KR101606562B1 - 증발가스 처리장치 및 방법 - Google Patents

Abstract

본 발명은 해상 구조물에서 발생되는 증발가스를 종래에 비해 적은 수의 압축기에 의해 압축시켜 처리함으로써 초기 제작비용과 전력 소비량 등을 절감할 수 있는 증발가스 처리장치 및 방법에 관한 것이다.
본 발명에 따르면, 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 증발가스 처리장치로서, 상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스를 액화 장치용 가스터빈에 공급하는 제1 공급 라인과; 상기 제1 공급 라인에 설치되어 증발가스를 압축시키는 BOG 압축기와; 상기 BOG 압축기의 하류측에서 상기 제1 공급 라인으로부터 분기되어, 상기 BOG 압축기에서 압축된 BOG를 발전 장치용 가스터빈에 공급하는 제2 공급 라인; 을 포함하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치가 제공된다.

Description

증발가스 처리장치 및 방법{APPARATUS AND METHOD FOR TREATING BOIL-OFF GAS}

본 발명은 해상 구조물에서의 증발가스 처리장치 및 방법에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 해상 구조물에서 발생되는 증발가스를 종래에 비해 적은 수의 압축기에 의해 압축시켜 처리함으로써 초기 제작비용과 전력 소비량 등을 절감할 수 있는 증발가스 처리장치 및 방법에 관한 것이다.

근래, LNG(Liquefied Natural Gas)나 LPG(Liquefied Petroleum Gas) 등의 액화가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있는 추세이다. 액화가스는, 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 또는, 액화된 상태로 액화가스 운반선에 저장된 채 원거리의 소비처로 운반된다. LNG나 LPG 등의 액화가스는 천연가스 혹은 석유가스를 극저온(LNG의 경우 대략 -163℃)으로 냉각하여 얻어지는 것으로 가스 상태일 때보다 그 부피가 대폭적으로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.

액화가스 운반선은, 액화가스를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 이 액화가스를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 액화가스의 극저온에 견딜 수 있는 저장탱크(흔히, '화물창'이라 함)를 포함한다.

이와 같이 극저온 상태의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크가 마련된 해상 구조물의 예로서는 액화가스 운반선 이외에도 LNG RV (Regasification Vessel)와 같은 선박이나 LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), LNG FPSO (Floating, Production, Storage and Off-loading)와 같은 구조물 등을 들 수 있다.

LNG RV는 자력 항해 및 부유가 가능한 액화가스 운반선에 LNG 재기화 설비를 설치한 것이고, LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에서 LNG 수송선으로부터 하역되는 액화 천연가스를 저장탱크에 저장한 후 필요에 따라 액화 천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 해상 구조물이다. 그리고, LNG FPSO는 채굴된 천연가스를 해상에서 정제한 후 직접 액화시켜 저장탱크 내에 저장하고, 필요시 이 저장탱크 내에 저장된 LNG를 LNG 수송선으로 옮겨싣기 위해 사용되는 해상 구조물이다. 본 명세서에서 해상 구조물이란, 액화가스 운반선, LNG RV 등의 선박을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU 등의 구조물까지도 모두 포함하는 개념이다.

천연가스의 액화온도는 상압에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃ 보다 약간만 높아도 증발된다. 종래의 LNG 운반선의 경우를 예를 들어 설명하면, LNG 운반선의 LNG 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의해 LNG를 수송하는 도중에 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 발생한다.

발생된 증발가스는 저장탱크 내의 압력을 증가시키며 선박의 요동에 따라 액화가스의 유동을 가속시켜 구조적인 문제를 야기시킬 수 있기 때문에, 증발가스의 발생을 억제할 필요가 있다.

종래, 액화가스 운반선의 저장탱크 내에서의 증발가스를 억제하기 위해, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 소각해 버리는 방법, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 재액화 장치를 통해 재액화시킨 후 다시 저장탱크로 복귀시키는 방법, 선박의 추진기관에서 사용되는 연료로서 증발가스를 사용하는 방법, 저장탱크의 내부압력을 높게 유지함으로써 증발가스의 발생을 억제하는 방법 등이 단독으로 혹은 복합적으로 사용되고 있었다.

도 1에는 액화 장치가 탑재된 해상 구조물에서의 BOG 처리장치 및 방법을 설명하기 위한 개념도가 도시되어 있다.

도 1에 도시된 바와 같이, 종래의 BOG 처리장치는, LNG 등의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크(1)에서 발생한 BOG 중 일부를 액화 장치용 가스터빈(4)에 공급할 수 있도록 압축시키는 BOG(Boil Off Gas) 압축기(3)와, 이 BOG 중 또 다른 일부를 발전 장치용 가스터빈(6)에 공급할 수 있도록 압축시키는 FG(Fuel Gas) 압축기(5)를 포함한다.

또한, 종래의 BOG 처리장치는, LNG FPSO 등의 해상 구조물 내에 설치된 저장탱크(1)로부터 셔틀 LNG 운반선 내에 설치된 저장탱크(2)에 LNG를 하역할 때 발생하는 BOG를 액화 장치나 플레어(flare) 등의 처리시설에 공급할 수 있도록 압축시키는 베이퍼(vapor) 압축기(7)를 더 포함한다.

액화 장치용 가스터빈(4)과 발전 장치용 가스터빈(6)에서 필요로 하는 BOG의 양이 저장탱크에서 자연적으로 발생하는 BOG의 양보다 많은 경우에는, 부족한 양만큼의 천연가스를 액화 장치(9)의 입구부에서 공급받을 수 있다.

한편, 도면에 도시하지는 않았지만, LNG FPSO 등의 해상 구조물에는, 가스정 등으로부터 추출된 원료 천연가스로부터 수분, 이산화탄소, 황화합물 등을 제거하기 위한 장치, 천연가스의 발열량을 조절하기 위해 발열량이 높은 중탄화수소 성분을 적어도 부분적으로 분류하기 위한 NGL(Natural Gas Liquids) 분류 장치 등의 설비가 설치될 수 있다. NGL 분류 장치는 추출하고자 하는 가스의 성분에 따라 Demethanizer, Debutanizer, stabilizer 등의 칼럼(column)으로 구성될 수 있으며, NGL 분류 장치에서 사용되는 칼럼(특히 Demethanizer)은 효율적인 분류작업을 위해 통상 20 내지 30 bar g의 설계 압력으로 운용될 수 있다.

이와 같이 종래기술에 따르면, BOG 압축기(3), FG 압축기(5) 및 베이퍼 압축기(7)는 각각 한 쌍의 압축기로 이루어지며, 처리할 BOG의 양에 따라 한 쌍의 압축기 중 한 대만을 교대로 운용하거나 필요시 2대 모두를 운용하고 있다.

압축기는 최초 설치시에 많은 비용이 소요될 뿐만 아니라 운용시에도 많은 운용비가 소요되는 장치이므로, 압축기의 설치 대수를 감소시킴으로써 비용을 절감할 수 있는 방법에 대한 연구가 지속적으로 이루어질 필요가 있다.

이러한 종래의 문제점들을 해결하기 위한 본 발명은, 해상 구조물에서 발생되는 증발가스를 최소한의 압축기에 의해 압축시켜 처리함으로써 비용을 최소화할 수 있는 증발가스 처리장치 및 방법을 제공하고자 하는 것이다.

상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 증발가스 처리장치로서, 상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스를 액화 장치용 가스터빈에 공급하는 제1 공급 라인과; 상기 제1 공급 라인에 설치되어 증발가스를 압축시키는 BOG 압축기와; 상기 BOG 압축기에서 압축된 가스를 발전 장치용 가스터빈으로 공급하는 제2 공급 라인과; 상기 BOG 압축기의 하류측에서 상기 제1 공급 라인으로부터 분기되어, 카고 탱크 내의 증발가스 또는 NGL 칼럼에서 나오는 증발가스를 발전 장치용 가스터빈에 공급하는 제3 공급 라인; 을 포함하는 증발가스 처리장치가 제공된다.

상기 증발가스 압축기(3)의 용량은 액화 장치용 가스 터빈에서 필요로 하는 증발가스 양과 발전 장치용 가스 터빈에서 필요로 하는 증발가스의 양을 모두 처리할 수 있는 용량임이 바람직하다.

만약 액화 장치용 가스 터빈이 작동할 필요가 없고 발전 장치용 가스 터빈만 작동하는 경우에는 FG 압축기(5)를 사용하여 증발가스를 공급할 수 있다.

상기 액화 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 연료가스 압력이 상기 발전 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 연료가스 압력보다 높은 경우, 상기 제2 공급라인에는 이송되는 증발가스의 압력을 감소시킬 수 있는 압력 감소 밸브가 설치되는 것이 바람직하다.

상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스에는, 자연 증발가스(액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크에서 자연적으로 발생한 BOG + 액화 장치 및 NGL 칼럼에서 발생하는 플래시 가스)와 상기 해상 구조물 내에 설치된 저장탱크로부터 셔틀 LNG 운반선 내에 설치된 저장탱크에 LNG를 하역할 때 발생하는 Returned 증발가스가 포함되는 것이 바람직하다.

상기 증발가스는, 상기 증발가스 압축기에서 압축되어 액화 장치용 가스 터빈으로 공급하고 일부는 발전 장치용 가스 터빈으로 공급되는 것이 바람직하다.

하역시 되돌아오는 증발가스를 포함하지 않는 자연 증발가스의 양은 액화 장치용 가스 터빈과 발전 장치용 가스 터빈에서 동시에 필요로 하는 가스의 양보다 적으므로, 하역시 되돌아오는 증발가스를 (액화하거나 Flare에서 태우는 등) 별도로 처리하지 않고 카고 탱크의 내부 압력을 증가시켜 보관함으로써 가스 터빈에서 필요로 하는 가스의 양만큼 공급해 줄 수 있게 된다. 일정 시간 후, 카고 탱크 내부의 압력이 떨어지고 상기 액화 장치용 가스터빈과 상기 발전 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 증발가스의 양이 상기 해상 구조물에서 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에는, 상기 해상 구조물에 설치되는 NGL 칼럼으로부터 부족한 양만큼의 천연가스를 공급받을 수 있는 것이 바람직하다.

부족한 양만큼의 천연가스는 상기 NGL 칼럼에 포함된 디메타나이저로부터 공급받으며, 상기 디메타나이저의 설계 압력은 상기 액화 장치용 가스터빈에서 요구하는 압력과 같거나 큰 것이 바람직하다.

상기 해상 구조물은 LNG FPSO인 것이 바람직하다.

본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 증발가스 처리장치로서,증발가스를 연료로서 사용하는 복수의 에너지 발생장치와; 상기 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 복수의 상기 에너지 발생장치에서 요구하는 압력으로 압축시키는 압축기와; 하역시 되돌아오는 증발가스를 별도로 처리하지 않고 내부 압력을 증가시킴으로써 모두 보관할 수 있는 카고 탱크와; 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 복수의 상기 에너지 발생장치까지 공급하기 위하여 상기 압축기로부터 분기하는 복수의 공급 라인; 을 포함하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치가 제공된다.

복수의 상기 에너지 발생장치 중 각각의 에너지 발생장치에서 요구하는 압력이 서로 상이한 경우, 상기 압축기는 각각의 상기 에너지 발생장치에서 요구하는 압력 중 가장 높은 압력으로 증발가스를 압축하는 것이 바람직하다.

본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 증발가스 처리방법으로서, 상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스를 BOG 압축기에 집중시켜 압축시킨 후, 압축된 증발가스를 연료로서 사용하는 복수의 가스터빈에 분기시켜 공급하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리방법이 제공된다.

상술한 바와 같은 본 발명에 의하면, 해상 구조물에서 발생되는 증발가스를 최소한의 압축기에 의해 압축시켜 처리함으로써 비용을 최소화할 수 있는 증발가스 처리장치 및 방법이 제공될 수 있다.

본 발명의 증발가스 처리장치에 의하면, 종래의 증발가스 처리장치에서는 필수적으로 설치되던 한 쌍의 베이퍼 압축기를 모두 삭제할 수 있는 동시에 한 쌍의 FG 압축기 중 한 대를 삭제할 수 있어, 초기 설치비용과 운용비용을 절감할 수 있게 된다.

도 1은 종래의 증발가스 처리방법을 설명하기 위한 도면,
도 2는 본 발명의 바람직한 실시형태에 따른 증발가스 처리장치의 개념도이다.

이하, 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시형태에 따른 BOG 처리장치 및 방법을 상세히 설명한다.

본 명세서에서 해상 구조물이란, LNG와 같이 극저온 상태로 적재되는 액체 화물을 저장하는 저장탱크를 가지면서 해상에서 부유된 채 사용되는 구조물과 선박을 모두 포함하는 개념으로, 예를 들어 LNG FPSO(Floating, Production, Storage and Offloading)나 LNG FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 해상 구조물뿐만 아니라 LNG RV(LNG Regasification Vessel)와 같은 선박을 모두 포함하는 것이다.

도 2에는 본 발명의 바람직한 실시형태에 따른 증발가스 처리장치의 개념도가 도시되어 있다.

도 2에 도시된 바와 같이, 본 발명의 BOG 처리장치는, 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스를 제1 공급 라인(L1)을 통하여 액화 장치용 가스터빈(4)에 공급할 수 있도록 압축시키는 BOG(Boil Off Gas) 압축기(3)와, 이 BOG 압축기(3)에서 압축된 가스를 발전 장치용 가스터빈으로 공급하는 제2 공급 라인(L2)과, 이 BOG 압축기(3)의 상류측에서 제1 공급 라인(L1)으로부터 분기되어 카고 탱크 내의 증발가스 또는 NGL 칼럼에서 나오는 증발가스를 발전 장치용 가스터빈(6)에 공급하는 제3 공급 라인(L3)을 포함한다.

해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스에는, 자연 증발가스(LNG 등의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크(1)에서 발생한 BOG + 액화 장치(9) 및 NGL 칼럼(10) 등에서 발생하는 플래시 가스(flash gas))와 LNG FPSO 등의 해상 구조물 내에 설치된 저장탱크(1)로부터 셔틀 LNG 운반선 내에 설치된 저장탱크(2)에 LNG를 하역할 때 발생하는 returned 증발가스가 포함될 수 있다.

본 발명에 따르면, 이들 증발가스는 모두 BOG 압축기(3)에 공급되며, 이 BOG 압축기(3)에서 압축된 후 액화 장치용 가스터빈(4)과 발전 장치용 가스터빈(6)에 공급된다.

통상 액화 장치용 가스터빈(4)에서 필요로 하는 연료가스 압력은 발전 장치용 가스터빈(6)에서 필요로 하는 연료가스 압력보다 높으므로, 제1 공급 라인(L1)에서 분기하여 발전 장치용 가스터빈(6)에 연료가스, 즉, 압축된 BOG를 공급하는 제2 공급라인(L2)에는 압력 감소 밸브(PRV; Pressure Reducing Valve)(13)가 설치되는 것이 바람직하다.

상기 증발가스 압축기(3)의 용량은 액화 장치용 가스 터빈에서 필요로 하는 증발가스 양과 발전 장치용 가스 터빈에서 필요로 하는 증발가스의 양을 모두 처리할 수 있는 용량이므로 평상시에는 FG 압축기(5)는 운전하지 않을 수 있다.

만약 액화 장치용 가스 터빈이 작동할 필요가 없고 발전 장치용 가스 터빈만 작동하는 경우에는 FG 압축기(5)를 사용하여 증발가스를 공급할 수 있다.

상기 증발가스는, 상기 증발가스 압축기(3)에서 압축되어 액화 장치용 가스 터빈으로 공급하고 일부는 발전 장치용 가스 터빈으로 공급되는 것이 바람직하다.

하역시 되돌아오는 증발가스를 포함하지 않는 자연 증발가스의 양은 액화 장치용 가스 터빈과 발전 장치용 가스 터빈에서 동시에 필요로 하는 가스의 양보다 작으므로, 하역시 되돌아오는 증발가스를 (액화하거나 Flare에서 태우는 등) 별도로 처리하지 않고 카고 탱크의 내부 압력을 증가시켜 보관함으로써 가스 터빈에서 필요로 하는 가스의 양만큼 공급해 줄 수 있게 된다. 일정 시간 후, 카고 탱크 내부의 압력이 떨어지고 상기 액화 장치용 가스터빈과 상기 발전 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 증발가스의 양이 상기 해상 구조물에서 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에는, 상기 해상 구조물에 설치되는 NGL 칼럼으로부터 부족한 양만큼의 천연가스를 공급받을 수 있는 것이 바람직하다.

상술한 BOG 압축기(3)는 한 쌍의 압축기로 이루어지며, 평상시에는 1대를 운용하고, 1대가 고장나거나 기타 필요한 경우 나머지 1대를 운용하고 있다.

본 발명에 따르면 상술한 바와 같이 평상시에는 FG 압축기(5)를 운전하지 않으므로, 종래와는 달리 FG 압축기(5)는 한 대만이 설치될 수 있다. 또한, LNG의 하역시 발생하는 증발가스를 BOG 압축기(3)에서 처리할 수 있으므로, 종래 하역시 발생하는 증발가스를 처리하기 위하여 설치되던 베이퍼 압축기가 본 발명에서는 불필요하게 된다.

이와 같이 본 발명의 증발가스 처리장치에 의하면, 종래의 증발가스 처리장치에서는 필수적으로 설치되던 한 쌍의 베이퍼 압축기를 모두 삭제할 수 있는 동시에 한 쌍의 FG 압축기 중 한 대를 삭제할 수 있어, 초기 설치비용과 운용비용을 절감할 수 있게 된다.

한편, 도면에 도시하지는 않았지만, 본 발명의 BOG 처리장치가 설치되는 LNG FPSO 등의 해상 구조물에는, 가스정 등으로부터 추출된 원료 천연가스로부터 수분, 이산화탄소, 황화합물 등을 제거하기 위한 장치, 천연가스의 발열량을 조절하기 위해 발열량이 높은 중탄화수소 성분을 적어도 부분적으로 분류하기 위한 NGL(Natural Gas Liquid) 분류 장치 등의 설비가 설치될 수 있다. NGL 분류 장치는 추출하고자 하는 가스의 성분에 따라 Demethanizer, Debutanizer, stabilizer 등의 칼럼(column)으로 구성될 수 있다. 다만, 본 발명에 따르면, NGL 분류 장치에서 사용되는 칼럼(특히 Demethanizer)은, 대략 20 내지 30 bar g의 설계 압력으로 운용되던 종래와는 달리, 액화 장치용 가스터빈(4)에서 필요로 하는 압력과 동일하거나 다소 높은 설계 압력으로 운용되는 것이 바람직하다.

이상과 같이 본 발명을, 예시된 도면을 참조하여 설명하였으나, 본 발명은 이상에서 설명된 실시예와 도면에 의해 한정되지 않으며, 특허청구범위 내에서 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자들에 의해 다양한 수정 및 변형이 이루어질 수 있음은 물론이다.

1 : 해상 구조물의 저장탱크, 2 : 셔틀 LNG선의 저장탱크, 3 : BOG 압축기, 4 : 액화 장치용 가스터빈, 5 : FG 압축기, 6 : 발전 장치용 가스터빈, 9 : 액화 장치, 10 : NGL 칼럼, 11 : 디메타나이저, 13 : 압력 감소 밸브, L1 : 제1 공급 라인, L2 : 제2 공급 라인, L3 : 제3 공급 라인

Claims (11)

1. 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 증발가스 처리장치로서,
   상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스를 액화 장치용 가스터빈에 공급하는 제1 공급 라인과;
   상기 제1 공급 라인에 설치되어 증발가스를 압축시키는 BOG 압축기와;
   상기 BOG 압축기의 하류측에서 상기 제1 공급 라인으로부터 분기되어, 상기 BOG 압축기에서 압축된 BOG를 발전 장치용 가스터빈에 공급하는 제2 공급 라인;
   을 포함하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.
2. 청구항 1에 있어서,
   화물 하역시 셔틀 탱크에서 되돌아오는 가스를 별도의 고압 압축기를 사용하여 처리하지 않고 카고 탱크 내부에 보관할 수 있도록 설계된 카고 탱크를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.
3. 청구항 1에 있어서,
   상기 액화 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 연료가스 압력이 상기 발전 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 연료가스 압력보다 높은 경우, 상기 제2 공급라인에는 이송되는 증발가스의 압력을 감소시킬 수 있는 압력 감소 밸브가 설치되는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.
4. 청구항 1에 있어서,
   상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스에는, 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크에서 자연적으로 발생한 BOG와, 압력 변경시 발생하는 플래시 가스와, 액화 장치 및 NGL 칼럼에서 발생하는 가스와, 상기 해상 구조물 내에 설치된 화물 저장탱크로부터 LNG 운반선 내에 설치된 저장탱크에 LNG를 하역할 때 발생하는 가스가 포함되는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.
5. 청구항 1에 있어서,
   상기 증발가스 중 일부는, 상기 제1 공급 라인에서 분기되는 제3 공급 라인을 통하여 우회되어 FG 압축기에서 압축된 후 상기 발전 장치용 가스터빈에 공급될 수 있는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.
6. 청구항 1에 있어서,
   상기 액화 장치용 가스터빈과 상기 발전 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 증발가스의 양이 상기 해상 구조물에서 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에는, 상기 해상 구조물에 설치되는 NGL 칼럼으로부터 부족한 양만큼의 천연가스를 공급받을 수 있는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.
7. 청구항 6에 있어서,
   부족한 양만큼의 천연가스는 상기 NGL 칼럼에 포함된 디메타나이저로부터 공급받으며, 상기 디메타나이저의 설계 압력은 상기 액화 장치용 가스터빈에서 요구하는 압력과 같거나 큰 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.
8. 청구항 1에 있어서,
   상기 해상 구조물은 LNG FPSO인 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.
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11. 삭제

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