식을 들 수 있다. 이 배관 내부에는 기화될 LNG가 흐르고, 쉘 용기의 수조에 가스터빈으로부터의 스팀이 방출되어 LNG를 기화시키면서 자신은 응축된 후 열병합발전시스템으로 되돌아가게 된다. 열교환기 적용 재료로는 종래의 알루미늄 대신에 스테인레스강(Stainless steel)으로 제작되어 기존의 해수기화기의 부식성 문제를 해소하게 된다.

한편, 터빈 입구측에서 추출(By-pass)되는 스팀의 압력과 터빈 출구의 토출압력이 동일하도록 조절아기 위하여는 추출 스팀을 등엔탈피 팽창을 하는 팽창밸브, Short tube, 좁은 유로 배관 등을 통과시키거나, 또 다른 방법으로는 보일러에서 유로를 분리하여 추출스팀과 터빈 전력스팀을 LNGtndydp 따라 조절하여 분리 생산하는 방법이 있다.

본 발명의 효과로는, 먼저 LNG기화기의 부식에 의한 보수 문제를 없앨 수 있어 천연가스 공급의 안정성 확보, 유지보수 비용절감 등의 효과를 갖게 된다. 또한 연안에 저온의 해수방출이 없어져 해양 생태계 교란 등 환경문제를 해결하여 어민의 민원 보상이 필요 없고 어민 생활안정에 도움이 된다. 한편, 겨울철 해수 온도저하로 해수에너지를 이용할 수 없어 LNG기화를 위하여 천연가스를 연소 낭비하는 기화시스템을 개선하여 전력을 생산함으로써 국가 에너지절약에 기여하고, 전력을 자체 생산하여 사용하면서 잉여전력은 한전에 제공하는 국가적으로 전력 생산이 부족한 문제 등을 해결하는 데 크게 도움이 되는 효과를 갖는다.

도 1은 본 발명에 따른 LNG부하 연동형 열병합발전을 이용한 LNG 기화시스템을 도시한 구성도
도 2는 종래기술에 따른 LNG 인수기지의 LNG 기화시스템을 도시한 구성도
도 3은 본 발명에 따른 열병합발전 사이클의 압력-엔탈피 선도

상기 목적을 달성하기 위하여 본 발명은 액화천연가스(LNG) 인수기지의 LNG기화를 위하여 열병합발전기의 스팀응축에너지를 이용하는 것이다. 이하 대표적 실시 예로 열병합발전기를 채용한 액화천연가스(LNG) 인수기지의 기화시스템에 대하여 첨부된 도면들 참조하여 본 발명의 방법 및 구조를 상세히 설명한다. 도 1은 본 발명에 따른 실시 개략도이며, 도 2는 종래 LNG인수기지 기화시스템도이다.

1) 종래 LNG인수기지 기화시스템

먼저 도 2의 종래 LNG인수기지 극저온 액체인 LNG 기화시스템의 대표적 구성도로 그 구성은 LNG저장탱크(200), LNG펌프(210), 해수적하식 LNG해수기화기(220), 수중연소기화기(230, SMV), 해수펌프(240), SMV의 물 가열용 가스버너(250), 도시가스 송출배관(260), 액체 LNG(270), 기체 천연가스(280), 해수유로(290)로 되어 있다.

그 원리는 LNG저장탱크(200)에 저장된 -162℃ 극저온 액체인 LNG(액화천연가스)를 LNG펌프(210)로 고압 75kg/cm²의 압력으로 승압시켜 기화기로 보낸다. LNG기화기는 열원으로 해수를 사용하는 해수기화기(220, Open Rack Vaporizer, ORV)와 천연가스를 연소시켜 LNG를 기화시키는 수중연소기(230)의 2가지가 설치된다. 해수기화기(220)는 알루미늄합금으로 제작되며 배관 내부는 극저온의 LNG가 75kg/cm², -156℃로 유입되어 관 외부를 흘러내리는 해수에 의하여 0℃ 천연가스로 기체화되어 공급배관(230)을 통하여 발전소와 도시가스로 송출된다. LNG에 기화 열량을 제공한 해수는 해수펌프(240)에 의하여 바다로 부터 해수유로(290)를 거쳐 유입되어 LNG를 기화시키는 데 열을 제공하고 5~7℃정도 온도가 저하되어 바다로 방출된다. 이는 연안의 해수온도 저하를 초래하여 어종의 변화 등 환경에 영향을 미치게 되고, 해수에 노출되는 기화기, 배관,펌프 등은 해수 염분에 의하여 부식이 되는 문제를 지닌다.

한편, 겨울철 해수 온도가 저하되어 해수로부터 제공되는 열량이 부족하게 되면 수중연소기화기(230)를 가동하게 된다. 수중연소기화기는 천연가스 버너(250)로 천연가스를 연소시켜, 연소된 배출가스를 수(물)중에 직접 방출함으로써 배출가스가 갖고 있는 수증기의 잠열을 이용하여 배관 내부의 LNG를 가열, 기체화시키게 된다. 이 기화기의 특징은 물과의 온도차에 의한 현열이용 뿐만 아니라 수증기의 응축잠열의 이용으로 효율은 높게 되나 천연가스를 연소시키게 되므로 국가적인 에너지를 낭비하는 문제를 갖고 있다.

2) LNG부하와 연계한 열병합발전을 이용한 LNG기화시스템

도 1은 본 발명에 따른 열병합발전을 이용한 액화천연가스(LNG) 인수기지 기화시스템의 공정도로, 그 구성은 LNG저장탱크(100), LNG펌프(110), 천연가스 공급배관(120), 열병합발전시스템으로 물 펌프(130), 보일러(140), 터빈(150), LNG기화기(복수기)(160), 천연가스 버너(170), 팽창장치(180)로 이루어진다.

그 원리는 LNG저장탱크(100)에 저장된 -162℃ 극저온 액체인 액화천연가스(LNG)를 LNG펌프(110)를 사용하여 고압의 압력으로 승압시켜 LNG기화기(160)로 보낸다. LNG기화기에는 열병합발전기의 보일러(140)에서 생성된 스팀의 일부가 팽창장치(180)를 통하여 압력이 강하되어 직접 유입되고, 일부는 터빈(150)에서 전력을 생산한 후 배출되는 스팀이 주입된다. 이들을 열원으로 하여 배관 내부의 -156℃, 75kg/cm²의 LNG를 0℃로 기체화시킨 후 천연가스 공급배관(120)으로 송출하게 된다.

그러므로 종래의 시스템과 비교할 때, 해수 유입펌프(240), 해수 유로(290), 해수기화기(220), 수중연소기화기(230) 설비가 없어지며, 대신에 열병합발전기와 열병합발전의 복수기 역할을 하는 LNG기화기(160)가 추가된다.

계절의 부하에 따라 하절기 터빈의 유량은 LNG인수기지의 공급물량과 여건에 따라 최적화된 유량이 적용될 수 있으며, LNG공급량의 증가 및 감소에 따라 열병합발전 및 스팀이용량을 조절하게 된다.

도 3은 본 발명의 열병합발전을 이용한 LNG인수기지 기화시스템 중 열병합발전기의 사이클을 도시한 압력-엔탈피선도이다. 이를 기술하면,

①→② 과정 : 복수기에서 냉각된 물을 펌프가 승압하여 보일러로 급수,

등엔트로피 압축과정

②→③ 과정 : 보일러에서 스팀을 생성하고 연소가스를 통로를 통과하면서 과열이 되는 공정. 등압가열과정

③→④ 과정 : 터빈을 통하여 전력을 생산하고 온도, 압력이 저하되는 과정

등엔트로피 팽창과정

④→⑤ 과정 : 보일러 출구의 스팀 중 일부를 By-pass하여 압력을 강하시킨 후 LNG기화기(복수기)로 유입하는 과정으로 팽창 유로를 통과 하면서 압력이 강하하게 됨. 등엔탈피 팽창 공정

④⑤→① 과정 : 터빈출구 스팀과 By-pass스팀이 합체되어 복수기(LNG기화

기)에서 물로 변환되는 공정. 등압방열공정으로 이루어진다.

이들을 실제 LNG기화시스템에 적용하는 실시 예로 LNG인수기지에서 단위 시간 당 LNG공급량을 기준하여 하절기 가스 수요가 적은 경우와 겨울철 수요가 큰 경우의 연병합연계 공정에 대하여 분석하면 다음과 같다.

가) 하절기 LNG부하가 적은 경우

- 해석 기준 LNG공급량 : 400톤/h

- LNG 1kg당 기화 필요에너지량 : 170kcal/kg(-156℃~0℃, 75kg/cm²)

- 총 소요에너지량 : 400 T/h x 1000 kg/T x 170kcal/kg = 68 M kcal/h

x (4.18kJ/kcal) = 284 M kJ/kg

- 열병합발전소 규모 :

(1) 터빈

. 터빈 입구 스팀온도 및 엔탈피 : 400℃, 1.1MPa, hti=3262.9 kJ/kg

. 터빈출구 스팀온도 및 엔탈피 : 151.1℃, 0.15MPa, hto=2773.1 kJ/kg

(2) LNG기화기(복수기)

. 복수기 방열 요구열량(LNG기화기 소요열량) : 284 M kJ/h

. 복수기 입구조건 : 151.1℃, 0.15MPa, hci=2773.1 kJ/kg

. 복수기 출구조건 : 25℃, 0.15MPa, hco =105.0 kJ/kg

. 복수기 kg당 방열가능량 : hci-hco = 2,773.1-105 = 2,668.1 kJ/kg

. 복수기(LNG기화기) 스팀유량

(284 M kJ/h) / (2668.1 kJ/kg x 0.9) = 118,300 kg/h

(3) 터빈 발전량 :

(3262.9-2773.1 kJ/kg) (118,300kg/h)(1/3600/sec) x 0.37(효율)

= 5,955kW = 6.0 MW

하절기에는 해수의 사용없이 열병합발전만으로 한전과 동일한 에너지를 이용하여 전력생산과 LNG기화의 목적을 이루게 된다.

나) 동절기 해수온도 저하로 SMV를 가동하여 큰 LNG부하를 공급하는 경우

동절기 부하가 큰 경우에는 열병합발전으로부터의 스팀 제공량이 크게 증가하게 되어 발전소 규모가 크게 요구된다. 그러므로 겨울철 SMV의 가동에 의한 가스 소비량과 열병합발전 투자비와 연계한 적정 용량의 발전규모 설정이 요구되어 진다. 이 시스템은 겨울철 최대 LNG공급 수요에 맞춘 열병합발전소를 구축하여 생산된 전력은 소내전기와 한전에 공급하고 복수기의 방열량은 전량 LNG기화에 사용하는 방법이 된다.

그러나 소규모 열병합발전소를 갖추어 LNG를 기화시키고자 할 경우에는 LNG부하와 연계하여 터빈 전에 By-pass에 의한 스팀 직접 공급시스템을 구성함으로써 LNG부하연계 체계를 구축하는 방법이 있다. 이 스팀을 By-pass시켜 LNG기화열량을 제공하는 방법은 종래 SMV기화기를 사용하여 LNG를 기화시키는 것과 동일한 것이 된다.

그러므로 본 발명인 LNG부하 연동형 열병합발전 이용 액화천연가스 기화시스템에 있어서 최적의 시스템의 구성은, 종래의 SMV 가동에 의한 천연가스 소비량 만큼을 By-pass 유량으로 하고, 잔여 요구량은 열병합발전기 터빈의 용량으로 설정하는 것이다. 이는 해수를 전혀 사용하지 않고 종래의 시스템과 동일한 효과를 갖게 된다.

본 발명에 의한 겨울철 LNG부하가 클 때 스팀 By-pass을 연계하여 운전하는 경우에 대하여 분석하면 다음과 같다.

- 겨울철 LNG공급량 기준 : 1,000톤/h

- LNG 1kg당 기화 필요에너지량 : 170kcal/kg(-156℃~0℃, 75kg/cm²)

- 총 소요에너지량 : 1,000 T/h x 1000 kg/T x 170kcal/kg = 170 M kcal/h

x (4.18kJ/kcal) = 710 M kJ/kg

- 열병합발전소 규모 :

(1) 터빈 : 등엔트로피 팽창(엔트로피= 7.4212kJ/kgK)

. 터빈입구 스팀온도 및 엔탈피 : 400℃, 1.1MPa, hti=3262.9 kJ/kg

. 터빈출구 스팀온도 및 엔탈피 : 150.1℃, 0.15MPa, hto=2773.1 kJ/kg

(2) 복수기 방열 열량(LNG기화기 소요열량) : 710 M kJ/h

(3) 터빈출구 스팀의 복수기 제공열량

. 복수기 입구(터빈출구)조건 : 150.1℃, 0.15MPa, hci=2773.1 kJ/kg

. 복수기 출구조건 : 25℃, 0.15MPa, hco =105.0 kJ/kg

. 복수기 방열열량 : hci-hco = 2,773.1-105 = 2,668.1 kJ/kg

(4) 터빈입구 전 By-pass 스팀 에너지량

. 팽창 압력강하 전 조건 : 400℃, 1.1MPa, hti=3262.9 kJ/kg

. 압력강하 후 복수기 입구조건 : 392.8℃, 0.15MPa, 3262.9 kJ/kg

→ 터빈 입구에서 팽창유로를 통해서 등엔탈피 팽창으로 압력과 온도가 저하되는 공정으로, 이는 냉동기에서 모세관, Short tube, 팽창밸브의 등엔탈피 압력강하 공정과 동일함.(이를 산정하여 보면, 스팀 체적유량은 44,500m³/h로 직경 20cm의 관을 4m 통과시키면 출구압력이 0.15MPa이 된다.)

. By-pass 스팀의 복수기 제공열량 : 3262.9kJ/kg - 105 = 3157.9 kJ/kg

(5) 열병합발전 스팀 소요유량 :

- 터빈 스팀 유량(mt) : 200,000kg/h

. 터빈 발전량 :

(3262.9-2773.1 kJ/kg) (200,000kg/h)(1/3600/sec) x 0.37(효율)

= 10,000kW = 10 MW

. 터빈의 복수기에 제공 열량

(2773.1-105 kJ/kg)(200,000kg/h) = 533.6 M kJ/h

- By-pass 스팀유량 (mb)

(710-533.6 M kJ/h)(1/3157.9 kg/kJ) = 55,860 kg/h

(6) 복수기(LNG기화기) 총 스팀유량

mc = mt + mb = 255,860 kg/h / 0.9(열교환효율) = 285 T/h

(7) By-pass 스팀생산을 위한 소요 천연가스량

- 터빈을 통하여 흐르는 스팀은 한전과 동일하게 발전을 생산하게 되므로 천연가스 소비량을 고려할 필요가 없으나, By-pass 스팀량은 SMV의 가동과 동일하게 천연가스를 소비하게 되므로 이의 물량을 산정하면,

- 천연가스 소요량

(55,860kg/h)(3262.9-105 kJ/kg) = 176,400,000 kJ/h

176,400,000 kJ/h / (10,500 kcal/Nm3 x 4.18kJ/kcal) = 4,018 m³/h

그러므로 10MW의 발전소와 4,018 m³/h의 천연가스를 사용하여 해수 이용없이 겨울철에 LNG를 기화시켜 공급할 수 있게 된다.

만약, 겨울철 1,000T/h의 LNG를 해수온도 저하로 인하여 종래의 SMV만으로 공급할 경우의 천연가스 연소 소비량을 보면,

(1,000T/h x 1000kg)(170kJ/kg) / (10,500 x 4.18 x 0.9) = 4,300 m³/h 으로 약간 증가하게 된다.

그러므로 상기 분석에서 보는 바와 같이, 본 특허에 의하면 하절기에는 6.0MW의 전력 생산만으로 자연에너지원인 해수 열를 전혀 사용할 필요가 없이 복수기 열만으로 LNG를 기화공급할 수 있으며, 겨울철에는 10MW급 발전과 4,000 Mm³/h의 스팀을 LNG기화기(복수기)로 By-pass시켜 LNG를 기화시킴으로써 종래 설비와 동일한 에너지량의 소비로 해수를 사용하지 않고 LNG를 기화시켜 공급할 수 있게 된다.

상기 By-pass 유량과 터빈의 유량은 LNG인수기지의 공급물량과 여건에 따라 최적화된 유량이 적용될 수 있으며, LNG공급량의 증가 및 감소에 따라 열병합발전 및 스팀이용량을 조절하여 구성하게 된다.

이 밖의 다른 실시 예로 열병합발전의 재열, 재생시스템 그리고 터빈의 중간압력에서 스팀을 추출하는 공정 등 각종 변형된 형태의 구조들은 본 발명의 청구범위에서 정의하는 기술사상의 범주인 열병합발전을 접목한 LNG기화시스템의 원리 및 철학에 포함됨을 밝혀둔다.

100, 200: LNG저장탱크 110, 210: LNG펌프 120: 천연가스 공급배관
130: 열병합발전기 펌프 140: 보일러 150: 터빈
160: LNG기화기(복수기) 170: 버너 180: 팽창장치
220: 해수낙하 LNG기화기 230: 수중연소기화기 240: 해수펌프
250: 수중연소용 버너 260: 도시가스 배관 270: LNG 액관
280: 기체 천연가스관 290: 해수유로

Claims

액화천연가스(LNG) 인수기지에서 -162℃의 LNG를 0℃의 기체로 기화시키는 기화시스템에 있어서,
LNG저장탱크(100);
상기 LNG저장탱크에 저장된 LNG를 LNG펌프로 공급받아 열원을 이용하여 기체화시켜 천연가스 공급배관(120)으로 송출하는 LNG기화기(160);
상기 LNG기화기에서 냉각된 물을 펌프로 공급받아 가열하여 스팀을 생성하는 보일러(140); 및
상기 보일러에서 생산된 스팀으로 전기를 생산하는 터빈(150);을 포함하여 구성되어 상기 터빈에서 배출되는 스팀열을 상기 LNG기화기의 열원으로 하여 LNG를 기화시키되,
LNG부하 증가에 따라 상기 터빈 입구측 스팀의 일부를 추출(By-pass)하여 팽창장치(180)를 거쳐 상기 LNG기화기로 바로 공급하는 것을 특징으로 하는 LNG부하 연동형 열병합발전을 이용한 LNG 기화시스템.
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