KR101763707B1 - 재액화 시스템 - Google Patents

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Abstract

재액화 시스템을 개시한다. 본 발명의 실시 예에 따른 재액화 시스템은 에탄성분과 메탄성분을 포함하는 액화가스를 저장하는 저장탱크; 저장탱크로부터 액화가스 증발가스를 공급받고, 액화가스 증발가스로부터 에탄성분과 메탄성분을 분리시키는 여과기; 및 여과기를 거쳐 분리된 에탄성분을 재액화시키는 재액화부;를 포함한다.

Description

재액화 시스템{RELIQUEFACTION SYSTEM}
본 발명은 재액화 시스템에 관한 것이다.
셰일가스(Shale Gas) 및 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 ‘LNG’라 함) 등으로부터 추출된 에탄(Ethane)은 석유화학제품의 원료로 사용되며, 최근에는 그 경제성이 부각되고 있다. 1기압에서 에탄은 대략 ―88.6℃, LNG의 주요 구성 성분인 메탄은 대략 ―161.5℃의 끊는점을 갖는다. 이러한 에탄과 LNG는 액화된 상태로 선박에 의해 수송될 수 있다.
선박은 저장탱크로부터 공급받은 LNG 증발가스(BOG, Boil-Off Gas) 또는 LNG의 압력, 온도, 상태 등을 변환하여 엔진으로 공급하는 연료가스 공급시스템을 구비할 수 있다. 여기서, 선박은 둘 이상의 이종연료를 연료로서 사용하는 DFDE(Dual Fuel Disel Electric) 엔진과 같은 저압가스 분사엔진과 ME-GI 엔진(Man B&W 사의 Gas Injection 엔진)과 같은 고압가스 분사엔진 등을 포함할 수 있다. 예컨대, 한국공개특허 제10-2008-0103500호(2008. 11. 27. 공개)는 ME-GI 엔진과 같은 고압가스 분사엔진으로 연료를 공급할 수 있는 연료가스 공급시스템을 제시한 바 있다. 이 시스템은 LNG 연료탱크로부터 LNG를 빼내어 고압으로 압축한 후 이를 기화시켜서 고압가스 분사엔진으로 공급한다. 이외에도 저장탱크로부터 공급받은 LNG 증발가스를 다단의 압축기에서 공급조건에 맞도록 압축한 후 엔진으로 공급하거나 재액화하여 다시 저장하는 등의 다양한 연료가스 공급시스템이 공지된 바 있다.
그러나, 상술한 바와 같이 종래에는 LNG 증발가스를 엔진으로 공급하거나 재액화하여 저장하는 등에 대한 시스템 개발은 활발하게 이루어진 반면, 액화에탄을 저장 및 수송하는 선박에서 액화에탄 증발가스를 효과적으로 재액화할 수 있는 시스템은 미흡한 실정이다.
한국공개특허 제10-2008-0103500호(2008. 11. 27. 공개)
본 발명의 실시 예는 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 액화에탄 증발가스를 효과적으로 재액화시켜 재저장할 수 있는 재액화 시스템을 제공하고자 한다.
본 발명의 일 측면에 따르면, 에탄성분과 메탄성분을 포함하는 액화가스를 저장하는 저장탱크; 상기 저장탱크로부터 액화가스 증발가스를 공급받고, 상기 액화가스 증발가스로부터 에탄성분과 메탄성분을 분리시키는 여과기; 및 상기 여과기를 거쳐 분리된 에탄성분을 재액화시키는 재액화부;를 포함하는 재액화 시스템 이 제공될 수 있다.
상기 여과기는 분자크기에 따라 상기 저장탱크로부터 공급된 액화가스 증발가스로부터 에탄성분과 메탄성분을 분리시키는 멤브레인(Membrane)을 포함할 수 있다.
상기 저장탱크로부터 공급받은 액화가스 증발가스를 압축시키는 압축기와, 상기 압축된 액화가스 증발가스를 냉각시켜 상기 여과기로 공급하는 냉각기를 더 포함할 수 있다.
상기 재액화부는 상기 여과기를 거쳐 분리된 에탄성분과 냉매 간 열교환이 수행되도록 하는 제1열교환부와, 상기 제1열교환부를 거친 냉매를 감압 팽창시키는 제1팽창장치와, 상기 제1열교환부를 거친 에탄성분과 상기 제1팽창장치를 거친 냉매 간 열교환이 수행되도록 하는 제2열교환부를 포함할 수 있다.
상기 저장탱크에 저장된 액화가스는 액화천연가스 또는 액화에탄을 포함할 수 있다.
본 발명의 다른 측면에 따르면, 제1액화가스를 저장하는 제1저장탱크; 상기 제1액화가스보다 액화점이 낮은 제2액화가스를 저장하는 제2저장탱크; 상기 제1저장탱크로부터 제1액화가스 증발가스를 공급받고, 상기 제1액화가스 증발가스로부터 에탄성분과 메탄성분을 분리시키는 여과기; 상기 여과기를 거쳐 분리된 에탄성분과 상기 제2저장탱크로부터 공급된 제2액화가스, 제2액화가스 증발가스 또는 이들의 혼합물 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부; 및 상기 열교환부를 거쳐 분리된 에탄성분을 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시키는 세퍼레이터;를 포함하는 재액화 시스템이 제공될 수 있다.
상기 제2저장탱크는 복수 개가 병렬로 배치되어 메인저장탱크로부터 제2액화가스를 공급받고, 상기 메인저장탱크에 비해 볼륨은 작고 압력은 더 크게 마련될 수 있다.
상기 제2저장탱크로부터 공급된 유체가 상기 열교환부를 거치도록 마련된 제1라인과, 상기 여과기를 거쳐 분리된 메탄성분이 상기 열교환부를 거친 상기 유체와 혼합되어 수요처로 공급되도록 상기 제1라인과 연결된 제2라인을 더 포함할 수 있다.
상기 제1액화가스는 액화에탄이고, 상기 제2액화가스는 액화천연가스일 수 있다.
본 발명의 실시 예에 따른 재액화 시스템은 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 액화에탄 증발가스를 효과적으로 재액화시켜 재저장할 수 있다.
또, 액화에탄에 포함된 에탄성분으로부터 메탄성분을 분리시켜 에탄성분만을 재액화시켜 재저장함으로써, 기화점이 낮은 메탄성분으로 인해 재액화 장비의 가동률이 높아 에너지 소모가 많았던 문제점을 해소시킬 수 있다.
본 발명의 효과들은 이상에서 언급한 효과들로 제한되지 않으며, 언급되지 않은 또 다른 효과들은 청구범위의 기재로부터 당업자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.
도 1은 본 발명의 일 실시 예에 따른 재액화 시스템을 나타낸다.
도 2는 도 1에 도시된 재액화 시스템에 포함된 재액화부의 구성 예를 도시한 것이다.
도 3은 본 발명의 다른 실시 예에 따른 재액화 시스템을 나타낸다.
이하에서는 본 발명의 실시 예들을 첨부 도면을 참조하여 상세히 설명한다. 이하에 소개되는 실시 예들은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 본 발명의 사상이 충분히 전달될 수 있도록 하기 위해 예로서 제공되는 것이다. 본 발명은 이하 설명되는 실시 예들에 한정되지 않고 다른 형태로 구체화될 수도 있다. 본 발명을 명확하게 설명하기 위하여 설명과 관계없는 부분은 도면에서 생략하였으며 도면들에 있어서, 구성요소의 폭, 길이, 두께 등은 편의를 위하여 과장되어 표현될 수 있다. 명세서 전체에 걸쳐서 동일한 참조번호들은 동일한 구성요소들을 나타낸다.
도 1을 참조하면, 본 발명의 일 실시 예에 따른 재액화 시스템(1)은 에탄성분과 메탄성분을 포함하는 액화가스를 저장하는 저장탱크(110), 저장탱크(110)로부터 액화가스 증발가스를 공급받고, 액화가스 증발가스로부터 에탄성분과 메탄성분을 분리시키는 여과기(200) 및 여과기(200)를 거쳐 분리된 에탄성분을 재액화시키는 재액화부(210)를 포함한다. 이하, 본 발명의 실시 예에서는 액화가스로서 액화에탄을 예로 들어서 설명하지만 이에 한정되는 것은 아니다. 즉, 액화에탄 대신 에탄성분과 메탄성분을 포함하는 모든 액화가스가 적용될 수 있다. 예컨대, 메탄, 에탄, 프로판, 부탄 등과 같은 성분을 포함하는 액화천연가스가 액화에탄 대신 적용될 수도 있다.
재액화 시스템(1)은 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 액화에탄 증발가스를 효과적으로 재액화시킬 수 있다. 재액화 시스템(1)은 액화에탄을 수송하는 선박에 설치될 수 있다. 또, 재액화 시스템(1)은 각종 액화연료 운반선, 액화연료 RV(Regasification Vessel), 컨테이너선, 일반상선, LNG FPSO(Floating, Production, Storage and Off-loading), LNG FSRU(Floating Storage and Regasification Unit) 등을 포함하는 선박에 적용될 수 있다.
저장탱크(110)는 예컨대 멤브레인형 탱크, SPB형 탱크를 포함할 수 있다. 저장탱크(110)로부터 증발가스 공급라인(L11)을 통해 공급된 액화에탄 증발가스는 여과기(200) 전단에 마련된 압축기(201)와 냉각기(202)를 거친다. 저장탱크(110)가 상압(1.06 bar)인 경우, 여과기(200)를 거치기 위해 상압보다 낮은 진공상태가 필요하다. 압축기(201)가 액화에탄 증발가스의 압력을 높여 냉각기(202)로 보내면, 냉각기(202)는 압력 상승에 의해 온도가 높아진 액화에탄 증발가스의 온도를 설정 온도에 맞게 조절한다. 이후, 여과기(200)를 거친 유체의 압력은 상압에 가까운 상태가 된다.
여과기(200)는 분자크기에 따라 저장탱크(110)로부터 공급된 액화에탄 증발가스로부터 메탄성분을 분리시키며, 예컨대 멤브레인(Membrane)과 같은 장치를 포함할 수 있다. 에탄의 분자크기는 메탄의 분자크기에 비해 크다. 따라서, 메탄성분은 여과기(200)의 여과수단(예컨대 여과지, 여과망)를 통과하여 수요처라인(L12)을 통해 소요처(150)로 보내지고, 여과수단을 통과하지 못한 에탄성분은 재액화부(210)을 거쳐 저장탱크(110)에 재저장될 수 있다. 에탄성분에는 주성분인 에탄외에 프로판, 부탄이 포함될 수 있고, 메탄성분에는 주성분인 메탄외에 질소가 포함될 수 있다.
여기서, 소요처(150)는 저압, 중압 또는 고압가스 분사엔진, 보일러, 터빈 등을 포함할 수 있다. 저압가스 분사엔진은 대략 5 내지 7bar 정도의 연료가스를 이용하는 것으로 DFDE 엔진과 같은 발전용 엔진을 포함한다. 저압가스 분사엔진은 천연가스뿐 아니라 중유(HFO, Heavy Fuel Oil) 등을 연료로 이용할 수 있는 이중연료엔진일 수 있다. 중압가스 분사엔진은 대략 16 내지 45bar 정도의 연료가스를 이용한다. 고압가스 분사엔진은 대략 150 내지 300bar 정도의 연료가스를 이용하는 것으로 ME-GI 엔진을 포함한다.
도 2를 참조하면, 상술한 재액화부(210)는 제1열교환부(21), 제1팽창장치(22), 제2열교환부(23) 및 냉매순환라인(20a)을 포함한다.
제1열교환부(21)는 여과기(200)를 거쳐 분리된 에탄성분과 냉매 간 열교환이 수행되도록 한다. 여과기(200)를 거쳐 분리된 메탄성분은 상술한 바와 같이 수요처(150) 쪽으로 공급될 수 있다. 냉매로는 질소, 프로판, 프로필렌, 암모니아, 부탄, 부타디엔 또는 이들의 혼합물이 사용될 수 있다. 여과기(200)를 거쳐 분리된 에탄성분을 구성하고 있는 요소는 주성분인 에탄과 메탄보다 분자크기가 큰 소량의 프로판, 부탄 등을 포함할 수 있다. 제1열교환부(21)를 거친 에탄성분은 후술할 제2압축기(31)와 제2냉각기(32)를 거친 후 제2열교환부(23)로 보내질 수 있다.
제1팽창장치(22)는 제1열교환부(21)를 거친 냉매를 감압 팽창시킨다. 제1팽창장치(22)는 예컨대 줄-톰슨(Joule Thomson) 밸브를 포함할 수 있다.
제2열교환부(23)는 제1열교환부(21), 제2압축기(31), 제2냉각기(32)를 거친 에탄성분과 제1팽창장치(22)를 거친 냉매 간 열교환이 수행되도록 한다.
냉매순환라인(20a)은 제1열교환부(21), 제1팽창장치(22) 및 제2열교환부(23)를 거쳐 냉매가 순환되도록 한다. 여기서, 냉매 순환을 위한 펌프(P1)와, 제2열교환부(23)를 거친 냉매를 액체성분과 기체성분으로 분리시키는 세퍼레이터(24)와, 세퍼레이터(24)에 의해 분리된 기체성분의 냉매를 압축하는 제1압축기(25)와, 제1압축기(25)에 의해 압축된 냉매를 냉각시켜 제1열교환기로 보내는 제1냉각기(26)가 냉매순환라인(20a)에 설치될 수 있다.
여과기(200), 제1열교환부(21) 및 제2열교환부(23)를 거치도록 마련된 증발가스 공급라인(L11)에는 제1열교환부(21)를 거친 에탄성분을 압축하는 제2압축기(31)와, 제2압축기(31)에 의해 압축된 에탄성분을 냉각시켜 제2열교환부(23)로 보내는 제2냉각기(32)와, 제2열교환부(23)를 거친 에탄성분을 감압 팽창시키는 제2팽창장치(33)가 설치될 수 있다. 제2냉각기(32)는 예컨대, 글리콜 워터(Glycol Water), 해수 등을 이용하여 에탄성분을 냉각시킬 수 있다.
이와 같이, 액화에탄에 포함된 에탄성분으로부터 메탄성분을 분리시켜 에탄성분만을 재액화시켜 재저장함으로써, 기화점이 낮은 메탄성분으로 인해 재액화 장비의 가동률이 높아 에너지 소모가 많았던 문제점을 해소시킬 수 있다.
도 3을 참조하면, 본 발명의 다른 실시 예에 따른 재액화 시스템(1)은 액화에탄을 저장하는 제1저장탱크(110), LNG를 저장하는 제2저장탱크(120), 제1저장탱크(110)로부터 액화에탄 증발가스를 공급받고, 액화에탄 증발가스로부터 에탄성분과 메탄성분을 분리시키는 여과기(200), 여과기(200)를 거쳐 분리된 에탄성분과 제2저장탱크(120)로부터 공급된 LNG, LNG 증발가스 또는 이들의 혼합물 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부(130), 열교환부(130)를 거쳐 분리된 에탄성분을 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시키는 세퍼레이터(140), 제1저장탱크(110)로부터 액화에탄 증발가스를 공급하는 에탄가스공급라인(L1), 및 세퍼레이터(140)에 저장된 액체성분이 제1저장탱크(110)에 재저장되도록 하는 에탄회수라인(L2)을 포함한다. 이하, 도 1과 도 2에서 설명된 내용은 되도록 생략한다. 본 발명의 다른 실시 예에서는 액화에탄과 LNG를 예로들어 설명하지만, 액화에탄 대신 에탄성분과 메탄성분을 포함하는 모든 액화가스가 적용 가능하다.
제1저장탱크(110)는 복수 개로 마련되어 액화에탄을 저장할 수 있으며, 에탄가스공급라인(L1)을 통해 압축기(201)와 냉각기(202)를 통해 여과기(200) 쪽으로 액화에탄 증발가스를 공급한다. 제1저장탱크(110)는 멤브레인형 탱크, SPB형 탱크를 포함할 수 있다.
여과기(200)는 액화가스 증발가스로부터 에탄성분과 메탄성분을 분리시킨다. 이때, 에탄성분은 에탄가스공급라인(L1)을 통해 열교환부(130)로 전달되고, 메탄성분은 수요처라인(L12)을 통해 수요처(150) 쪽으로 공급된다. 수요처라인(L12)이 후술할 LNG 공급라인(L3)과 연결되어, 메탄성분이 열교환부(130)를 거친 LNG와 혼합되어 수요처(150)로 공급될 수 있다. 이때, 혼합된 메탄성분과 LNG의 압력, 온도, 상태 등이 처리 수단에 의해 수요처(150)의 특징에 맞게 적절하게 처리된 후 해당 수요처(150)로 공급될 수 있다.
제2저장탱크(120)는 LNG를 저장하며, 엔진 등을 포함하는 수요처(150)가 요구하는 압력 수준으로 압력이 상승될 수 있다. 이를 위해, 제2저장탱크(120)에 저장된 LNG를 열에 의해 가열시키거나 대기 또는 열전달매체와 열교환시켜 제2저장탱크(120)의 압력을 설정된 압력으로 상승시키는 압력조절부(127)가 마련될 수 있다.
이러한 제2저장탱크(120)는 국제해사기구(IMO, International Maritime Organization)의 압력식 C타입 탱크를 포함할 수 있다. 그러나, 반드시 이에 한정되는 것은 아니며, 다양한 종류의 압력식 탱크를 포함할 수 있다. 제2저장탱크(120)가 압력식 C타입 탱크로 제작된 경우, LNG 증발가스 처리를 수행하지 않고도 상당 시간 LNG 증발가스를 홀딩할 수 있다. 또, 제2저장탱크(120)의 LNG 증발가스 홀딩 시간을 선박의 벙커링 주기보다 크게 유지할 수 있고, 제2저장탱크(120)의 LNG 증발가스를 처리하지 않고 장시간 운항할 수 있어 LNG 증발가스 액화를 위한 장치 및 운영비 등을 절감할 수 있다.
제2저장탱크(120)는 복수 개가 병렬로 배치될 수 있으며, 메인저장탱크(119)로부터 LNG를 공급받을 수 있다. 메인저장탱크(119)는 제2저장탱크(120)보다 상류에 배치되어, 압력(수두압) 차에 의해 LNG를 제2저장탱크(120)로 각각 공급할 수 있다. 여기서, 각각의 제2저장탱크(120)는 메인저장탱크(119)에 비해 볼륨은 작고 압력은 더 크게 마련될 수 있다. 설명의 편의상 한 쌍의 제2저장탱크(120)가 병렬로 배치된 것을 예로 들어 설명하지만, 그 이상의 개수로 배치될 수 있다.
메인저장탱크(119)와 연결된 한 쌍의 제2저장탱크(120)를 배치시킴으로써, LNG 벙커링 시, 메인저장탱크(119)의 내부 압력을 낮게 유지시킬 수 있다. 구체적으로 메인저장탱크(119)의 내부 압력이 메인저장탱크(119)의 실제 설계된 압력에 비해 낮게 유지되면, 메인저장탱크(119)이 LNG 증발가스에 의해 미리 설계된 압력까지 내부 압력이 증가할 때 별도의 LNG 증발가스 처리장치가 필요하지 않게 되어 비용 절감 및 운용의 효율을 높일 수 있다.
벙커링 시 메인저장탱크(119)의 내부 압력이 낮게 유지되어 메인저장탱크(119)의 실제 설계된 압력과의 차이가 커지면 곧바로 LNG 증발가스를 처리를 하지 않아도 되므로, LNG 증발가스를 홀딩하는 시간이 길어진다.
또, 메인저장탱크(119)의 내부 압력이 증가한다고 하더라도 제2저장탱크(120)로의 LNG 공급을 통해 지속적으로 메인저장탱크(119)의 압력이 하락할 여지가 있으므로, 최적화된 설계를 통해서 벙커링 주기 동안 메인저장탱크(119)의 LNG 증발가스를 처리하지 않고도 안정적인 운항을 할 수 있게 된다. 예컨대, 메인저장탱크(119)의 내부 압력은 대략 0 ~ 5bar 정도일 수 있고, 벙커링 직후에는 0bar에 가까운 값을 가질 수 있다.
소요처(150)의 엔진이 중압가스 분사엔진을 포함하는 경우, 각각의 제2저장탱크(120)의 내부 압력은 중압가스 분사엔진의 연료가스 공급압력 조건인 대략 16 내지 45bar 정도를 유지할 수 있다.
두 제2저장탱크(120)는 둘 중 어느 하나가 설정된 압력에 도달하여 LNG를 배출시키면, 나머지 하나는 메인저장탱크(119)로부터 LNG를 공급받도록 교대로 운용될 수 있다. 제2저장탱크(120)에 설정된 압력은 소요처(150) 엔진의 연료가스 공급조건에 따라 결정될 수 있다. 이때, 제2저장탱크(120)의 유로에 설치된 각 밸브(V1,V3,V5,V6)는 LNG 배출 및 공급을 위해 제어부(미도시)에 의해 개폐된다.
또, 각각의 제2저장탱크(120)의 압력 및 유량 측정을 위한 센서(미도시)가 마련될 수 있으며, 제어부(미도시)는 센서에 의해 측정된 값을 기초로 밸브(V1~V6)의 개폐 동작을 제어할 수 있다. 예컨대 제2저장탱크(120) 중 어느 하나의 내부 압력이 설정값을 초과하여 이를 해소시킬 필요가 있는 경우, 해당 제2저장탱크(120)의 밸브(V1 또는 V4)를 열어 LNG 증발가스를 공급라인(L3b 또는 L3d)을 통해 공급할 수 있다. 여기서, LNG 공급라인(L3)은 각 제2저장탱크(120)의 밸브(V1~V4)가 설치된 공급라인(L3a~L3d)과 연결된다.
열교환부(130)는 여과기(200)를 거쳐 분리된 에탄성분과 제2저장탱크(120)로부터 공급된 유체(LNG, LNG 증발가스 또는 이들의 혼합물) 간 열교환이 수행되도록 한다. 이러한 열교환부(130)를 통해 에탄성분의 재액화가 이루어져 기체와 액체 상태로 변환될 수 있다.
세퍼레이터(140)는 열교환부(130)를 거친 에탄성분을 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시킨다.
이후, 세퍼레이터(140)에 저장된 액체성분은 에탄회수라인(L2)을 통해 제1저장탱크(110)에 재저장된다.
또한, 여과기(200)를 거쳐 분리된 메탄성분은 열교환부(130)를 거친 제2저장탱크(120)로부터 공급된 유체와 혼합되어 수요처(150)로 공급될 수 있다. 이와 같이, 액화에탄을 운반하는 과정에서 발생하는 액화에탄 증발가스에서 에탄성분을 분리시키고, 분리된 에탄성분을 LNG를 저장하는 제2저장탱크(120)로부터 공급된 유체 와의 열교환 매체로 활용하고, 열교환이 이루어진 해당 유체를 수요처(150)의 엔진 특성에 맞게 처리하여 수요처(150)의 엔진 연료가스로 공급할 수 있다.
이상에서는 특정의 실시 예에 대하여 도시하고 설명하였다. 그러나, 본 발명은 상기한 실시 예에만 한정되지 않으며, 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 이하의 청구범위에 기재된 발명의 기술적 사상의 요지를 벗어남이 없이 얼마든지 다양하게 변경 실시할 수 있을 것이다.
21: 제1열교환부 22: 제1팽창장치
23: 제2열교환부 24: 세퍼레이터
25: 제1압축기 26: 제1냉각기
31: 제2압축기 32: 제2냉각기
33: 제2팽창장치 110: 저장탱크
120: 제2저장탱크 127: 압력조절부
130: 열교환부 140: 세퍼레이터
200: 여과기 210: 재액화부

Claims (9)

  1. 삭제
  2. 삭제
  3. 삭제
  4. 에탄성분과 메탄성분을 포함하는 액화가스를 저장하는 저장탱크;
    상기 저장탱크로부터 액화가스 증발가스를 공급받고, 상기 액화가스 증발가스로부터 에탄성분과 메탄성분을 분리시키는 여과기; 및
    상기 여과기를 거쳐 분리된 에탄성분을 재액화시키는 재액화부;를 포함하되,
    상기 재액화부는 상기 여과기를 거쳐 분리된 에탄성분과 냉매 간 열교환이 수행되도록 하는 제1열교환부와,
    상기 제1열교환부를 거친 냉매를 감압 팽창시키는 제1팽창장치와,
    상기 제1열교환부를 거친 에탄성분과 상기 제1팽창장치를 거친 냉매 간 열교환이 수행되도록 하는 제2열교환부를 포함하는 재액화 시스템.
  5. 제4항에 있어서,
    상기 저장탱크에 저장된 액화가스는 액화천연가스 또는 액화에탄을 포함하는 재액화 시스템.
  6. 제1액화가스를 저장하는 제1저장탱크;
    상기 제1액화가스보다 액화점이 낮은 제2액화가스를 저장하는 제2저장탱크;
    상기 제1저장탱크로부터 제1액화가스 증발가스를 공급받고, 상기 제1액화가스 증발가스로부터 에탄성분과 메탄성분을 분리시키는 여과기;
    상기 여과기를 거쳐 분리된 에탄성분과 상기 제2저장탱크로부터 공급된 제2액화가스, 제2액화가스 증발가스 또는 이들의 혼합물 간 열교환이 수행되도록 하는 열교환부; 및
    상기 열교환부를 거쳐 분리된 에탄성분을 공급받아 액체성분과 기체성분으로 분리시키는 세퍼레이터;를 포함하는 재액화 시스템.
  7. 제6항에 있어서,
    상기 제2저장탱크는 복수 개가 병렬로 배치되어 메인저장탱크로부터 제2액화가스를 공급받고, 상기 메인저장탱크에 비해 볼륨은 작고 압력은 더 크게 마련된 재액화 시스템.
  8. 제6항에 있어서,
    상기 제2저장탱크로부터 공급된 유체가 상기 열교환부를 거치도록 마련된 제1라인과,
    상기 여과기를 거쳐 분리된 메탄성분이 상기 열교환부를 거친 상기 유체와 혼합되어 수요처로 공급되도록 상기 제1라인과 연결된 제2라인을 더 포함하는 재액화 시스템.
  9. 제6항 내지 제8항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제1액화가스는 액화에탄이고, 상기 제2액화가스는 액화천연가스인 재액화 시스템.
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