KR102162160B1

KR102162160B1 - gas treatment system and offshore plant having the same

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Publication number: KR102162160B1
Application number: KR1020180056152A
Authority: KR
Inventors: 김찬년; 배창욱; 박진상; 황희원
Original assignee: 현대중공업 주식회사
Priority date: 2018-05-16
Filing date: 2018-05-16
Publication date: 2020-10-06
Also published as: KR20190131370A

Abstract

본 발명은 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물에 관한 것으로서, 연안에 인접한 해양 구조물에 마련되어 육상으로부터 가스를 공급받아 처리하는 시스템으로서, 가스에서 불순물을 제거하고 건조시키는 전처리부; 불순물이 제거된 가스에서 NGL를 분리하는 NGL 처리부; NGL이 분리된 가스를 액화하는 액화부; 가스에 포함된 컨덴세이트를 처리하는 컨덴세이트 처리부; 가스에 포함된 슬롭을 처리하는 슬롭 처리부; 및 가스를 수요처로 공급하는 연료 공급부를 포함하며, 상기 컨덴세이트 처리부는, 상기 전처리부에서 분리되는 불순물을 밀도차를 이용하여 슬롭과 컨덴세이트로 분리한 뒤 분리된 컨덴세이트를 추가 분리없이 저장하는 것을 특징으로 한다.The present invention relates to a gas treatment system and an offshore structure including the same, comprising: a pretreatment unit for removing impurities from the gas and drying the gas; An NGL processing unit for separating NGL from the gas from which impurities have been removed; A liquefaction unit for liquefying the gas from which the NGL is separated; A condensate processing unit that processes condensate contained in the gas; A slop processing unit processing slops included in the gas; And a fuel supply unit for supplying gas to a consumer, wherein the condensate processing unit separates impurities separated in the pretreatment unit into slops and condensate using a density difference, and then stores the separated condensate without additional separation. It features.

Description

Gas treatment system and offshore plant having the same

본 발명은 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물에 관한 것이다.The present invention relates to a gas treatment system and an offshore structure including the same.

최근 환경 규제 등이 강화됨에 따라, 각종 연료 중에서 친환경 연료에 가까운 천연가스(Natural Gas)의 사용이 증대되고 있다. 천연가스는 내륙 또는 해양의 지층에 위치한 가스정(well)으로부터 기체 상태로 추출될 수 있으며, 추출된 천연가스는 수은 제거나 건조, NGL 제거 등과 같은 전처리를 거친 뒤, 보관 및 운송을 위하여 액화 공정을 통해 액화될 수 있다.Recently, as environmental regulations and the like are strengthened, the use of natural gas close to environment-friendly fuels among various fuels is increasing. Natural gas can be extracted in a gaseous form from a well located in the inland or ocean strata, and the extracted natural gas undergoes pretreatment such as mercury removal, drying, and NGL removal, and then a liquefaction process for storage and transportation. It can be liquefied through.

천연가스는 냉매와 열교환하면서 비등점(일례로 1기압 하에서 -162℃도) 이하로 냉각되어 액체 상태로 변화할 수 있으며, 액체 상태가 될 경우 기체 상태 대비 부피가 600분의 1로 축소되므로 저장 및 운반 효율이 증대될 수 있다.Natural gas can change into a liquid state by being cooled to a boiling point below the boiling point (for example, -162°C under 1 atmosphere) while exchanging heat with the refrigerant. When it becomes a liquid state, the volume is reduced to one 600th of the gas state, so it is stored and Transport efficiency can be increased.

위와 같은 액화 공정은 육상의 플랜트나 해상의 FLNG 등에서 이루어질 수 있으며, 액화된 천연가스는 LNG 저장탱크 내에 저장되었다가 소비처로 공급될 수 있다.The liquefaction process as described above can be carried out in an onshore plant or an offshore FLNG, and the liquefied natural gas can be stored in an LNG storage tank and then supplied to consumers.

일례로 천연가스는 LNG 저장탱크에서 육상의 도시가스시설이나 발전시설 등으로 공급될 수 있고, 또는 LNG 운반선의 카고탱크로 전달되고 LNG 운반선에 의하여 원하는 지역으로 운송될 수 있다.For example, natural gas may be supplied from an LNG storage tank to an onshore city gas facility or power generation facility, or may be delivered to a cargo tank of an LNG carrier and transported to a desired area by an LNG carrier.

이때 천연가스는 LNG 저장탱크나 카고탱크에서 배출된 후 기화되어 소비될 수 있으며, 기화 설비는 육상플랜트나 FLNG 등에 구비되거나 또는 천연가스를 소비하는 시설에 구비되어 있을 수 있다.At this time, natural gas may be evaporated and consumed after being discharged from an LNG storage tank or cargo tank, and a vaporization facility may be provided in an onshore plant or FLNG, or a facility that consumes natural gas.

이와 같이 천연가스는 가스정에서 추출된 후 전처리, 액화 공정, 저장, 운반, 기화 공정 등을 차례로 거치면서 소비되는데, 가스의 생산, 처리 및 공급 등의 안정성 보장과 효율 개선 등을 위하여 다양한 연구 및 개발이 지속적으로 이루어지고 있다.In this way, natural gas is extracted from the gas well and consumed through the pretreatment, liquefaction process, storage, transportation, and vaporization processes in sequence. Various research and development to ensure the stability and improve efficiency of gas production, treatment and supply. This is constantly being done.

본 발명은 상기와 같은 종래기술의 문제점을 해결하고자 창출된 것으로서, 본 발명의 목적은, 육상에 인접한 연안에서 천연가스를 효율적으로 처리할 수 있도록 하는 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물을 제공하기 위한 것이다.The present invention was created to solve the problems of the prior art as described above, and an object of the present invention is to provide a gas treatment system and an offshore structure including the same to efficiently treat natural gas on the coast adjacent to the land. For.

본 발명의 일 측면에 따른 가스 처리 시스템은, 연안에 인접한 해양 구조물에 마련되어 육상으로부터 가스를 공급받아 처리하는 시스템으로서, 가스에서 불순물을 제거하고 건조시키는 전처리부; 불순물이 제거된 가스에서 NGL를 분리하는 NGL 처리부; NGL이 분리된 가스를 액화하는 액화부; 가스에 포함된 컨덴세이트를 처리하는 컨덴세이트 처리부; 가스에 포함된 슬롭을 처리하는 슬롭 처리부; 및 가스를 수요처로 공급하는 연료 공급부를 포함하며, 상기 컨덴세이트 처리부는, 상기 전처리부에서 분리되는 불순물을 밀도차를 이용하여 슬롭과 컨덴세이트로 분리한 뒤 분리된 컨덴세이트를 추가 분리없이 저장하는 것을 특징으로 한다.A gas treatment system according to an aspect of the present invention is a system that is provided in an offshore structure adjacent to a coast to receive and process gas from land, comprising: a pretreatment unit for removing and drying impurities from gas; An NGL processing unit for separating NGL from the gas from which impurities have been removed; A liquefaction unit for liquefying the gas from which the NGL is separated; A condensate processing unit that processes condensate contained in the gas; A slop processing unit processing slops included in the gas; And a fuel supply unit for supplying gas to a consumer, wherein the condensate processing unit separates impurities separated in the pretreatment unit into slops and condensate using a density difference, and then stores the separated condensate without additional separation. It features.

구체적으로, 상기 컨덴세이트 처리부는, 격벽을 이용하여 불순물을 슬롭과 컨덴세이트로 분리하는 서지베슬; 및 상기 서지베슬에서 분리된 컨덴세이트를 저장하는 컨덴세이트 탱크를 포함할 수 있다.Specifically, the condensate processing unit may include: a surge vessel for separating impurities into a slop and a condensate using a partition wall; And a condensate tank for storing the condensate separated from the surge vessel.

구체적으로, 상기 서지베슬은, 상기 격벽을 기준으로 상기 불순물이 유입되는 일측은 상기 슬롭 처리부로 연결되고, 타측은 상기 컨덴세이트 탱크로 연결되며, 밀도가 큰 슬롭은 상기 슬롭 처리부로 전달하고 밀도가 작아 상기 격벽을 넘어간 컨덴세이트는 상기 컨덴세이트 탱크로 전달할 수 있다.Specifically, in the surge vessel, one side into which the impurities are introduced is connected to the slop treatment unit, and the other side is connected to the condensate tank, and the slop having a high density is transferred to the slop treatment unit and has a density. The condensate that is small and crosses the barrier can be transferred to the condensate tank.

구체적으로, 상기 서지베슬은, 슬롭이 상기 격벽을 넘지 않도록 슬롭과 컨덴세이트의 전달량을 조절하여 슬롭과 컨덴세이트의 경계면을 상기 격벽보다 낮게 유지할 수 있다.Specifically, the surge vessel may maintain an interface between the slop and the condensate lower than the barrier by controlling the amount of transfer of the slop and the condensate so that the slop does not exceed the barrier.

구체적으로, 상기 서지베슬은, 상기 격벽의 일측에 불순물 외에도 상기 육상 또는 상기 액화부에서의 불순물이 유입되며, 내부 압력을 낮춰서 불순물에서 탄화수소를 증발시킬 수 있다.Specifically, the surge vessel may introduce impurities from the land or the liquefied portion in addition to impurities to one side of the partition wall, and reduce the internal pressure to evaporate hydrocarbons from the impurities.

구체적으로, 상기 서지베슬은, 불순물에서 증발한 탄화수소를 상기 전처리부로 리턴시킬 수 있다.Specifically, the surge vessel may return hydrocarbons evaporated from impurities to the pretreatment unit.

구체적으로, 상기 전처리부는, 가스에서 수은을 제거하는 수은제거기; 불순물을 씻어내는 프리워시기; 가스를 아민과 접촉시켜 산성물질을 제거하는 아민접촉기; 및 산성물질이 제거된 가스를 건조하는 건조기를 포함하며, 상기 서지베슬은, 증발기체를 상기 수은제거기의 상류에 리턴시킬 수 있다.Specifically, the pretreatment unit, a mercury remover for removing mercury from the gas; Pre-wash to wash away impurities; An amine contactor for removing acidic substances by contacting the gas with the amine; And a dryer for drying the gas from which the acidic substance has been removed, and the surge vessel may return an evaporation gas upstream of the mercury remover.

본 발명의 일 측면에 따른 해양 구조물은, 상기 가스 처리 시스템을 갖는 것을 특징으로 한다.An offshore structure according to an aspect of the present invention is characterized by having the gas treatment system.

본 발명에 따른 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물은, 연안에서 천연가스를 처리함으로써 시스템을 간소화 및 규격화시켜서, 제조/설계 등의 효율성을 극대화할 수 있다.The gas treatment system and the offshore structure including the same according to the present invention can maximize the efficiency of manufacturing/design, etc. by simplifying and standardizing the system by treating natural gas offshore.

도 1은 본 발명에 따른 가스 처리 시스템을 갖는 해양 구조물의 측면도이다.
도 2는 본 발명에 따른 가스 처리 시스템을 갖는 해양 구조물의 정단면도이다.
도 3은 본 발명에 따른 가스 처리 시스템을 갖는 해양 구조물의 사용 상태도이다.
도 4는 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 5는 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 6은 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 7은 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 8은 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 9는 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 10은 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 11은 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 12는 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 13은 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 14는 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 15는 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 16은 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 17은 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 18은 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.
도 19는 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.1 is a side view of an offshore structure having a gas treatment system according to the present invention.
2 is a front cross-sectional view of an offshore structure having a gas treatment system according to the present invention.
3 is a state diagram of use of an offshore structure having a gas treatment system according to the present invention.
4 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to an embodiment of the present invention.
5 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to an embodiment of the present invention.
6 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to an embodiment of the present invention.
7 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to an embodiment of the present invention.
8 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to an embodiment of the present invention.
9 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to an embodiment of the present invention.
10 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to an embodiment of the present invention.
11 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to an embodiment of the present invention.
12 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to another embodiment of the present invention.
13 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to another embodiment of the present invention.
14 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to another embodiment of the present invention.
15 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to another embodiment of the present invention.
16 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to another embodiment of the present invention.
17 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to another embodiment of the present invention.
18 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to another embodiment of the present invention.
19 is a partial conceptual diagram of a gas treatment system according to another embodiment of the present invention.

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.Objects, specific advantages and novel features of the present invention will become more apparent from the following detailed description and preferred embodiments associated with the accompanying drawings. In adding reference numerals to elements of each drawing in the present specification, it should be noted that, even though they are indicated on different drawings, only the same elements are to have the same number as possible. In addition, in describing the present invention, when it is determined that a detailed description of related known technologies may unnecessarily obscure the subject matter of the present invention, the detailed description thereof will be omitted.

이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예를 상세히 설명하기로 한다. 이하에서 가스는 LPG, LNG, 에탄 등의 탄화수소로서 비등점이 상온보다 낮은 물질을 의미할 수 있으며, 다만 편의상 본 발명은 LNG(메탄)를 최종적으로 생산 및 저장하는 것으로 한정하여 설명한다. 또한 본 명세서에서 가스는, 용어 표현에도 불구하고 그 상태가 기상으로 한정되지 않는다.Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. Hereinafter, gas may mean a material having a boiling point lower than room temperature as a hydrocarbon such as LPG, LNG, and ethane. However, for convenience, the present invention is limited to finally producing and storing LNG (methane). In addition, in the present specification, the gas is not limited to the gas phase despite the expression of the term.

이하에서 고압(HP: High pressure), 저압(LP: Low pressure), 고온, 저온은 상대적인 것으로서, 절대적인 수치를 나타내는 것은 아님을 알려둔다.Hereinafter, it should be noted that high pressure (HP), low pressure (LP), high temperature, and low temperature are relative and do not represent absolute values.

도 1은 본 발명에 따른 가스 처리 시스템을 갖는 해양 구조물의 측면도이고, 도 2는 본 발명에 따른 가스 처리 시스템을 갖는 해양 구조물의 정단면도이며, 도 3은 본 발명에 따른 가스 처리 시스템을 갖는 해양 구조물의 사용 상태도이다.1 is a side view of an offshore structure having a gas treatment system according to the present invention, FIG. 2 is a front cross-sectional view of an offshore structure having a gas treatment system according to the present invention, and FIG. 3 is a marine structure having a gas treatment system according to the present invention. It is a state diagram of the use of the structure

도 1 내지 도 3을 참조하면, 본 발명에 따른 해양 구조물(OP)은, 육상이나 해양에 위치한 가스정으로부터 생산된 가스를 전달받아 가공, 정제, 액화하여 저장하고 수요처로 공급하는 시설로서, FLNG, FSRU 등과 같은 해양플랜트를 의미할 수 있다.1 to 3, an offshore structure (OP) according to the present invention is a facility that receives gas produced from a gas well located on land or offshore, processes, refines, liquefies, stores, and supplies it to a consumer, FLNG, It may mean an offshore plant such as FSRU.

물론 본 발명의 해양 구조물(OP)은 가스의 처리 구성이 탑재될 수 있다면 일반 상선도 포괄하는 개념으로 사용될 수 있다.Of course, the offshore structure (OP) of the present invention can be used as a concept encompassing a general merchant ship if the gas treatment configuration can be mounted.

해양 구조물(OP)은 선체인 헐사이드(HS)(Hull side)와 선체 위에 마련되는 탑사이드(TS)(Top side)를 포함한다. 헐사이드(HS)는 저장 공간이 주로 마련될 수 있고, 일례로 액화가스 저장탱크(GT), 오일 탱크(OT), 컨덴세이트 탱크(CT), 드레인 드럼(DD), 더티 슬롭탱크(DS), 클린 슬롭탱크(CS)를 구비할 수 있다.The offshore structure (OP) includes a hull side (HS), which is a hull, and a top side (TS) provided on the hull. Hullside (HS) can be mainly provided with a storage space, for example a liquefied gas storage tank (GT), an oil tank (OT), a condensate tank (CT), a drain drum (DD), a dirty slop tank (DS) , A clean slop tank (CS) may be provided.

액화가스 저장탱크(GT)는 생산 가스를 정제, 액화하여 저장해두는 구성이며, 가스를 극저온 액체 상태에서 안정적으로 저장하기 위하여 멤브레인 타입으로 마련될 수 있지만, 이로 한정하는 것은 아니다. The liquefied gas storage tank (GT) is a configuration that purifies, liquefies and stores production gas, and may be provided in a membrane type to stably store gas in a cryogenic liquid state, but is not limited thereto.

액화가스 저장탱크(GT)는 선체의 길이 방향으로 복수 개가 마련될 수 있고, 또한 선체의 좌우 방향으로 둘 이상이 마련될 수 있다. 액화가스 저장탱크(GT)의 수나 배치는, 해양 구조물(OP)이 처리해야 하는 생산 가스의 규모에 따라 다양하게 결정될 수 있다.A plurality of liquefied gas storage tanks GT may be provided in the longitudinal direction of the hull, and two or more may be provided in the left and right directions of the hull. The number or arrangement of the liquefied gas storage tanks GT may be variously determined according to the scale of the gas produced by the offshore structure OP.

오일 탱크(OT)는 오일을 저장한다. 이때 오일은 윤활유로 사용되는 오일이거나, 또는 가스 처리 과정에서 열 공급용으로 사용되는 오일 등일 수 있다.The oil tank (OT) stores oil. In this case, the oil may be oil used as a lubricant, or oil used for heat supply in a gas treatment process.

이하에서 상세히 설명하겠으나, 오일 탱크(OT)에 저장된 오일은 선체 내부에 마련되는 엔진과 같은 수요처로부터 발생한 배기에 의하여 가열된 후, 가스 처리 과정에서 열이 필요한 열 사용처로 공급될 수 있다.Although it will be described in detail below, the oil stored in the oil tank OT may be heated by exhaust generated from a customer, such as an engine provided inside the hull, and then supplied to a heat use place that requires heat in the gas treatment process.

컨덴세이트 탱크(CT)는, 가스 처리 과정에서 분리되는 컨덴세이트를 저장한다. 컨덴세이트는 가스정에서 생산되는 가스에 포함된 C₅ 이상의 중탄화수소일 수 있다.The condensate tank CT stores condensate that is separated during gas treatment. The condensate may be C ₅ or more heavy hydrocarbons contained in gas produced in a gas well.

컨덴세이트는 컨덴세이트 탱크(CT)에 저장되었다가 육상 등으로 하역하여 처리될 수 있으며, 컨덴세이트는 가스 정제 시 분리되는 불순물의 일종이긴 하나 열량을 갖는 물질이므로, 컨덴세이트 탱크(CT)에 저장되었다가 판매/소비 등이 가능하다. Condensate can be stored in the condensate tank (CT) and then unloaded on land, etc., and the condensate is a type of impurity that is separated during gas purification, but is a material that has caloric content, so it is stored in the condensate tank (CT) After that, it is possible to sell/consume.

드레인 드럼(DD)은, 가스 정제 과정에서 발생하는 폐기물을 저장한다. 드레인 드럼(DD)에 저장되는 폐기물은, 열량을 갖는 물질인 컨덴세이트 등의 불순물과는 달리 찌꺼기에 해당하는 물질로, 판매나 재활용이 어려운 물질일 수 있다.The drain drum DD stores waste generated during the gas purification process. The waste stored in the drain drum DD is a material corresponding to waste, unlike impurities such as condensate, which is a material having a heat value, and may be a material that is difficult to sell or recycle.

따라서 드레인 드럼(DD)에 저장된 폐기물은 후술할 플레어 타워(FT)를 통해 연소되거나, 육상으로 전달되어 폐기 처리될 수 있다. 이하 본 명세서에서 불순물은 판매나 재사용이 가능한 물질인 반면 폐기물은 불순물과 달리 단순 저장 후 육상으로 전달하여 폐기되는 물질을 의미할 수 있지만, 가스 정제 과정에서 분리되는 불순물에는 폐기물도 포함될 수 있으므로, 설명의 편의상 불순물과 폐기물을 구분하는 것일 뿐, 두 물질이 전혀 다른 것으로 권리범위가 한정되지는 않음을 알려둔다.Accordingly, the waste stored in the drain drum DD may be burned through the flare tower FT, which will be described later, or may be transferred to land and disposed of. Hereinafter, in this specification, impurities are materials that can be sold or reused, whereas waste may mean a material that is simply stored and then transferred to land and disposed of, unlike impurities, but impurities separated in the gas purification process may include waste. For the sake of convenience, it is only to distinguish impurities and wastes, and the scope of rights is not limited as the two substances are completely different.

더티 슬롭탱크(DS)는, 가스 처리 과정에서 분리된 불순물에서 컨덴세이트를 분리하고 남은 오수인 슬롭을 저장한다. 이때 더티 슬롭탱크(DS)에는 헐사이드(HS)에서 전달되는 오수도 저장될 수 있다.The dirty slop tank DS separates condensate from impurities separated in the gas treatment process and stores the slop, which is the remaining wastewater. At this time, the dirty slop tank DS may also store sewage delivered from the hullside HS.

더티 슬롭탱크(DS)는 물이 대부분을 차지하고 비교적 더러운 오수인 슬롭을 저장하는 탱크이며, 더티 슬롭탱크(DS)에 저장된 슬롭은 수처리기(54)를 거쳐 정화되어 클린 슬롭탱크(CS)로 전달될 수 있다.The dirty slop tank (DS) is a tank that stores slops, which are mostly water and relatively dirty sewage, and the slops stored in the dirty slop tank (DS) are purified through a water treatment unit (54) and delivered to the clean slop tank (CS). I can.

클린 슬롭탱크(CS)는, 탑사이드(TS)나 헐사이드(HS)에서 분리되어 더티 슬롭탱크(DS)에 저장된 후 수처리기(54)에 의해 정제된 슬롭을 저장한다. 클린 슬롭탱크(CS)는 바다 등의 외부로 배출이 가능한 수준으로 정제된 슬롭을 저장할 수 있으며, 필요 시 슬롭을 바다로 배출할 수 있다.The clean slop tank CS is separated from the top side TS or the hull side HS and stored in the dirty slop tank DS, and then stores the slop purified by the water treatment unit 54. The clean slop tank (CS) can store refined slops at a level that can be discharged to the outside, such as the sea, and can discharge slops to the sea if necessary.

헐사이드(HS)에는 저장 공간 외에도 엔진이나 보일러 등이 마련될 수 있으며, 본 발명의 해양 구조물(OP)은 자체 추진 기능이 없을 수 있으므로 엔진은 발전엔진일 수 있다.In addition to the storage space, an engine or a boiler may be provided in the Hullside (HS), and the offshore structure (OP) of the present invention may not have a self-propelled function, so the engine may be a power generation engine.

이때 엔진은 가스를 사용하여 구동될 수 있으며, 엔진, 보일러 등과 같이 가스를 소비하여 에너지(동력, 전력, 스팀 등)를 생산하는 구성들은 모두 본 명세서에서 수요처로 지칭/포괄될 수 있다.In this case, the engine may be driven using gas, and components that consume gas and produce energy (power, electric power, steam, etc.), such as an engine or a boiler, may all be referred to/included as demanders in this specification.

헐사이드(HS)는 생산 가스를 전달받아 처리하기 위해 해양 또는 연안에서 계류될 수 있으며, 일례로 본 발명의 해양 구조물(OP)은, 연안에 인접하도록 계류될 수 있다. 이때 해양 구조물(OP)은 연안에 마련되는 육상 또는 제티(JT)를 통해 계류될 수 있으며, 다만 기상상황 등에 따라 피항이 가능한 상태로 마련될 수 있다. Hullside (HS) may be moored offshore or offshore to receive and process production gas, for example, the offshore structure OP of the present invention, may be moored to be adjacent to the coast. At this time, the offshore structure OP may be moored through land or a jetty (JT) provided on the coast, but may be provided in a state in which it is possible to escape depending on weather conditions.

탑사이드(TS)는, 가스를 처리하는 구성을 포함한다. 탑사이드(TS)에는 후술할 가스 처리 시스템(1)이 포함될 수 있으며, 가스 처리 시스템(1)의 세부 구성에 대해서는 이하에서 자세히 설명하도록 한다.The top side TS includes a configuration for processing gas. The top side TS may include a gas processing system 1 to be described later, and a detailed configuration of the gas processing system 1 will be described in detail below.

비교적 용량이 작은 오일 탱크(OT) 등의 경우에는 헐사이드(HS)가 아니라 탑사이드(TS)에 마련되는 것도 가능하며, 본 발명은 육상에서 공급되는 가스를 전달받아 처리하게 되어 불순물의 양이 많지 않으므로, 컨덴세이트 탱크(CT)나 슬롭탱크(DS, CS), 드레인 드럼(DD) 등을 탑사이드(TS)에 배치할 수도 있다.In the case of an oil tank (OT) with a relatively small capacity, it is also possible to be provided in the top side (TS) instead of the hull side (HS), and the present invention receives and processes the gas supplied from the land, thereby reducing the amount of impurities. Since there are not many, condensate tanks CT, slop tanks DS and CS, drain drums DD, and the like may be disposed on the top side TS.

헐사이드(HS)의 상부에는 탑사이드(TS) 외에도 거주구인 선실(부호 도시하지 않음), 엔진의 배기를 배출하는 엔진 케이싱(부호 도시하지 않음), 그리고 플레어 타워(FT) 등이 더 마련될 수 있지만, 헐사이드(HS) 상부면의 대부분은 탑사이드(TS)의 설치를 위해 활용될 수 있다.In addition to the top side (TS), a cabin (not shown), an engine casing (not shown) that discharges the engine exhaust, and a flare tower (FT) will be further provided on the upper side of Hullside (HS). However, most of the upper surface of the hull side (HS) may be utilized for installation of the top side (TS).

연안에 계류된 본 발명의 해양 구조물(OP)은, 육상 설비(GP)와 연결되어 육상 등에서 생산된 가스를 육상으로부터 공급받아 처리할 수 있다. 즉 본 발명의 해양 구조물(OP)은, 가스정에서 생산된 후 육상 설비(GP)에서 이미 1차로 처리된 가스를 받아 처리하는 것으로서, 심해(deep sea)에서 생산 가스를 공급받아 처리하는 경우와 대비할 때, 가스 내에 포함된 컨덴세이트 등의 불순물이나 폐기물의 양이 적을 수 있다.The offshore structure (OP) of the present invention moored on the coast is connected to the onshore facility (GP) to receive and process gas produced on land, etc. from the land. That is, the offshore structure (OP) of the present invention receives and processes the gas that has already been firstly processed in the onshore facility (GP) after being produced in a gas well, and is prepared in preparation for the case of receiving and processing the gas produced in the deep sea. In this case, the amount of impurities such as condensate or waste contained in the gas may be small.

또한 본 발명의 해양 구조물(OP)은 연안에 계류된 상태에서 가스 처리를 수행하게 되므로 육상 설비(GP)를 활용할 수 있으므로, 불순물의 제거 등의 처리 구성을 최소화할 수 있다. In addition, since the offshore structure OP of the present invention performs gas treatment while being moored on the coast, it is possible to utilize the onshore facility GP, thereby minimizing a treatment configuration such as removal of impurities.

또한 본 발명의 해양 구조물(OP)은, 육상에서 1차로 처리된 가스를 받아 처리하게 되므로, 가스정마다 특성이 서로 달라 가스 처리 구성을 다양하게 마련해야 했던 심해용 해양 구조물(OP)과 달리, 가스 처리 구성의 규격화가 가능하다.In addition, since the offshore structure (OP) of the present invention receives and processes the gas that has been primarily processed on land, gas treatment is different from the offshore structure (OP) for deep seas, which has different characteristics for each gas well and has to provide various gas treatment configurations. Standardization of configuration is possible.

즉 본 발명은, 육상에서 1차 처리된 가스를 공급받아 처리하는 연안용 해양 구조물(OP)(Nearshore FLNG)로서, 가스정마다 서로 다른 특성이 육상 설비(GP)에 의하여 완화/해소될 수 있다는 점을 통해, 규격화(standard)가 가능하다는 특징을 갖는다.In other words, the present invention is an offshore offshore structure (OP) (Nearshore FLNG) that receives and processes the gas that has been primarily processed on land, and different characteristics for each gas well can be mitigated/resolved by the onshore facility (GP). Through this, it has the characteristic that standardization is possible.

따라서 본 발명은 조선/해양 분야에서 지극히 당연하게 여겨졌던 주문 제작 방식을 벗어나, 해양 구조물(OP)의 규격화를 통한 공산품화를 구현할 수 있다.Therefore, the present invention can realize industrial productization through standardization of the offshore structure (OP), out of the custom-made method that was taken for granted in the shipbuilding/marine field.

이하에서는 도 4 등을 참고하여 본 발명의 가스 처리 시스템(1)에 대해 자세히 설명한다.Hereinafter, the gas treatment system 1 of the present invention will be described in detail with reference to FIG. 4 and the like.

도 4 내지 도 11은 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.4 to 11 are partial conceptual diagrams of a gas treatment system according to an embodiment of the present invention.

도 4 내지 도 11을 참조하면, 본 발명의 일 실시예에 따른 가스 처리 시스템(1)은, 전처리부(10), NGL 처리부(20), 액화부(30), 컨덴세이트 처리부(40), 슬롭 처리부(50), 배열 회수부(60), 연료 공급부(70), 플레어부(80) 등을 포함한다. 물론 본 실시예는 가스의 처리를 위해 필요하다면 공지된 여러 구성들을 더 부가할 수 있다.4 to 11, the gas treatment system 1 according to an embodiment of the present invention includes a pretreatment unit 10, an NGL processing unit 20, a liquefaction unit 30, a condensate processing unit 40, It includes a slop processing unit 50, a heat recovery unit 60, a fuel supply unit 70, a flare unit 80, and the like. Of course, the present embodiment may further add various known configurations if necessary for gas treatment.

전처리부(10)는, 가스에서 불순물을 제거하고 건조시킨다. 전처리부(10)는 육상으로부터 가스를 공급받을 수 있으며, 이때 육상에서 공급되는 가스는 심해에서 가스정으로부터 공급되는 가스와 대비할 때 고압일 수 있다. 일례로 전처리부(10)는 육상으로부터 50 내지 80bar의 고압으로 가스를 공급받아 처리할 수 있다.The pretreatment unit 10 removes impurities from the gas and dries them. The pretreatment unit 10 may receive gas from the land, and the gas supplied from the land may have a high pressure when compared with the gas supplied from the gas well in the deep sea. For example, the pretreatment unit 10 may receive and process gas at a high pressure of 50 to 80 bar from land.

전처리부(10)는 가스에서 수은을 제거하고 물을 이용하여 불순물을 씻어내고 아민을 이용하여 산성물질을 제거할 수 있다. 이때 수은, 산성물질 모두 불순물의 일종으로 해석될 수 있음은 당연하다.The pretreatment unit 10 may remove mercury from the gas, wash impurities using water, and remove acidic substances using amine. It is natural that both mercury and acidic substances can be interpreted as a kind of impurity.

전처리부(10)는 이와 같은 전처리를 위하여, 히터(11), 기액분리기(12), 수은제거기(13), 프리워시기(14), 아민접촉기(15), 녹아웃 드럼(16), 건조기(17)를 포함하며, 위 구성들은 육상에 연결되는 가스 전처리 라인(L10) 상에 직렬로 마련될 수 있다.The pretreatment unit 10 includes a heater 11, a gas-liquid separator 12, a mercury remover 13, a pre-washer 14, an amine contactor 15, a knockout drum 16, and a dryer for such pretreatment. 17), and the above components may be provided in series on the gas pretreatment line L10 connected to the land.

히터(11)는, 육상에서 공급된 가스를 가열한다. 히터(11)는 가스를 가열함으로써 탄화수소를 증발시켜서 불순물에 섞여나가지 않도록 할 수 있다. 이때 히터(11)는 제한되지 않는 다양한 열원을 사용할 수 있고, 오일, 전력, 해수, 청수, 클린 슬롭 등이 사용될 수 있다.The heater 11 heats the gas supplied from the land. The heater 11 may evaporate hydrocarbons by heating the gas so as not to be mixed with impurities. At this time, the heater 11 may use various heat sources that are not limited, and oil, electric power, seawater, fresh water, clean slop, and the like may be used.

기액분리기(12)는, 가열된 가스를 기액 분리한다. 기액분리기(12)는 기체 상태의 가스만 하류로 전달되도록 할 수 있고, 육상에서 고압으로 공급되는 가스에 대한 댐퍼 역할을 구현할 수 있다. The gas-liquid separator 12 separates the heated gas. The gas-liquid separator 12 may allow only gaseous gas to be delivered to the downstream, and may implement the role of a damper for gas supplied at high pressure from land.

기액분리기(12)에는 후술할 컨덴세이트 처리부(40)의 서지베슬(42)에서 증발하여 분리된 기체 상태의 탄화수소가 리턴될 수 있는데, 이에 대해서는 후술하도록 한다.The gas-liquid separator 12 may return a gaseous hydrocarbon separated by evaporation from the surge vessel 42 of the condensate processing unit 40 to be described later, which will be described later.

수은제거기(13)는, 가스에서 수은을 제거한다. 가스정에서 생산되는 가스에는 수은(mercury)이 포함될 수 있으므로, 수은제거기(13)는 공지된 방법을 통하여 가스로부터 수은을 제거해낼 수 있다. 물론 본 발명은 육상에서 가스를 공급받아 처리하는 연안용 해양 구조물(OP)이므로, 육상에서 수은이 제거된 가스가 전처리부(10)로 공급될 수 있는바, 수은제거기(13)는 생략 가능하다.The mercury remover 13 removes mercury from gas. Since the gas produced in the gas well may contain mercury, the mercury remover 13 may remove mercury from the gas through a known method. Of course, since the present invention is a coastal offshore structure (OP) that receives and processes gas from land, the gas from which mercury has been removed can be supplied to the pretreatment unit 10, and the mercury remover 13 can be omitted. .

프리워시기(14)는, 물 등을 이용하여 불순물을 씻어낼 수 있다. 여기서 불순물은 앞서 언급한 것과 같이 컨덴세이트, 슬롭 등을 포함할 수 있으며, 컨덴세이트는 컨덴세이트 처리부(40)에서 불순물로부터 분리될 수 있다.The prewasher 14 may wash off impurities using water or the like. Here, as mentioned above, the impurities may include condensate, slop, and the like, and the condensate may be separated from the impurities in the condensate processing unit 40.

아민접촉기(15)는, 가스를 아민과 접촉시켜 산성물질을 제거한다. 아민(Amine)은 화학적 반응을 통해 가스로부터 각종 유해한 산성물질을 분리해낼 수 있으며, 별도의 처리를 통해 재사용될 수 있다.The amine contactor 15 removes acidic substances by bringing the gas into contact with the amine. Amine can separate various harmful acidic substances from gases through a chemical reaction, and can be reused through separate treatment.

아민은 후술할 배열 회수부(60)에서 가열된 저온 오일을 통하여 가열되어 재사용 가능하게 처리될 수 있으며, 아민의 처리는 공지된 방법을 사용할 수 있으므로 자세한 설명은 생략한다.The amine may be heated through the low-temperature oil heated in the heat recovery unit 60 to be described later to be reusable, and the amine may be treated using a known method, and thus a detailed description thereof will be omitted.

녹아웃 드럼(16)(Knock-out Drum)은, 산성물질이 제거된 가스에서 액상을 분리해낼 수 있다. 녹아웃 드럼(16)은 가스를 임시 저장하였다가 건조기(17)로 전달할 수 있으며, 녹아웃 드럼(16)에서 분리된 액상은 불순물로서 프리워시기(14)에서 분리된 불순물과 함께 컨덴세이트 처리부(40)로 전달될 수 있다.The knock-out drum 16 can separate the liquid phase from the gas from which acidic substances have been removed. The knockout drum 16 may temporarily store gas and transfer it to the dryer 17, and the liquid phase separated from the knockout drum 16 is an impurity, and the condensate processing unit 40 together with the impurities separated in the pre-wash period 14 ) Can be delivered.

건조기(17)는, 산성물질이 제거된 가스를 열원을 이용하여 건조한다. 건조기(17)는 가스에 포함된 수분을 제거할 수 있으며, 이때 열원은 배열 회수부(60)에서 가열된 고온 오일을 통하여 가열될 수 있다. The dryer 17 dries the gas from which the acidic substance has been removed using a heat source. The dryer 17 may remove moisture contained in the gas, and in this case, the heat source may be heated through the high-temperature oil heated in the heat recovery unit 60.

이를 위하여 건조기(17)에는 열원 공급기(18)가 연결될 수 있으며, 열원 공급기(18)는 배기에 의하여 가열된 고온 오일을 이용해 열원을 가열하고 건조기(17)로 공급할 수 있다. 따라서 건조기(17)는 수요처의 배기로부터 간접 가열된 열원을 이용하여 가스를 건조시킬 수 있다.To this end, a heat source supplier 18 may be connected to the dryer 17, and the heat source supplier 18 may heat a heat source using high-temperature oil heated by exhaust air and supply it to the dryer 17. Therefore, the dryer 17 can dry the gas using a heat source that is indirectly heated from the exhaust of the customer.

NGL 처리부(20)는, 불순물이 제거된 가스에서 NGL을 분리한다. NGL(Natural Gas Liquids)이라 함은 천연가스액으로서, 주성분은 부탄과 펜탄 등일 수 있다. The NGL processing unit 20 separates NGL from the gas from which impurities have been removed. NGL (Natural Gas Liquids) is a natural gas liquid, and the main components may be butane and pentane.

NGL은 열량을 가지므로 연료로 사용될 수 있는 물질이긴 하나, 본 발명이 최종적으로 생산해야 하는 가스(일례로 LNG)와는 상이한 물질이므로, 분리하여 별도로 처리할 수 있다.NGL is a material that can be used as a fuel because it has calories, but since it is a material different from the gas to be finally produced by the present invention (for example, LNG), it can be separated and treated separately.

이때 분리된 NGL은 플레어 타워(FT)에 의해 연소되거나, 냉매로 사용되기 위해 별도로 저장될 수 있으며, 본 실시예에서 NGL 처리부(20)는 부탄이 주성분인 LPG와 에탄을 분리해낼 수 있다.At this time, the separated NGL may be burned by the flare tower (FT) or stored separately to be used as a refrigerant, and in the present embodiment, the NGL processing unit 20 may separate LPG and ethane, which are main components of butane.

이를 위해 NGL 처리부(20)는 기액분리기(21), 익스팬더(신장기)(22), 압축기(23), 프리쿨러(24), 스태빌라이저(25), 제1 내지 제3 칼럼(25c), 드럼(26)을 포함한다.To this end, the NGL processing unit 20 includes a gas-liquid separator 21, an expander (extensor) 22, a compressor 23, a precooler 24, a stabilizer 25, the first to third columns 25c, and a drum ( 26).

기액분리기(21)는, 전처리부(10)에서 불순물이 제거된 가스를 기액 분리한다. 이때 기체의 가스는 NGL이 분리된 것으로 보고 NGL 분리가스 전달라인(L20)을 통해 액화부(30)로 전달되며, NGL 분리가스 전달라인(L20)에는 익스팬더(22), 압축기(23), 프리쿨러(24) 등이 마련될 수 있다.The gas-liquid separator 21 separates gas from which impurities have been removed in the pretreatment unit 10 to gas-liquid. At this time, the gas of the gas is considered to be separated from the NGL and is delivered to the liquefaction unit 30 through the NGL separated gas delivery line L20, and the expander 22, the compressor 23, and the free A cooler 24 or the like may be provided.

반면 기액분리기(21)에서 분리된 액체의 가스는 NGL이 주로 포함된 것으로 보고, NGL 분리라인(L21)을 통해 스태빌라이저(25)로 전달될 수 있다. 즉 기액분리기(21)는 1차로 NGL을 분리하는 구성일 수 있다.On the other hand, the gas of the liquid separated by the gas-liquid separator 21 is considered to mainly contain NGL, and may be delivered to the stabilizer 25 through the NGL separation line L21. That is, the gas-liquid separator 21 may be configured to primarily separate NGL.

익스팬더(22)는, 기액분리기(21)에서 분리된 기체 상태의 가스의 압력을 낮춰 온도를 떨어뜨려 가스를 냉각하여 NGL을 분리한다.The expander 22 cools the gas by lowering the pressure of the gaseous gas separated by the gas-liquid separator 21 to lower the temperature to separate the NGL.

압축기(23)는, 익스팬더(22)에서 팽창된 가스를 압축한다. 이때 압축기(23)는 액화부(30)에서 적합한 압력(액화부(30)에서 사용되는 냉매의 압력과 동일/유사한 압력일 수 있음)으로 가스를 압축할 수 있고, 가스는 압축에 의하여 비등점이 상승하므로 압축 시 액화율이 높아질 수 있다.The compressor 23 compresses the gas expanded by the expander 22. At this time, the compressor 23 can compress the gas at an appropriate pressure in the liquefaction unit 30 (which may be the same/similar pressure as the pressure of the refrigerant used in the liquefaction unit 30), and the gas has a boiling point by compression. As it increases, the liquefaction rate may increase during compression.

압축기(23)는 익스팬더(22)와 동일한 축으로 연결될 수 있고, 이 경우 익스팬더(22)와 압축기(23)는 컴팬더(31)를 구성할 수 있다. 다만 본 실시예가 가스의 압력을 낮췄다가 다시 높이는 것은, NGL 분리가스 전달라인(L20)에서 익스팬더(22)와 압축기(23) 사이에 마련된 제1 칼럼(25a)이 비등점 차이를 활용해 NGL을 분리할 수 있도록 하기 위함이다.The compressor 23 may be connected to the expander 22 by the same shaft, and in this case, the expander 22 and the compressor 23 may constitute the compander 31. However, in this embodiment, the pressure of the gas is lowered and then increased again, in the NGL separated gas delivery line L20, the first column 25a provided between the expander 22 and the compressor 23 separates the NGL by utilizing the boiling point difference. It is to be able to do it.

프리쿨러(24)는, 압축기(23)에서 압축된 가스를 예냉한다. 프리쿨러(24)에 의하여 예냉된 가스는 액화부(30)에서 냉매와 열교환하여 액화될 수 있으며, 프리쿨러(24)는 후술할 에탄 등을 냉매로 활용하여 가스를 예냉할 수 있다.The precooler 24 precools the gas compressed by the compressor 23. The gas precooled by the precooler 24 may be liquefied by heat exchange with the refrigerant in the liquefaction unit 30, and the precooler 24 may precool the gas using ethane, which will be described later, as a refrigerant.

스태빌라이저(25)는, 기액분리기(21)에서 분리된 액체 상태의 가스에서 NGL을 분리한다. 스태빌라이저(25)는 가스에 포함된 성분들의 비등점 차이를 활용하여 NGL의 분리를 구현할 수 있지만, NGL 분리 방법을 이로 한정하는 것은 아니다.The stabilizer 25 separates NGL from the liquid gas separated by the gas-liquid separator 21. The stabilizer 25 may implement the separation of NGL by utilizing the difference in boiling points of the components included in the gas, but the NGL separation method is not limited thereto.

스태빌라이저(25)에서 분리된 기체 상태의 가스는 익스팬더(22)와 압축기(23) 사이의 제1 칼럼(25a)으로 전달되고, 스태빌라이저(25)에서 분리된 액체 상태 또는 액체/기체 혼합 상태의 가스는 제2 칼럼(25b)으로 전달되며, 스태빌라이저(25)에서 분리된 액체 상태의 가스는 제3 칼럼(25c)으로 전달될 수 있다. 또한 제1 칼럼(25a)과 제2 칼럼(25b)에서 분리된 액체 상태의 가스는 스태빌라이저(25)로 리턴될 수 있다.The gaseous gas separated by the stabilizer 25 is delivered to the first column 25a between the expander 22 and the compressor 23, and is a liquid or liquid/gas mixed gas separated by the stabilizer 25 Is transferred to the second column 25b, and the liquid gas separated by the stabilizer 25 may be transferred to the third column 25c. In addition, the liquid gas separated from the first column 25a and the second column 25b may be returned to the stabilizer 25.

제1 칼럼(25a)은, 익스팬더(22)와 압축기(23) 사이에 위치하며 익스팬더(22) 또는 스태빌라이저(25)를 거친 가스에서 NGL을 분리한다. 제1 칼럼(25a)에서 분리된 기체 상태의 가스는 NGL이 제거된 것으로서 압축기(23)로 전달될 수 있고, 제1 칼럼(25a)에서 분리된 액체 상태의 가스는 NGL이 포함된 것으로서 스태빌라이저(25)로 전달된다.The first column 25a is located between the expander 22 and the compressor 23 and separates NGL from the gas that has passed through the expander 22 or the stabilizer 25. The gaseous gas separated in the first column 25a may be delivered to the compressor 23 from which NGL has been removed, and the liquid gas separated in the first column 25a contains NGL and a stabilizer ( 25).

제2 칼럼(25b)은, 스태빌라이저(25)에서 가스를 전달받고 기체 상태의 가스는 제1 칼럼(25a)으로, 액체 상태의 가스는 스태빌라이저(25)로 전달하며, 가스에서 에탄을 분리해낼 수 있다.The second column 25b receives gas from the stabilizer 25, the gaseous gas is transferred to the first column 25a, and the liquid gas is transferred to the stabilizer 25, and ethane can be separated from the gas. have.

제2 칼럼(25b)에 의해 분리된 에탄은 에탄 수집라인(L22)을 통해 에탄 탱크(부호 도시하지 않음)에 저장될 수 있으며, 프리쿨러(24)나 액화부(30), 인터쿨러(47)의 냉매 등으로 활용될 수 있다.The ethane separated by the second column 25b may be stored in an ethane tank (not shown) through the ethane collection line L22, and the precooler 24, the liquefied part 30, and the intercooler 47 It can be used as a refrigerant.

제3 칼럼(25c)은, 스태빌라이저(25)에서 분리된 액체 상태의 가스를 전달받고, 기체 상태의 가스는 LPG와 유사하게 부탄 등이 주성분인 물질로서 드럼(26)으로 전달하며, 액체 상태의 가스는 컨덴세이트로서 컨덴세이트 탱크(CT)에 전달한다.The third column 25c receives the liquid gas separated from the stabilizer 25, and the gaseous gas is transferred to the drum 26 as a material mainly composed of butane, similar to LPG. The gas is delivered as condensate to the condensate tank (CT).

드럼(26)은, 전처리부(10)로부터 전달된 가스에서 기액분리기(21), 스태빌라이저(25), 제3 칼럼(25c)을 경유하면서 분리된 부탄 등을 저장한다. 즉 드럼(26)은 가스에서 분리된 LPG를 저장하는 구성일 수 있고, 이때 저장된 LPG는 수요처에서 연료로 사용되거나 또는 플레어 라인(L23)을 통해 플레어 타워(FT)에서 연소될 수 있다.The drum 26 stores butane separated while passing through the gas-liquid separator 21, the stabilizer 25, and the third column 25c from the gas delivered from the pretreatment unit 10. That is, the drum 26 may be configured to store the LPG separated from the gas, and at this time, the stored LPG may be used as fuel at a customer or burned in the flare tower FT through the flare line L23.

액화부(30)는, NGL이 분리된 가스를 액화한다. 액화부(30)는 냉매를 이용하여 가스를 냉각하며, 컴팬더(31), 기액분리기(32), 액화기(33), 냉매공급기(34), 감압기(35), 플래시 드럼(36)을 포함한다. The liquefaction unit 30 liquefies the gas from which the NGL is separated. The liquefaction unit 30 cools the gas using a refrigerant, and a compander 31, a gas-liquid separator 32, a liquefier 33, a refrigerant supply unit 34, a pressure reducer 35, a flash drum 36 Includes.

이때 NGL 처리부(20)의 NGL 분리가스 전달라인(L20)은, 액화부(30)의 가스 액화라인(L30)으로 연결되고, 가스 액화라인(L30)에는 액화기(33), 컴팬더(31) 및 기액분리기(32), 감압기(35), 플래시 드럼(36)이 마련된다. At this time, the NGL separated gas delivery line L20 of the NGL processing unit 20 is connected to the gas liquefaction line L30 of the liquefaction unit 30, and the liquefier 33 and the compander 31 are connected to the gas liquefaction line L30. ) And a gas-liquid separator 32, a pressure reducer 35, and a flash drum 36 are provided.

컴팬더(31)는, 가스를 팽창 및 압축시킨다. 액화기(33)는 냉매를 이용하여 가스를 적어도 2단계 이상 냉각할 수 있으며, 일례로 프리쿨링과 메인쿨링을 구현하는데, 컴팬더(31)는 프리쿨링과 메인쿨링 사이에서 액화기(33)로부터 배출되는 가스를 팽창하고 압축하여 액화기(33)의 메인쿨링으로 복귀시킬 수 있다.The compander 31 expands and compresses the gas. The liquefier 33 can cool the gas by at least two steps or more by using a refrigerant, and for example, implements precooling and main cooling, and the compander 31 is a liquefier 33 between precooling and main cooling. The gas discharged from may be expanded and compressed to return to the main cooling of the liquefier 33.

컴팬더(31)는 팽창부(31a)와 압축부(31b)가 하나의 축으로 연결된 형태로 이루어질 수 있으며, 컴팬더(31)에서 팽창부(31a)와 압축부(31b) 사이에는 기액분리기(32)가 마련될 수 있다.The compander 31 may be formed in a form in which the expansion part 31a and the compression part 31b are connected by one axis, and a gas-liquid separator between the expansion part 31a and the compression part 31b in the compander 31 (32) can be provided.

기액분리기(32)는, 컴팬더(31)에 의하여 팽창된 가스를 받아 기액 분리한다. 이때 기액분리기(32)에서 분리된 액체 상태의 가스는, 컨덴세이트 처리부(40)로 전달될 수 있다.The gas-liquid separator 32 receives the gas expanded by the compander 31 and separates the gas-liquid. At this time, the liquid gas separated by the gas-liquid separator 32 may be delivered to the condensate processing unit 40.

프리쿨링의 경우 메인쿨링에서 이미 가스와 열교환한 냉매를 이용하여 가스를 냉각하는 것이어서 메탄 등의 경탄화수소를 액화하기에는 충분하지 않다. 따라서 프리쿨링에서 냉각되고 팽창부(31a)에서 팽창하여 액화된 가스는 중탄화수소일 수 있으며, 이는 컨덴세이트로 처리될 수 있다.In the case of precooling, the gas is cooled using a refrigerant that has already heat-exchanged with the gas in the main cooling, so it is not sufficient to liquefy light hydrocarbons such as methane. Accordingly, the gas cooled in precooling and expanded in the expansion part 31a to be liquefied may be heavy hydrocarbon, which may be treated as condensate.

액화기(33)는, 냉매를 이용하여 가스를 냉각하며, 액화기(33)에서 사용되는 냉매는 질소이거나, 프로판 등의 탄화수소, 또는 혼합냉매 등일 수 있다.The liquefier 33 cools a gas using a refrigerant, and the refrigerant used in the liquefier 33 may be nitrogen, a hydrocarbon such as propane, or a mixed refrigerant.

액화기(33)는 가스가 유동하는 스트림과 냉매가 유동하는 스트림을 구비하는 구조로 마련될 수 있고, 냉매가 혼합냉매 등일 경우 냉매의 스트림은 둘 이상으로 마련될 수 있다.The liquefier 33 may be provided in a structure including a stream through which a gas flows and a stream through which a refrigerant flows, and when the refrigerant is a mixed refrigerant, two or more streams of refrigerant may be provided.

액화기(33)에 마련된 가스의 스트림은, 프리쿨링, 메인쿨링, 서브쿨링으로 구분될 수 있다. 프리쿨링은 액화기(33)에 유입된 가스를 냉매로 1차 냉각하며, 이때 경탄화수소는 액화되지 않고 중탄화수소만 액화되거나 또는 비등점에 근접하게 냉각될 수 있다. 따라서 중탄화수소는 컴팬더(31)의 팽창부(31a)에 의해 액화된 후 기액분리기(32)를 통해 컨덴세이트 처리부(40)로 전달될 수 있다.The gas stream provided in the liquefier 33 may be classified into precooling, main cooling, and subcooling. In the precooling, the gas introduced into the liquefier 33 is first cooled with a refrigerant, and at this time, the light hydrocarbon is not liquefied, but only the heavy hydrocarbon is liquefied or cooled close to the boiling point. Therefore, heavy hydrocarbons may be liquefied by the expansion part 31a of the compander 31 and then transferred to the condensate treatment part 40 through the gas-liquid separator 32.

메인쿨링은 컴팬더(31)를 거쳐 유입된 가스를 냉매로 액화시키는 것으로서, 가스는 컴팬더(31)에 의해 압축되어 비등점이 상승하므로, 가스에 포함된 메탄 등의 경탄화수소는 메인쿨링에서 액화될 수 있다.Main cooling is to liquefy the gas introduced through the compander 31 into a refrigerant, and since the gas is compressed by the compander 31 to increase the boiling point, light hydrocarbons such as methane contained in the gas are liquefied in the main cooling. Can be.

서브쿨링은 액화기(33)의 액화율을 높이기 위해 마련될 수 있고, 메인쿨링에서 미처 액화되지 못한 가스를 충분히 액화시키기 위하여 냉매와 열교환을 구현한다. 서브쿨링은 프리쿨링이나 메인쿨링과 다르게, 냉매와 가스의 1:1 스트림 열교환이 이루어질 수 있다.Subcooling may be provided to increase the liquefaction rate of the liquefier 33, and heat exchange with a refrigerant is implemented to sufficiently liquefy a gas that has not been liquefied in the main cooling. Unlike precooling or main cooling, subcooling may perform 1:1 stream heat exchange between refrigerant and gas.

냉매공급기(34)는, 액화기(33)에 냉매를 공급하며, 냉매를 압축/냉각/팽창/기액분리할 수 있다. 냉매공급기(34)는 액화기(33)의 프리쿨링, 메인쿨링, 서브쿨링에 적합하도록 냉매를 제어할 수 있으며, 냉매를 압축하는 등의 세부 구성은 냉매 종류에 따라 달라질 수 있다.The refrigerant supply unit 34 supplies a refrigerant to the liquefier 33 and can compress/cool/expand/gas-liquid the refrigerant. The refrigerant supplier 34 may control the refrigerant to be suitable for precooling, main cooling, and subcooling of the liquefier 33, and detailed configurations such as compressing the refrigerant may vary according to the type of refrigerant.

감압기(35)는, 액화기(33)에서 배출된 가스를 감압한다. 감압기(35)는 줄-톰슨 밸브(Joule-Thompson valve)일 수 있고, 감압기(35)에 의하여 가스가 감압되면서 줄-톰슨 효과에 의하여 가스의 온도가 내려갈 수 있다. 따라서 감압기(35)는 액화기(33)에서 냉각된 가스를 감압에 의하여 더 냉각하여 가스의 액화율을 더욱 높일 수 있다. The pressure reducer 35 depressurizes the gas discharged from the liquefier 33. The pressure reducer 35 may be a Joule-Thompson valve, and as the gas is decompressed by the pressure reducer 35, the temperature of the gas may be lowered by the Joule-Thomson effect. Accordingly, the pressure reducer 35 may further cool the gas cooled in the liquefier 33 by decompression, thereby further increasing the liquefaction rate of the gas.

플래시 드럼(36)은, 감압기(35)에서 감압된 가스에서 플래시가스를 분리한다. 가스는 액화기(33)와 감압기(35)를 거치면서 액화되지만, 일부 기체 상태의 가스(이하 플래시가스)가 잔존할 수 있다.The flash drum 36 separates the flash gas from the gas depressurized by the pressure reducer 35. The gas is liquefied while passing through the liquefier 33 and the pressure reducer 35, but some gaseous gas (hereinafter, flash gas) may remain.

이때 플래시 드럼(36)은 플래시가스를 분리하고 액체 성분의 가스는 액화가스 저장탱크(GT)로 전달할 수 있다. 이를 통해 본 발명은, 전처리부(10)에 유입된 가스를 불순물 제거, NGL 제거 및 액화하여 최종적으로 액화가스 저장탱크(GT)에 저장해둘 수 있다.At this time, the flash drum 36 may separate the flash gas and transfer the liquid component gas to the liquefied gas storage tank GT. Through this, in the present invention, impurities are removed, NGL is removed, and liquefied gas introduced into the pretreatment unit 10 is finally stored in the liquefied gas storage tank GT.

액화가스 저장탱크(GT)에 저장된 가스는 최종 생산물질로서, 육상으로 하역되거나 LNG선으로 하역되어 출하 및 운송, 판매될 수 있다.The gas stored in the liquefied gas storage tank (GT) is the final product and can be unloaded on land or unloaded by LNG carriers to be shipped, transported, and sold.

플래시 드럼(36)에서 분리된 플래시가스는 질소나 메탄 등을 포함하고 있는 가스로서 열량을 포함하고 있는 바, 플래시 드럼(36)에 연결된 가스연료 공급라인(L31)을 통해 연료 공급부(70)에서 사용될 수 있다. 이때 가스연료 공급라인(L31)을 따라 유동하는 플래시가스에는 액화가스 저장탱크(GT)에 저장된 가스가 혼합되어 연료 공급부(70)로 전달될 수 있다.The flash gas separated from the flash drum 36 is a gas containing nitrogen or methane, etc., and contains heat. In the fuel supply unit 70 through the gas fuel supply line L31 connected to the flash drum 36 Can be used. At this time, the gas stored in the liquefied gas storage tank GT may be mixed with the flash gas flowing along the gas fuel supply line L31 and transferred to the fuel supply unit 70.

컨덴세이트 처리부(40)는, 가스에 포함된 컨덴세이트를 처리한다. 컨덴세이트는 앞서 전처리부(10)의 프리워시기(14) 및 녹아웃 드럼(16), 액화부(30)의 기액분리기(32) 등에서 분리된 불순물을 컨덴세이트 수집라인(L40)을 통해 전달받은 뒤, 서지베슬(42)을 이용하여 슬롭과 컨덴세이트로 분리할 수 있다.The condensate processing unit 40 processes condensate contained in the gas. In the condensate, impurities separated from the pre-wash period 14 and the knockout drum 16 of the pretreatment unit 10 and the gas-liquid separator 32 of the liquefaction unit 30 are delivered through the condensate collection line L40. Afterwards, the surge vessel 42 can be used to separate the slop and condensate.

컨덴세이트 처리부(40)는 히터(41), 서지베슬(42), 스태빌라이저(43), 상분리기(44), 제1 내지 제3 드럼(45a, 45b, 45c), 압축기(46), 인터쿨러(47)를 포함한다.The condensate processing unit 40 includes a heater 41, a surge vessel 42, a stabilizer 43, a phase separator 44, the first to third drums 45a, 45b, 45c, a compressor 46, and an intercooler. 47).

히터(41)는 불순물을 가열한다. 컨덴세이트 수집라인(L40)으로 유입된 불순물은 액상일 수 있는데, 이때 히터(41)는 가열을 통하여 컨덴세이트가 아닌 탄화수소를 불순물로부터 기화시킬 수 있다. 불순물에서 기화된 탄화수소는 서지베슬(42)에서 분리되어 전처리부(10)로 전달될 수 있다.The heater 41 heats the impurities. The impurities introduced into the condensate collection line L40 may be in a liquid state. In this case, the heater 41 may vaporize hydrocarbons other than the condensate from the impurities through heating. Hydrocarbons vaporized from impurities may be separated from the surge vessel 42 and transferred to the pretreatment unit 10.

서지베슬(42)은, 불순물을 슬롭과 컨덴세이트로 분리한다. 서지베슬(42)은 밀도차 등을 이용하여 불순물에서 컨덴세이트를 분리할 수 있으며, 슬롭은 슬롭 처리부(50)로 전달될 수 있다.The surge vessel 42 separates impurities into a slop and a condensate. The surge vessel 42 may separate condensate from impurities using a density difference, and the like, and the slop may be transferred to the slop processing unit 50.

또한 서지베슬(42)에 유입되는 불순물 중에는 히터(41)에 의해 기화된 탄화수소가 포함될 수 있으며, 증발된 탄화수소는 액화가스 저장탱크(GT)나 연료 공급부(70) 등으로 공급될 수 있는 물질이므로, 가스 리턴라인(L41)을 통해 전처리부(10)(일례로 수은제거기(13)의 상류에서 기액분리기(12))로 리턴되어 처리될 수 있다.In addition, among the impurities flowing into the surge vessel 42, hydrocarbons vaporized by the heater 41 may be included, and the evaporated hydrocarbons are substances that can be supplied to the liquefied gas storage tank (GT) or the fuel supply unit 70, etc. , Through the gas return line (L41), the pretreatment unit 10 (for example, the gas-liquid separator 12 from the upstream of the mercury remover 13) may be returned and processed.

서지베슬(42)에서 분리된 컨덴세이트는 스태빌라이저(43)와 제1 드럼(45a) 등을 통하여 분류되며, 최종적으로 컨덴세이트 탱크(CT)로 수집될 수 있다.The condensate separated from the surge vessel 42 is classified through the stabilizer 43 and the first drum 45a, and may be finally collected in the condensate tank CT.

스태빌라이저(43)는, 비등점 차이 등을 이용하여 컨덴세이트를 분류한다. 이때 스태빌라이저(43)에서 액체 상태의 가스는 컨덴세이트 탱크(CT)로 전달되고, 기체 상태의 가스는 상분리기(44)로 전달된 후 일부는 스태빌라이저(43)로 리턴된다.The stabilizer 43 classifies the condensate using a boiling point difference or the like. At this time, the gas in the liquid state from the stabilizer 43 is transferred to the condensate tank CT, and the gas in the gaseous state is transferred to the phase separator 44 and a part of the gas is returned to the stabilizer 43.

상분리기(44)는, 스태빌라이저(43)에서 전달된 기체 상태의 가스에서 슬롭을 분리해낸다. 슬롭은 서지베슬(42)에서 1차로 분리되지만 완벽히 분리되지 못하고 스태빌라이저(43) 내로 유입될 수 있으며, 상분리기(44)는 서지베슬(42)과 동일/유사하게 밀도차 등을 이용하여 슬롭을 2차로 분리해낼 수 있다. 상분리기(44)에서 분리된 슬롭은 서지베슬(42)에서 분리된 슬롭과 합류하여 슬롭 처리부(50)로 전달된다.The phase separator 44 separates the slop from the gaseous gas delivered from the stabilizer 43. The slop is first separated from the surge vessel 42, but cannot be completely separated and may flow into the stabilizer 43, and the phase separator 44 uses the same/similar to the surge vessel 42 to reduce the slop by using a density difference, etc. It can be separated in two ways. The slop separated by the phase separator 44 merges with the slop separated by the surge vessel 42 and is transferred to the slop processing unit 50.

제1 드럼(45a) 내지 제3 드럼(45c)은, 스태빌라이저(43)에서 분리된 기체 상태의 가스를 전달받아 다단 기액분리하여 슬롭을 3차로 걸러낼 수 있다. 이때 제1 드럼(45a)과 제2 드럼(45b) 사이, 제2 드럼(45b)과 제3 드럼(45c) 사이에는 압축기(46)와 인터쿨러(47)가 마련될 수 있다.The first drums 45a to the third drums 45c may receive the gaseous gas separated from the stabilizer 43 and perform multi-stage gas-liquid separation to filter the slop thirdly. In this case, a compressor 46 and an intercooler 47 may be provided between the first drum 45a and the second drum 45b and between the second drum 45b and the third drum 45c.

이때 각 구성의 기능에 따라, 제1 드럼(45a)은 석션 드럼(suction drum), 제2 드럼(45b)은 인터스테이지 드럼(interstage drum), 제3 드럼(45c)은 고압 분리기(HP separator) 등으로 지칭될 수도 있다.At this time, according to the function of each component, the first drum 45a is a suction drum, the second drum 45b is an interstage drum, and the third drum 45c is a high pressure separator (HP separator). It may also be referred to as etc.

도면에 나타난 바와 같이 제1 드럼(45a) 내지 제3 드럼(45c) 중, 제2 드럼(45b)에서 슬롭이 분리되어 서지베슬(42) 및 상분리기(44)에서 분리된 슬롭과 함께 슬롭 처리기로 전달될 수 있지만, 도면과 달리 제1 드럼(45a) 등의 배치나 구조 등은 얼마든지 변경 가능하다.As shown in the figure, of the first drum 45a to the third drum 45c, the slop is separated from the second drum 45b, and the slop processor together with the slop separated from the surge vessel 42 and the phase separator 44 However, unlike the drawings, the arrangement or structure of the first drum 45a can be changed as much as possible.

슬롭 처리부(50)는, 가스에 포함된 슬롭을 처리한다. 슬롭은 전처리부(10) 등에서 컨덴세이트 처리부(40)로 전달된 불순물로부터 서지베슬(42) 등에 의하여 분리될 수 있으며, 컨덴세이트와 달리 물이 대부분을 차지하는 물질로, 오수로 지칭될 수 있다.The slop processing unit 50 processes slops included in the gas. The slop may be separated from impurities transferred from the pretreatment unit 10 to the condensate treatment unit 40 by the surge vessel 42 or the like, and unlike condensate, water occupies most of the material, and may be referred to as sewage.

슬롭 처리부(50)는 컨덴세이트 처리부(40)의 서지베슬(42)에서 연장되는 슬롭 전달라인(L42)을 통해 슬롭을 전달받아 저장, 정화하며, 슬롭 드럼(51), 원심분리기(52), 플로테이션 유닛(53), 수처리기(54)를 포함한다.The slop processing unit 50 receives the slop through a slop transfer line L42 extending from the surge vessel 42 of the condensate processing unit 40 to store and purify the slop, and the slop drum 51, the centrifuge 52, A floatation unit 53 and a water treatment device 54 are included.

슬롭 드럼(51)은, 컨덴세이트 처리부(40)로부터 슬롭을 전달받는다. 이때 슬롭 드럼(51)은 슬롭을 임시로 저장했다가 슬롭 저장라인(L50)을 통해 더티 슬롭탱크(DS)로 전달할 수 있으며, 더티 슬롭탱크(DS)에는 슬롭 공급라인(L54)을 통해 헐사이드(HS)에서의 오수도 함께 전달됨은 앞서 설명한 바와 같다.The slop drum 51 receives the slop from the condensate processing unit 40. At this time, the slop drum 51 may temporarily store the slop and transfer it to the dirty slop tank DS through the slop storage line L50, and the dirty slop tank DS may have a hull side through the slop supply line L54. It is as described above that sewage from (HS) is also delivered.

슬롭 드럼(51)은 슬롭을 임시로 저장해 두면서, 밀도차를 이용하여 슬롭에서 떠오르는 컨덴세이트 등을 원심분리기(52)로 전달할 수 있다. 즉 슬롭 드럼(51)은 더티 슬롭탱크(DS)로 전달되는 슬롭을 1차적으로 정화할 수 있다.The slop drum 51 may temporarily store the slop and transfer the condensate rising from the slop to the centrifuge 52 by using a density difference. That is, the slop drum 51 may primarily purify the slop delivered to the dirty slop tank DS.

원심분리기(52)는, 슬롭 드럼(51)에서 배출되며 컨덴세이트 등이 남아있는 오염된 슬롭을 받아 원심분리한다. 이때 슬롭 드럼(51)에서 원심분리기(52) 및 플로테이션 유닛(53)을 경유하여 더티 슬롭탱크(DS)까지 슬롭 정화라인(L51)이 마련될 수 있다.The centrifugal separator 52 is discharged from the slop drum 51 and receives the contaminated slop with condensate or the like remaining thereon, and performs centrifugation. At this time, the slop purification line L51 may be provided from the slop drum 51 to the dirty slop tank DS via the centrifuge 52 and the floatation unit 53.

플로테이션 유닛(53)은, 원심분리기(52)에서 배출된 슬롭을 추가로 정화할 수 있다. 플로테이션 유닛(53)에서 정화된 슬롭은 오염도에 따라 더티 슬롭탱크(DS) 또는 클린 슬롭탱크(CS)로 전달될 수 있다.The floatation unit 53 may further purify the slop discharged from the centrifuge 52. The slop purified by the floatation unit 53 may be delivered to the dirty slop tank DS or the clean slop tank CS according to the degree of contamination.

수처리기(54)는, 더티 슬롭탱크(DS)에 저장된 슬롭을 바다로 배출 가능한 상태가 되도록 정화하여 클린 슬롭탱크(CS)로 전달한다. 수처리기(54)는 화학적 및/또는 물리적 방법을 다양하게 활용하여 슬롭을 정화할 수 있다.The water treatment device 54 purifies the slop stored in the dirty slop tank DS so that it can be discharged to the sea and delivers it to the clean slop tank CS. The water treatment device 54 may purify the slop using various chemical and/or physical methods.

더티 슬롭탱크(DS)와 클린 슬롭탱크(CS) 사이에는 슬롭 처리라인(L52)이 마련되고 수처리기(54)는 슬롭 처리라인(L52) 상에 마련될 수 있다. A slop treatment line L52 may be provided between the dirty slop tank DS and the clean slop tank CS, and the water treatment device 54 may be provided on the slop treatment line L52.

클린 슬롭탱크(CS)는 슬롭 드럼(51)과 원심분리기(52), 플로테이션 유닛(53)을 거치면서 정화된 슬롭과, 더티 슬롭탱크(DS)에서 배출되고 수처리기(54)에서 정화된 슬롭을 저장해둘 수 있다. 이때 클린 슬롭탱크(CS)에 저장된 슬롭은 슬롭 배출라인(L53)을 통해 바다로 배출되더라도 환경오염을 일으키지 않을 정도의 상태를 갖는다.The clean slop tank CS is discharged from the slop drum 51, the centrifugal separator 52, and the floatation unit 53, and is discharged from the dirty slop tank DS, and is purified by the water treatment unit 54. You can save the slop. At this time, even if the slop stored in the clean slop tank CS is discharged to the sea through the slop discharge line L53, it has a state such that it does not cause environmental pollution.

배열 회수부(60)는, 배기를 회수하여 열 사용처에 공급한다. 배열 회수부(60)는 수요처의 배기를 사용할 수 있고, 수요처는 발전엔진이나 보일러 등임은 앞서 설명한 바와 같다.The exhaust heat recovery unit 60 recovers exhaust air and supplies it to a heat-using location. The exhaust heat recovery unit 60 may use the exhaust from the customer, and the customer is a power generation engine or a boiler as described above.

배열 회수부(60)는 수요처의 배기를 이용하여 오일을 가열하고, 가열된 오일이 열 사용처에서 사용되도록 할 수 있다. 이를 위해 배열 회수부(60)는 오일 펌프(61), 오일 가열기(62)를 포함한다.The heat recovery unit 60 may heat oil by using exhaust from a customer, and allow the heated oil to be used in a heat use place. To this end, the heat recovery unit 60 includes an oil pump 61 and an oil heater 62.

오일 펌프(61)는, 오일 탱크(OT)에 저장된 오일을 오일 가열기(62)로 전달한다. 오일 탱크(OT)에서 오일 가열기(62)로는 오일 공급라인(L60)이 마련될 수 있으며, 오일 펌프(61)는 오일 공급라인(L60) 상에 배치될 수 있다.The oil pump 61 delivers the oil stored in the oil tank OT to the oil heater 62. An oil supply line L60 may be provided as the oil heater 62 in the oil tank OT, and the oil pump 61 may be disposed on the oil supply line L60.

오일 가열기(62)는, 배기를 이용하여 오일을 가열한다. 오일 가열기(62)에서 가열된 오일은 약 260도씨 내외의 고온 오일로서 열 사용처에 전달될 수 있고, 또는 오일 분기라인(L61)을 따라 저온 오일로서 열 사용처에 전달될 수 있다.The oil heater 62 heats oil using exhaust air. The oil heated in the oil heater 62 may be transferred to a heat-use place as high-temperature oil of about 260 degrees Celsius or as low-temperature oil along the oil branch line L61 to a heat-use place.

오일 분기라인(L61)에서의 오일은, 오일 펌프(61)를 통해 유동하는 오일의 일부가 오일 우회라인(L62)을 통해 오일 가열기(62)를 우회하고 합류함에 따라 약 190도씨 내외의 저온 오일이 될 수 있다. 이때 오일 분기라인(L61)이나 오일 우회라인(L62)에는 별도의 쿨러가 부가될 수도 있다.The oil in the oil branch line (L61) is at a low temperature of about 190 degrees Celsius as part of the oil flowing through the oil pump (61) bypasses and merges the oil heater (62) through the oil bypass line (L62). It can be oil. In this case, a separate cooler may be added to the oil branch line L61 or the oil bypass line L62.

즉 배열 회수부(60)는, 오일 가열기(62)에서 가열된 고온 오일과, 오일 가열기(62)에서 가열된 오일에 오일 가열기(62)를 우회한 오일을 혼합한 저온 오일을 각각 열 사용처에 공급할 수 있다.That is, the heat recovery unit 60 uses the high temperature oil heated by the oil heater 62 and the low temperature oil obtained by mixing the oil heated by the oil heater 62 and the oil bypassing the oil heater 62 to the heat use place, respectively. Can supply.

이때 저온 오일은 전처리부(10)에서 아민의 재활용에 사용될 수 있고, 고온 오일은 전처리부(10)의 건조기(17)에 사용될 수 있다. 고온 오일은 건조기(17)에 열원을 공급하는 열원 공급기(18)에서 열원과 열교환하여, 열원을 가열할 수 있다. In this case, the low-temperature oil may be used for recycling of amines in the pretreatment unit 10, and the high-temperature oil may be used in the dryer 17 of the pretreatment unit 10. The high-temperature oil may heat the heat source by exchanging heat with the heat source in the heat source supply unit 18 supplying the heat source to the dryer 17.

따라서 배열 회수부(60)는, 하나의 오일 가열기(62)를 이용하여 고온 오일과 저온 오일을 생성할 수 있고, 수요처의 배기로 열원을 간접 가열하는 방식일 수 있다.Therefore, the heat recovery unit 60 may generate high-temperature oil and low-temperature oil using one oil heater 62, and may indirectly heat a heat source through exhaust from a customer.

연료 공급부(70)는, 가스를 수요처로 공급한다. 연료 공급부(70)는 액화부(30)에서 분리되는 플래시가스에 액화가스 저장탱크(GT)에서 배출되는 가스연료를 혼합하여 수요처로 공급할 수 있다.The fuel supply unit 70 supplies gas to a customer. The fuel supply unit 70 may mix gas fuel discharged from the liquefied gas storage tank GT with the flash gas separated by the liquefied unit 30 and supply it to a consumer.

연료 공급부(70)는, 탱크리턴 압축기(71), 석션 스크러버(72), 연료공급 압축기(73), 압력조절밸브(74), 가스히터(75), 스타트업 히터(76)를 포함한다.The fuel supply unit 70 includes a tank return compressor 71, a suction scrubber 72, a fuel supply compressor 73, a pressure control valve 74, a gas heater 75, and a start-up heater 76.

탱크리턴 압축기(71)는, 플래시가스와 가스연료가 혼합된 것을 압축한다. 다만 탱크리턴 압축기(71)는 수요처의 요구압력까지 가스연료를 압축하지는 않는다.The tank return compressor 71 compresses a mixture of flash gas and gas fuel. However, the tank return compressor 71 does not compress the gas fuel to the required pressure of the customer.

석션 스크러버(72)는, 1차로 압축된 가스연료를 임시로 저장하며, 연료공급 압축기(73)에 대한 버퍼 역할을 구현할 수 있다. 또한 석션 스크러버(72)는 기액분리 기능을 구비하며, 석션 스크러버(72)에서 분리되는 액체 상태의 가스는 액화가스 저장탱크(GT)로 리턴된다.The suction scrubber 72 temporarily stores gaseous fuel compressed first, and may implement a buffer role for the fuel supply compressor 73. In addition, the suction scrubber 72 has a gas-liquid separation function, and the liquid gas separated from the suction scrubber 72 is returned to the liquefied gas storage tank GT.

따라서 탱크리턴 압축기(71)는, 석션 스크러버(72)에서 액화가스 저장탱크(GT)로 가스가 리턴되더라도 문제없는 수준으로 가스연료를 압축할 수 있다.Accordingly, the tank return compressor 71 can compress the gas fuel to a level without a problem even when the gas is returned from the suction scrubber 72 to the liquefied gas storage tank GT.

연료공급 압축기(73)는, 다단으로 마련될 수 있으며 가스연료를 수요처의 요구압력까지 압축한다. 특히 수요처가 고압 수요처(HP user) 및 저압 수요처(LP user)로 구분될 경우, 연료공급 압축기(73)는 고압 수요처의 요구압력에 맞게 가스연료를 압축할 수 있다.The fuel supply compressor 73 may be provided in multiple stages and compresses gaseous fuel to a pressure required by a customer. In particular, when the demander is divided into a high-pressure consumer (HP user) and a low-pressure consumer (LP user), the fuel supply compressor 73 may compress gas fuel according to the required pressure of the high-pressure consumer.

압력조절밸브(74)는, 고압 수요처의 요구압력까지 가압된 가스연료의 압력을 저압 수요처의 요구압력에 맞게 조절한다. 액화부(30)의 플래시 드럼(36) 및 액화가스 저장탱크(GT)에서 수요처까지는 가스연료 공급라인(L31, L70)이 연결되며, 가스연료 공급라인(L70) 상에는 탱크리턴 압축기(71), 연료공급 압축기(73) 등이 마련되는데, 수요처의 상류에서 가스연료 공급라인(L70)은 분기되어 고압 수요처와 저압 수요처로 연결된다. 이때 압력조절밸브(74)는, 가스연료 공급라인(L70)이 분기된 지점에서 저압 수요처 사이에 배치될 수 있다.The pressure regulating valve 74 adjusts the pressure of the gas fuel pressurized up to the required pressure of the high-pressure consumer according to the required pressure of the low-pressure consumer. Gas fuel supply lines L31 and L70 are connected from the flash drum 36 and the liquefied gas storage tank GT of the liquefied part 30 to the customer, and a tank return compressor 71 on the gas fuel supply line L70, A fuel supply compressor 73 or the like is provided, and the gas fuel supply line L70 is branched upstream of the consumer and is connected to a high pressure consumer and a low pressure consumer. At this time, the pressure control valve 74 may be disposed between the low-pressure consumer at the point where the gas fuel supply line L70 is branched.

가스히터(75)는, 전처리부(10)로부터 전달되는 가스를 가열한다. 가스히터(75)에 전달되는 가스는 전처리부(10)에 의하여 수은 등의 불순물은 제거되었으나 프로판, 에탄 등의 NGL은 제거되지 않은 상태일 수 있다.The gas heater 75 heats the gas delivered from the pretreatment unit 10. The gas delivered to the gas heater 75 may be in a state in which impurities such as mercury are removed by the pretreatment unit 10, but NGLs such as propane and ethane are not removed.

가스히터(75)는 전처리가스 공급라인(L71)에 마련되며, 전처리가스 공급라인(L71)은 연료공급 압축기(73)의 하류에서 가스연료 공급라인(L70)에 연결될 수 있다. 따라서 가열된 가스는 가스연료 공급라인(L70)에서 연료공급 압축기(73)의 하류에 합류된다.The gas heater 75 is provided in the pretreatment gas supply line L71, and the pretreatment gas supply line L71 may be connected to the gas fuel supply line L70 from the downstream of the fuel supply compressor 73. Accordingly, the heated gas is joined to the downstream of the fuel supply compressor 73 in the gas fuel supply line L70.

가스히터(75)는 배열 회수부(60)에서 생성된 고온 오일 또는 저온 오일을 이용하여 가스를 가열할 수 있다. 물론 가스히터(75)는 해수 등을 이용하여 가스를 가열하는 것도 가능하다.The gas heater 75 may heat the gas using high temperature oil or low temperature oil generated by the heat recovery unit 60. Of course, the gas heater 75 may heat the gas using seawater or the like.

스타트업 히터(76)는, 전처리부(10)에서 NGL 처리부(20)로 전달되는 가스 및/또는 가스정이나 육상에서 전처리부(10)로 전달되는 가스를 공급받아 가열한다. 스타트업 히터(76)는 스타트업가스 공급라인(L72)에 마련되며, 스타트업가스 공급라인(L72)은 전처리가스 공급라인(L71)과 유사하게, 연료공급 압축기(73)의 하류에서 가스연료 공급라인(L70)에 연결될 수 있다. 다만 스타트업가스 공급라인(L72)과 전처리가스 공급라인(L71)은 각각 독립적으로 가스연료 공급라인(L70)에 연결될 수 있다.The start-up heater 76 receives and heats a gas delivered from the pretreatment unit 10 to the NGL processing unit 20 and/or a gas delivered to the pretreatment unit 10 from a gas well or land. The start-up heater 76 is provided in the start-up gas supply line L72, and the start-up gas supply line L72 is similar to the pretreatment gas supply line L71, gas fuel at the downstream of the fuel supply compressor 73. It may be connected to the supply line (L70). However, the start-up gas supply line L72 and the pretreatment gas supply line L71 may be independently connected to the gas fuel supply line L70.

스타트업 히터(76)는 가스히터(75)와 달리 전력을 이용해 전처리부(10)를 거친 가스를 가열할 수 있다. 스타트업 히터(76)는 수요처의 초기 가동을 위한 가스연료의 공급 시 사용되는 것인데, 수요처의 초기 가동 시에는 오일을 가열할 배기가 발생하지 않으므로 가스히터(75)에 의한 가열이 이루어질 수 없다.Unlike the gas heater 75, the startup heater 76 may heat the gas that has passed through the pretreatment unit 10 using electric power. The start-up heater 76 is used when supplying gas fuel for the initial operation of the customer, and since no exhaust to heat the oil is generated during the initial operation of the customer, heating by the gas heater 75 cannot be performed.

따라서 스타트업 히터(76)는 수요처의 가동 전에도 긴급발전기나 배터리 등으로부터 공급될 수 있는 전력을 이용하여 가스를 가열할 수 있는 전기히터(41) 타입으로 마련될 수 있다.Therefore, the start-up heater 76 may be provided as an electric heater 41 type capable of heating gas using power that can be supplied from an emergency generator or a battery, even before the consumer operates.

플레어부(80)는, 가스를 연소시킨다. 플레어부(80)는 플레어 타워(FT)로 연소 대상 가스를 전달하며, 연소 대상 가스라 함은 육상으로부터 전달된 가스가 가스 처리 시스템(1)에 의해 처리되는 과정에서 다양한 요인에 의하여 외부로 배출되어 버려져야 하는 가스를 의미한다.The flare portion 80 burns gas. The flare unit 80 delivers the combustion target gas to the flare tower FT, and the combustion target gas is discharged to the outside due to various factors in the process of processing the gas delivered from the land by the gas treatment system 1 It means the gas that must be thrown away.

연소 대상 가스는 가스가 유동하는 경로 중 어디에서 배출되는 가스인지에 따라, 습도, 온도, 압력이 달라질 수 있다. 따라서 플레어부(80)는, 여러 단에서 연소 대상 가스를 수집하는 플레어가스 공급라인(L80)을 마련할 수 있다.The combustion target gas may vary in humidity, temperature, and pressure depending on where the gas is discharged from among the flow paths. Accordingly, the flare unit 80 may provide a flare gas supply line L80 for collecting combustion target gas at various stages.

일례로 본 실시예의 플레어부(80)는, 고압 고온 기체가스, 고온 다습 기체가스, 고온 다습 액체가스, 저온 건조 기체가스, 저온 건조 액체가스 등으로 연소 대상 가스를 구분하여 공급받아 플레어 드럼(81)에 임시 저장할 수 있다.As an example, the flare unit 80 of this embodiment is supplied by dividing the combustion target gas into a high-pressure high-temperature gas gas, a high-temperature and humid gas gas, a high-temperature and high-humidity liquid gas, a low-temperature dry gas gas, a low-temperature dry liquid gas, and the like, ) Can be stored temporarily.

플레어 드럼(81)은 연소 대상 가스를 전달받아 임시로 저장하면서, 플레어팁 전달라인(L81)을 통해 연소 대상 가스를 플레어 타워(FT)로 전달하여 연소되도록 할 수 있다.The flare drum 81 may receive and temporarily store the combustion target gas, and transmit the combustion target gas to the flare tower FT through the flare tip delivery line L81 to be burned.

이때 플레어 드럼(81) 중 다습하거나 저온의 가스를 전달받는 경우에는 내부에서 연소 대상 가스를 가열하기 위해 드럼 히터(81a)가 마련될 수 있다.In this case, when a humid or low temperature gas is received among the flare drums 81, a drum heater 81a may be provided to heat the combustion target gas therein.

또한 플레어부(80)는 분리드럼(82)을 더 포함하는데, 분리드럼(82)은 저온 건조 기체가스를 공급받아 저장하였다가 저온 건조 액체가스가 공급되는 플레어 드럼(81)으로 전달한다.In addition, the flare unit 80 further includes a separation drum 82. The separation drum 82 receives and stores the low-temperature dry gas gas and transfers it to the flare drum 81 to which the low-temperature dry liquid gas is supplied.

고압 고온 기체가스, 고온 다습 기체가스, 또는 고온 다습 액체가스가 유입되는 플레어 드럼(81)은, 다습한 가스를 전달받고 액체 상태의 가스를 분리하여 슬롭탱크(DS, CS)로 전달할 수 있다. The flare drum 81 into which the high-pressure high-temperature gas gas, the high-temperature and humid gas gas, or the high-temperature and high-humidity liquid gas is introduced may receive the high-humidity gas, separate the liquid gas, and transfer the gas to the slop tanks DS and CS.

반면 저온 건조 기체가스 및 저온 건조 액체가스가 유입되는 플레어 드럼(81)은, 액체 상태의 가스를 폐기물로서 드레인 드럼(DD)에 전달할 수 있다. On the other hand, the flare drum 81 into which the low-temperature drying gas gas and the low-temperature drying liquid gas are introduced may deliver a liquid gas to the drain drum DD as waste.

고온 다습 기체가스 등에서 분리된 액체 상태의 가스는 물이 주성분이므로 수처리를 통한 재사용이 가능한 반면, 저온 건조 기체가스 등에서 분리된 액체 상태의 가스는 폐기물에 해당할 수 있다. 따라서 위와 같이 연소 대상 가스에서 분리되는 액체 상태의 가스를 서로 다르게 처리할 수 있다.Liquid gas separated from high temperature and humid gas gas, etc., can be reused through water treatment since water is the main component, whereas liquid gas separated from low temperature dry gas gas or the like may correspond to waste. Therefore, the liquid gas separated from the combustion target gas as above can be treated differently.

이와 같이 본 실시예는, 육상에서 공급되는 가스를 전처리, NGL 분리, 액화하여 액화가스를 생산하되, 컨덴세이트나 슬롭의 처리 및 연료 공급을 효율적으로 구현할 수 있다.As described above, the present embodiment produces liquefied gas by pre-treating, separating, and liquefying gas supplied from land, but it is possible to efficiently implement condensate or slop treatment and fuel supply.

도 12 내지 도 19는 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 처리 시스템의 부분 개념도이다.12 to 19 are partial conceptual diagrams of a gas treatment system according to another embodiment of the present invention.

도 12 내지 도 19를 참조하면, 본 발명의 다른 실시예에 따른 가스 처리 시스템(1)은, 본 발명의 해양 구조물(OP)이 연안에 계류되어 사용됨에 따라 육상에서 1차로 정제된 가스를 전달받을 수 있다는 점을 적극 고려하여, 일 실시예 대비 일부 구성을 개선하였다.Referring to Figures 12 to 19, the gas treatment system 1 according to another embodiment of the present invention, as the offshore structure OP of the present invention is moored and used on the coast, it delivers the first purified gas on land. In consideration of the fact that it can be received, some configurations have been improved compared to one embodiment.

이하에서는 본 실시예가 앞선 실시예 대비 달라지는 점 위주로 설명하도록 하며, 설명을 생략한 부분은 앞선 내용으로 갈음한다.Hereinafter, the description will be made mainly on points that the present embodiment is different from the previous embodiment, and portions omitted from the description will be replaced with the previous contents.

전처리부(10)는, 가스를 건조하는 과정에서 고온 오일을 사용하는 대신, 수요처의 배기로부터 직접 가열된 열원을 이용한다. 이를 위해 배열 회수부(60)는, 오일 가열기(62)를 이용하여 저온 오일만을 생성하고, 저온 오일과 독립적으로 고온 오일을 생성하지 않도록 마련된다.The pretreatment unit 10 uses a heat source directly heated from the exhaust of the customer, instead of using high-temperature oil in the process of drying the gas. To this end, the heat recovery unit 60 generates only low-temperature oil using the oil heater 62 and is provided so as not to generate high-temperature oil independently from the low-temperature oil.

앞선 실시예의 경우 배열을 이용해 온도가 서로 다른 고온 오일과 저온 오일을 각각 생성해야 하기 때문에, 오일 가열기(62)를 우회하는 오일의 양을 제어하는 것이 어려워 온도 control이 복잡하고, 또한 쿨러를 부가함에 따라 CAPEX가 증가한다는 문제가 있다.In the case of the previous embodiment, since it is necessary to generate high-temperature oil and low-temperature oil having different temperatures using an array, it is difficult to control the amount of oil bypassing the oil heater 62, making temperature control complicated, and adding a cooler Accordingly, there is a problem that CAPEX increases.

그러나 본 실시예는, 배열을 이용해서 저온 오일만을 생성하고, 고온 오일의 생성을 생략하되, 건조기(17)에서 사용되는 열원을 배기로 직접 가열할 수 있다. 이를 위해 배열 회수부(60)는 배기로 열원을 직접 가열하는 열원 가열기(63)를 포함하며, 열원 가열기(63)와 오일 가열기(62)는 배기의 흐름을 기준으로 직렬 및/또는 병렬로 마련될 수 있다. 이때 열원 가열기(63)에서 가열된 열원은, 오일 가열기(62)에서 가열된 오일 대비 고온일 수 있다. However, in the present embodiment, only low-temperature oil is generated by using heat and the generation of high-temperature oil is omitted, but the heat source used in the dryer 17 can be directly heated by exhaust. To this end, the heat recovery unit 60 includes a heat source heater 63 that directly heats the heat source with exhaust, and the heat source heater 63 and the oil heater 62 are provided in series and/or parallel based on the flow of exhaust. Can be. In this case, the heat source heated by the heat source heater 63 may be higher than that of the oil heated by the oil heater 62.

즉 배열 회수부(60)는, 건조기(17)에서 사용되는 열원을 고온 오일 대신 수요처의 배기로 직접 가열하여, 수요처의 배기로 가열된 오일을 고온 오일과 저온 오일로 나누지 않고 저온 오일로 통합할 수 있다. 따라서 본 실시예는 CAPEX 및 OPEX를 모두 줄이고 시스템을 단순화하여 시스템 운전 효율성을 높일 수 있다.That is, the heat recovery unit 60 directly heats the heat source used in the dryer 17 with the exhaust of the customer instead of the high-temperature oil, so that the oil heated by the exhaust of the customer is not divided into the high-temperature oil and the low-temperature oil, but is integrated into the low-temperature oil. I can. Therefore, in this embodiment, both CAPEX and OPEX can be reduced, and the system can be simplified to increase system operation efficiency.

NGL 처리부(20)는, 기액분리기(21) 및 하나의 스태빌라이저(25)만을 이용하여 NGL을 분리한다. 본 발명의 해양 구조물(OP)은 육상에서 이미 가공된 가스를 전달받을 수 있고, 더 나아가 육상에 마련되어 있는 육상 설비(GP)를 사용할 수도 있다.The NGL processing unit 20 separates the NGL using only the gas-liquid separator 21 and one stabilizer 25. The offshore structure (OP) of the present invention may receive gas already processed on land, and further, may use a land facility (GP) provided on land.

따라서 NGL이나 컨덴세이트의 발생량이 심해용 해양 구조물(OP) 대비 대폭 줄어들게 되어 NGL 등의 분리가 컴팩트해질 수 있으며, 본 실시예는 NGL 처리부(20)에서 앞선 실시예 대비 제1 칼럼(25a) 내지 제3 칼럼(25c) 등을 모두 생략할 수 있다.Therefore, the generation amount of NGL or condensate is significantly reduced compared to the deep sea offshore structure (OP), so that the separation of NGL and the like can be made compact.In this embodiment, in the NGL processing unit 20, compared to the previous embodiment, the first column 25a to All of the third column 25c and the like may be omitted.

NGL 처리부(20)는 전처리부(10)에서 전달된 가스를 기액분리하여 NGL을 1차로 분리하는 기액분리기(21)와, 익스팬더(22)를 거친 가스에서 NGL을 2차로 분리하는 스태빌라이저(25)를 포함할 수 있다.The NGL processing unit 20 includes a gas-liquid separator 21 that firstly separates NGL by gas-liquid separating the gas delivered from the pretreatment unit 10, and a stabilizer 25 that secondarily separates NGL from the gas that has passed through the expander 22. It may include.

이때 본 실시예는 익스팬더(22)와 압축기(23) 사이에서 제1 칼럼(25a)이 마련되는 앞선 실시예 대비, 익스팬더(22)와 압축기(23) 사이에서 스태빌라이저(25)만 마련될 수 있지만, 본 실시예의 스태빌라이저(25)가 앞선 실시예의 제1 칼럼(25a)으로 대체될 수 있는 것임은 자명하다.At this time, in this embodiment, compared to the previous embodiment in which the first column 25a is provided between the expander 22 and the compressor 23, only the stabilizer 25 may be provided between the expander 22 and the compressor 23. , It is obvious that the stabilizer 25 of this embodiment can be replaced with the first column 25a of the previous embodiment.

NGL 처리부(20)는 드럼(26)을 포함하는데, 드럼(26)은 NGL 분리라인(L21)을 통해 기액분리기(21) 및 스태빌라이저(25)에서 분리된 NGL을 전달받아 저장할 수 있다. 앞선 실시예에서는 NGL에서 에탄과 프로판/부탄, 컨덴세이트가 구분되도록 한 반면, 본 실시예는 육상에서 가공된 가스를 처리함에 따라 NGL의 양이 대폭 줄어드는 점을 고려하여, 에탄 등을 별도로 분리하지 않고 한꺼번에 드럼(26)에 저장해둘 수 있다.The NGL processing unit 20 includes a drum 26. The drum 26 may receive and store the NGL separated by the gas-liquid separator 21 and the stabilizer 25 through the NGL separation line L21. In the previous embodiment, ethane, propane/butane, and condensate are classified in NGL, whereas in this embodiment, in consideration of the fact that the amount of NGL decreases significantly as the gas processed on land is processed, ethane, etc. are not separately separated. It can be stored in the drum 26 at once without.

이때 드럼(26)에 저장된 액체 상태의 가스는 육상으로 리턴되어 처리될 수 있으며, 다만 드럼(26) 내에서 증발한 기체 상태의 가스는 비등점이 낮은 경탄화수소를 포함할 것이므로, 가스연료로 사용될 수 있다.At this time, the liquid gas stored in the drum 26 can be returned to land and processed, but the gaseous gas evaporated in the drum 26 will contain light hydrocarbons with a low boiling point, so it can be used as gas fuel. have.

즉 본 실시예는 NGL을 드럼(26)으로 저장해두고 육상으로 하역하거나 가스연료로 사용해 처리함으로써, NGL의 분리 및 분리된 물질들의 개별적인 처리를 위한 구성이 대폭 생략될 수 있다.That is, in the present embodiment, the NGL is stored in the drum 26 and unloaded on land or processed using gas fuel, so that the configuration for the separation of the NGL and individual treatment of the separated materials can be greatly omitted.

액화부(30)는, 냉매를 이용하여 가스를 냉각하는데, 본 발명의 해양 구조물(OP)이 육상에서 고압으로 가스를 공급받는다는 점을 고려하여, 본 실시예는 컴팬더(31)를 생략할 수 있다.The liquefaction unit 30 cools the gas using a refrigerant. In consideration of the fact that the offshore structure OP of the present invention receives gas at high pressure on land, the compander 31 is omitted in this embodiment. I can.

즉 액화부(30)는, 냉매를 이용하여 가스를 냉각하되 냉매와의 열교환 과정에서 가스의 강제적인 압력 변화(가스의 팽창이나 압축) 없이 가스를 액화할 수 있다.That is, the liquefaction unit 30 cools the gas by using the refrigerant, but can liquefy the gas without forcible pressure change (expansion or compression of the gas) of the gas during the heat exchange process with the refrigerant.

또한 본 실시예는 컴팬더(31) 사이에 마련되는 기액분리기(32)도 생략할 수 있으며, 다만 냉매와의 열교환 과정에서(일례로 액화기(33)의 프리쿨링과 메인쿨링 사이에서) 가스는 NGL 처리부(20)의 스태빌라이저(25)를 경유할 수 있다.In addition, in this embodiment, the gas-liquid separator 32 provided between the compander 31 may be omitted, but in the process of heat exchange with the refrigerant (for example, between precooling and main cooling of the liquefier 33), gas May pass through the stabilizer 25 of the NGL processing unit 20.

따라서 액화부(30)는, 냉매와의 열교환 과정에서 가스로부터 NGL이 분리되도록 할 수 있다. 즉 본 실시예는 불순물을 분리하던 일 실시예의 기액분리기(32)를 생략하고, 스태빌라이저(25)를 활용하여 NGL을 분리해 드럼(26)에 저장하는 방식으로 구성을 단순화하였으며, 이러한 개선 사항은 본 발명이 육상과 연결되는 연안용 해양 구조물(OP)이기 때문에 가능한 것이다.Accordingly, the liquefaction unit 30 may separate the NGL from the gas in the process of heat exchange with the refrigerant. That is, in this embodiment, the configuration is simplified by omitting the gas-liquid separator 32 of an embodiment that separates impurities, and storing the NGL in the drum 26 by separating the NGL using the stabilizer 25. These improvements This is possible because the present invention is a coastal offshore structure (OP) connected to the land.

이를 통해 본 실시예는 심해용 해양 구조물(OP)이나 앞선 실시예와 대비할 때, 액화부(30)에 필요한 장비의 수량을 줄이고, Utility 에 필요한 Power/cooling/electrical power 등을 절감하여 CAPEX 및 OPEX를 줄일 수 있다.Through this, the present embodiment reduces the number of equipment required for the liquefaction unit 30 when compared to the deep-sea offshore structure (OP) or the previous embodiment, and reduces the power/cooling/electrical power required for the utility, CAPEX and OPEX. Can be reduced.

컨덴세이트 처리부(40)는, 전처리부(10)에서 분리되는 불순물을 밀도차를 이용하여 슬롭과 컨덴세이트로 분리하고, 분리된 컨덴세이트를 추가 분리없이 저장한다.The condensate processing unit 40 separates impurities separated in the pretreatment unit 10 into a slop and a condensate using a density difference, and stores the separated condensate without further separation.

앞선 실시예의 경우 서지베슬(42)에서 분리된 컨덴세이트에 대해 제1 드럼(45a) 내지 제3 드럼(45c)을 사용하여 컨덴세이트에 포함될 수 있는 슬롭을 분리해내는 구성이 마련되어 있다.In the case of the previous embodiment, the first drum 45a to the third drum 45c are used for the condensate separated from the surge vessel 42 to separate slops that may be included in the condensate.

그러나 본 실시예는, 연안용이라는 점에서 NGL은 물론이고 컨덴세이트의 양도 심해용 해양 구조물(OP) 대비 대폭 줄어들게 될 것임을 고려하여, 서지베슬(42)에서 분리된 컨덴세이트를 추가 분리 없이 컨덴세이트 탱크(CT)에 저장할 수 있다. However, in this embodiment, in consideration of the fact that the transfer of condensate as well as NGL will be significantly reduced compared to the deep sea offshore structure (OP) in terms of coastal use, the condensate separated from the surge vessel 42 is condensed without additional separation. Can be stored in the tank (CT).

이때 컨덴세이트의 양이 많지 않으므로, 서지베슬(42)에서 분리된 컨덴세이트에서 슬롭을 추가로 분리하지 않더라도, 컨덴세이트 탱크(CT)의 용량을 확장할 필요는 없다.At this time, since the amount of condensate is not large, it is not necessary to expand the capacity of the condensate tank CT even if the slop is not additionally separated from the condensate separated from the surge vessel 42.

본 실시예의 서지베슬(42)은, 격벽(42a)을 포함하며 밀도차를 이용하여 전처리부(10)에서 분리된 불순물을 슬롭과 컨덴세이트로 분리할 수 있다. 이때 서지베슬(42)은 격벽(42a)을 기준으로 불순물이 유입되는 일측과 컨덴세이트가 빠져나가는 타측으로 구분될 수 있다.The surge vessel 42 of the present exemplary embodiment includes the partition wall 42a and may separate impurities separated by the pretreatment unit 10 into a slop and a condensate using a density difference. At this time, the surge vessel 42 may be divided into one side through which impurities are introduced and the other side through which the condensate exits, based on the partition wall 42a.

서지베슬(42)에서 일측은 슬롭 처리부(50)로 연결되고, 타측은 컨덴세이트 탱크(CT)로 연결된다. 서지베슬(42)은 밀도가 큰 슬롭을 슬롭 처리부(50)로 전달할 수 있고, 밀도가 작아 격벽(42a)을 넘어간 컨덴세이트를 컨덴세이트 탱크(CT)로 전달한다.In the surge vessel 42, one side is connected to the slop treatment unit 50, and the other side is connected to a condensate tank CT. The surge vessel 42 can transmit a slop having a high density to the slop processing unit 50, and transmits the condensate that has passed through the partition wall 42a due to its low density to the condensate tank CT.

다만 이때 슬롭이 격벽(42a)을 넘지 않도록, 서지베슬(42)은 ILC(Interface Level Control)를 이용하여, 슬롭과 컨덴세이트의 전달량(배출량)을 조절하여 슬롭과 컨덴세이트의 경계면을 격벽(42a)보다 낮게 유지할 수 있다.However, at this time, so that the slop does not exceed the bulkhead 42a, the surge vessel 42 uses ILC (Interface Level Control) to adjust the transfer amount (discharge amount) of the slop and the condensate to cross the boundary surface between the slop and the condensate. Can be kept lower than ).

본 실시예의 서지베슬(42)에는 격벽(42a)의 일측에 불순물 외에도 육상 또는 액화부(30)에서의 불순물이 유입된다. 서지베슬(42)이 위와 같은 불순물들을 모두 전달받아 처리할 수 있는 것은, 기본적으로 본 발명이 연안용으로서 불순물의 양이 적을 것이기 때문이다.In addition to the impurities on one side of the partition wall 42a, impurities from the land or liquefied portion 30 flow into the surge vessel 42 of the present embodiment. The reason that the surge vessel 42 can receive and treat all of the above impurities is basically because the present invention is for coastal use and the amount of impurities will be small.

서지베슬(42)은, PC(Pressure Control)를 통해 내부 압력을 낮춰서 불순물에서 탄화수소를 증발시킬 수 있으며, 증발된 탄화수소는 가스 리턴라인(L41)을 통해 전처리부(10)로 리턴된다. 즉 본 실시예의 컨덴세이트 처리부(40)는 히팅 없이 서지베슬(42)의 압력 저하를 이용하여, 활용 가능한 탄화수소가 자연 증발하도록 할 수 있다.The surge vessel 42 may evaporate hydrocarbons from impurities by lowering the internal pressure through PC (Pressure Control), and the evaporated hydrocarbons are returned to the pretreatment unit 10 through the gas return line L41. That is, the condensate processing unit 40 of the present embodiment may naturally evaporate usable hydrocarbons by using the pressure drop of the surge vessel 42 without heating.

슬롭 처리부(50)는, 서지베슬(42)에서 분리된 슬롭을 처리한다. 이때 슬롭 처리부(50)는 해양 구조물(OP)의 헐사이드(HS)에서 발생하는 오수의 처리를 위한 수처리기(54)를 공유하여 슬롭을 정화해 외부로 배출할 수 있다.The slop processing unit 50 processes the slop separated from the surge vessel 42. At this time, the slop treatment unit 50 may purify the slop and discharge it to the outside by sharing a water treatment unit 54 for treating sewage generated from the hullside HS of the offshore structure OP.

헐사이드(HS)의 오수인 슬롭을 처리하기 위해 더티 슬롭탱크(DS), 수처리기(54), 클린 슬롭탱크(CS)는 기본적으로 마련될 수 있는데, 일 실시예의 경우 탑사이드(TS)에서 발생하는 슬롭을 처리하기 위해 원심분리기(52), 플로테이션 유닛(53) 등을 더 구비하고 있다.A dirty slop tank (DS), a water treatment unit (54), and a clean slop tank (CS) may be basically provided to treat the slop, which is the wastewater of Hullside (HS).In one embodiment, it occurs in the top side (TS). A centrifugal separator 52, a floatation unit 53, and the like are further provided to process the slop.

그러나 본 실시예는, 연안에서 계류된 상태로 육상에서 가스를 받아 처리함에 따라 NGL, 컨덴세이트, 슬롭 모두 발생량이 대폭 줄어들 수 있다는 점을 고려해, 원심분리기(52)와 플로테이션 유닛(53) 등을 모두 생략할 수 있다.However, in this embodiment, taking into account that the amount of generation of NGL, condensate, and slop can be significantly reduced as gas is received and processed on land while moored off the coast, the centrifuge 52 and the floatation unit 53, etc. Can be omitted altogether.

따라서 본 실시예는 탑사이드(TS)의 슬롭이 별다른 정화 처리 없이 헐사이드(HS)의 오수와 함께 더티 슬롭탱크(DS)로 저장되도록 할 수 있고, 더티 슬롭탱크(DS)와 클린 슬롭탱크(CS) 사이의 수처리기(54)만을 이용하여 해양 구조물(OP)에서 발생하는 모든 슬롭의 정화 및 외부 배출이 가능하다.Therefore, in this embodiment, the slop of the top side TS can be stored as a dirty slop tank DS together with the wastewater of the hull side HS without any special purification treatment, and the dirty slop tank DS and the clean slop tank ( It is possible to purify and discharge all the slops generated in the offshore structure OP by using only the water treatment unit 54 between CS).

다만 탑사이드(TS)에서 발생하는 슬롭에 오염도가 높을 경우 수처리기(54)로 처리하는데 한계가 있을 수 있으므로, 본 실시예는 슬롭의 오염도를 고려하여 슬롭에서 폐기물을 분리하는 구성을 포함할 수 있다.However, if the slop generated in the top side (TS) has a high degree of contamination, there may be a limit to treatment with the water treatment unit 54, so this embodiment may include a configuration for separating waste from the slop in consideration of the contamination level of the slop. have.

이를 위해 슬롭 전달라인(L42)에는 오염도 센서(55)가 마련될 수 있으며, 오염도 센서(55)는 슬롭의 오염도를 ppm 단위로 측정할 수 있다. 슬롭의 오염도가 기준값(30ppm 등)을 넘어선 것으로 확인될 경우, 슬롭은 더티 슬롭탱크(DS)로 전달되는 대신 슬롭 드럼(51)으로 전달될 수 있다.To this end, the contamination level sensor 55 may be provided in the slop delivery line L42, and the contamination level sensor 55 may measure the contamination level of the slop in ppm units. When it is determined that the contamination level of the slop exceeds the reference value (30 ppm, etc.), the slop may be transferred to the slop drum 51 instead of being transferred to the dirty slop tank DS.

이때 슬롭 드럼(51)은, 서지베슬(42)과 동일/유사하게 밀도차 등을 이용하여 슬롭에서 폐기물을 분리할 수 있으며, 슬롭 드럼(51)에서 분리된 슬롭은 더티 슬롭탱크(DS)로 전달되고, 슬롭 드럼(51)에서 분리된 폐기물은 드레인 라인(L56)을 따라 드레인 드럼(DD)으로 전달된다.At this time, the slop drum 51 can separate the waste from the slop using the same/similar density difference as the surge vessel 42, and the slop separated from the slop drum 51 is a dirty slop tank (DS). The waste is transferred and separated from the slop drum 51 is transferred to the drain drum DD along the drain line L56.

즉 본 실시예의 슬롭 처리부(50)는, 슬롭의 오염도가 기준값 이상일 경우 슬롭이 슬롭 드럼(51)을 경유하여 더티 슬롭탱크(DS)로 전달되도록 슬롭의 흐름을 제어할 수 있다.That is, the slop processing unit 50 according to the present embodiment may control the flow of the slop so that the slop is transferred to the dirty slop tank DS via the slop drum 51 when the contamination level of the slop is higher than the reference value.

이러한 슬롭의 흐름 제어는 슬롭 전달라인(L42)에서 슬롭 드럼(51)을 우회하여 더티 슬롭탱크(DS)로 연결되는 슬롭 우회라인(L55) 및/또는 슬롭 드럼(51)에 연결되는 슬롭 전달라인(L42)에 마련된 슬롭 제어밸브(56)에 의하여 구현될 수 있다.The flow control of such a slop is a slop bypass line (L55) connected to the dirty slop tank (DS) by bypassing the slop drum 51 from the slop transfer line (L42) and/or a slop transfer line connected to the slop drum (51). It may be implemented by the slop control valve 56 provided in (L42).

이를 통해 본 실시예는, 헐사이드(HS) 오수 처리 구성(수처리기(54))에 탑사이드(TS) 오수 처리를 통합함으로써, 슬롭의 처리가 매우 심플하게 이루어질 수 있도록 하여, 원심분리 등의 구성을 생략하고 슬롭 처리에 소비되는 에너지를 대폭 절감할 수 있다.In this embodiment, by incorporating the topside (TS) sewage treatment into the Hulside (HS) wastewater treatment configuration (water treatment unit 54), the treatment of the slop can be made very simple, such as centrifugation. By omitting the configuration, energy consumed for slop treatment can be significantly reduced.

연료 공급부(70)는, 액화부(30)에서 분리되는 플래시가스에 액화가스 저장탱크(GT)에서 배출되는 가스연료를 혼합하여 압축 및 가열 후 수요처로 공급한다.The fuel supply unit 70 mixes the gas fuel discharged from the liquefied gas storage tank GT with the flash gas separated by the liquefaction unit 30, compresses and heats it, and supplies it to a consumer.

특히 본 실시예의 연료 공급부(70)는, 압축 후 가열 전에 전처리부(10)에서 불순물이 제거된 가스가 혼합되도록 할 수 있다. 앞선 실시예의 경우 가스히터(75) 또는 스타트업 히터(76)가 가스연료 공급라인(L70)에 마련되지 않기 때문에, 전처리된 가스가 가열된 후 플래시가스 및 가스연료와 혼합하여 수요처로 공급된다.In particular, the fuel supply unit 70 according to the present exemplary embodiment may allow gas from which impurities are removed from the pretreatment unit 10 to be mixed before heating after compression. In the case of the previous embodiment, since the gas heater 75 or the start-up heater 76 is not provided in the gas fuel supply line L70, the pretreated gas is heated and then mixed with the flash gas and the gas fuel and supplied to the consumer.

따라서 일 실시예는 압축된 플래시가스에 가열된 가스를 혼합함에 따라 수요처로 유입되는 가스연료의 온도가 제어되므로 온도 컨트롤이 매우 어려울 수 있다.Therefore, in an embodiment, temperature control may be very difficult because the temperature of gas fuel introduced to the customer is controlled by mixing the heated gas with the compressed flash gas.

그러나 본 실시예는 전처리된 가스가 가스연료의 가열 전에 가스연료 공급라인(L70)에 합류하도록 하여, 가스히터(75) 등을 이용해 수요처의 요구온도에 맞게 가스를 가열하는 온도 컨트롤이 매우 용이해진다.However, in this embodiment, the pretreated gas joins the gas fuel supply line L70 before heating the gas fuel, so that it is very easy to control the temperature of heating the gas according to the required temperature of the customer using the gas heater 75 or the like. .

이를 위해 연료 공급부(70)는 연료공급 압축기(73)와 가스히터(75) 사이에 마련되는 가스연료 베슬(77)을 포함하며, 플래시가스는 가스연료 베슬(77)의 상류 또는 내부에서 전처리부(10)를 거친 가스와 혼합될 수 있다.To this end, the fuel supply unit 70 includes a gas fuel vessel 77 provided between the fuel supply compressor 73 and the gas heater 75, and the flash gas is a pretreatment unit upstream or inside the gas fuel vessel 77. Can be mixed with the gas passed through (10).

가스히터(75)와 스타트업 히터(76)는 병렬로 마련될 수 있으며, 스타트업 히터(76)는 긴급발전기 또는 육상의 전력을 이용해 전처리부(10)를 거친 가스 등을 가열하여 수요처로 공급할 수 있다. 또한 본 실시예는 배열 회수부(60)에 의한 고온 오일의 생산이 생략되므로, 가스히터(75)는 저온 오일 등을 이용하여 가스를 가열할 수 있다.The gas heater 75 and the start-up heater 76 may be provided in parallel, and the start-up heater 76 heats the gas that has passed through the pretreatment unit 10 using an emergency generator or onshore power to be supplied to a customer. I can. In addition, in this embodiment, since the production of high-temperature oil by the heat recovery unit 60 is omitted, the gas heater 75 may heat the gas using low-temperature oil or the like.

또한 본 실시예는, 앞선 실시예 대비 탱크리턴 압축기(71)가 생략될 수 있다. 즉 석션 스크러버(72)는 플래시가스나 가스연료를 압축 없이 전달받고, 수요처로 전달되지 않고 액체 상태로 남은 잉여분의 가스를 액화가스 저장탱크(GT)로 일부 리턴시킬 수 있다.In addition, in this embodiment, compared to the previous embodiment, the tank return compressor 71 may be omitted. That is, the suction scrubber 72 may receive flash gas or gas fuel without compression, and may partially return the excess gas remaining in a liquid state without being delivered to a consumer, to the liquefied gas storage tank GT.

다만 플래시가스와 가스연료의 압력 차이를 맞춰주기 위해, 가스연료 공급라인(L70)에서 가스연료가 플래시가스에 합류되는 지점의 상류에는 컨트롤 밸브(부호 도시하지 않음)가 마련될 수도 있다.However, in order to match the pressure difference between the flash gas and the gas fuel, a control valve (not shown) may be provided upstream of a point where the gas fuel joins the flash gas in the gas fuel supply line L70.

이와 같이 본 실시예의 연료 공급부(70)는, 탱크리턴 압축기(71)를 생략하고 연료공급 압축기(73)로 통합하여 압축 구성을 최적화하고, 여러 연료를 각각 가열 후 혼합하는 대신 혼합 후 가열하는 방식을 통해 온도 제어를 효율적으로 구현할 수 있다.As described above, the fuel supply unit 70 of this embodiment optimizes the compression configuration by omitting the tank return compressor 71 and integrating it into the fuel supply compressor 73, and heating after mixing instead of mixing several fuels after heating each. Through this, temperature control can be efficiently implemented.

플레어부(80)는, 가스 처리 시스템(1)에서 외부로 배출되는 가스를 연소시킨다. 특히 본 실시예의 플레어부(80)는 연소 대상 가스를 압력 및 온도에 따라 분리하여 플레어 타워(FT)에 전달할 수 있다.The flare unit 80 burns the gas discharged to the outside from the gas treatment system 1. In particular, the flare unit 80 of the present embodiment may separate the combustion target gas according to pressure and temperature and transmit it to the flare tower FT.

구체적으로 플레어부(80)는, 가스의 압력 및 온도에 따라 구분되는 복수 개의 플레어 드럼(81)을 갖는다. 본 실시예의 플레어부(80)는 액체와 기체로 구분하고 압력에 따른 구분을 하지 않는 일 실시예와 달리, 압력과 온도에 따라 연소 대상 가스를 구분하여 전달받을 수 있다.Specifically, the flare unit 80 has a plurality of flare drums 81 divided according to the pressure and temperature of the gas. Unlike an embodiment in which the flare unit 80 of the present embodiment is divided into liquid and gas and does not distinguish according to pressure, the combustion target gas may be classified and delivered according to pressure and temperature.

일례로 플레어부(80)는, 저압 고온, 고압 고온, 저저압 저온, 저압 저온, 고압 고온으로 연소 대상 가스를 구분하여 플레어 드럼(81)으로 공급받을 수 있다.For example, the flare unit 80 may be supplied to the flare drum 81 by dividing the combustion target gas into low pressure high temperature, high pressure high temperature, low low pressure low temperature, low pressure low temperature, high pressure high temperature.

이때 플레어 드럼(81)은 연소 대상 가스에서 고압과 저압이 서로 분리되고 고온과 저온이 서로 분리될 수 있도록 마련되며, 각 플레어 드럼(81)에서 플레어 타워(FT)로 플레어팁 전달라인(L81)이 연결될 수 있다.At this time, the flare drum 81 is provided so that high pressure and low pressure are separated from each other and high temperature and low temperature are separated from each other in the combustion target gas, and the flare tip delivery line L81 from each flare drum 81 to the flare tower FT Can be connected.

또한 저온의 연소 대상 가스가 유입되는 플레어 드럼(81)에는 드럼 히터(81a)가 마련될 수 있고, 일 실시예의 분리드럼(82)은 생략될 수 있다.In addition, a drum heater 81a may be provided in the flare drum 81 through which the low-temperature combustion target gas is introduced, and the separation drum 82 according to an exemplary embodiment may be omitted.

고온 가스가 유입되는 플레어 드럼(81)은, 액체 상태의 가스를 분리하여 액상 리턴라인(L82)을 통해 컨덴세이트 처리부(40)의 서지베슬(42)로 전달할 수 있다. 본 실시예의 액상 리턴라인(L82)은 플레어 드럼(81)에서 슬롭탱크(DS, CS)로 연결되는 일 실시예와 다른데, 이는 본 발명이 육상에서 가공된 가스를 공급받아 처리하므로 연소 대상 가스에 수분이 많지 않음을 고려한 것이다. 반면 저온 가스가 유입되는 플레어 드럼(81)은, 액체 상태의 가스를 분리하여 드레인 드럼(DD)으로 전달할 수 있다. The flare drum 81 into which the high-temperature gas flows may separate the liquid gas and transmit it to the surge vessel 42 of the condensate processing unit 40 through the liquid return line L82. The liquid return line (L82) of this embodiment is different from the embodiment in which the flare drum (81) is connected to the slop tanks (DS, CS). This is because the present invention receives and processes the gas processed on land. Considering the lack of moisture. On the other hand, the flare drum 81 into which the low-temperature gas flows may separate the liquid gas and transfer it to the drain drum DD.

플레어부(80)는, 상대적으로 가장 저압인 저저압 저온 가스를 플레어 드럼(81)의 경유 없이 플레어 타워(FT)에 직접 전달할 수 있다. 저저압 저온 가스는 액화가스 저장탱크(GT)에서 배출되는 것으로서, 컨덴세이트와 같은 불순물이나 폐기물이 혼합되지 않는다. 따라서 플레어부(80)는 저저압 저온 가스를 플레어 타워(FT)로 바로 전달하여 연소시킬 수 있다.The flare unit 80 may directly deliver the relatively low-pressure low-pressure low-temperature gas to the flare tower FT without passing through the flare drum 81. The low-pressure low-temperature gas is discharged from the liquefied gas storage tank (GT), and impurities such as condensate or waste are not mixed. Accordingly, the flare unit 80 may directly deliver the low-low-pressure low-temperature gas to the flare tower FT and burn it.

이와 같이 본 실시예는 연소 대상 가스의 각 특성에 따라 플레어 드럼(81) 등을 분리하여 시스템을 단순화 및 최적화할 수 있다.As described above, the present embodiment can simplify and optimize the system by separating the flare drum 81 or the like according to each characteristic of the combustion target gas.

이상과 같이 본 실시예는, 육상에서 1차로 가공된 가스를 공급받아 처리하는 연안용으로서, NGL 등의 발생이 적다는 점과 육상 설비(GP)를 사용할 수 있다는 점을 토대로 시스템 구성을 간소화하여, 해양 구조물(OP)의 규격화가 가능하다.As described above, this embodiment simplifies the system configuration based on the fact that it is for coastal use to receive and process gas that has been primarily processed on land, and that there is little occurrence of NGL, etc., and that onshore facilities (GP) can be used. , It is possible to standardize the offshore structure (OP).

본 발명은 상기에서 설명한 실시예로 한정되지 않으며, 상기 실시예들의 조합 또는 상기 실시예 중 적어도 어느 하나와 공지 기술의 조합을 또 다른 실시예로서 포함할 수 있음은 물론이다.It goes without saying that the present invention is not limited to the above-described embodiments, and may include a combination of the above embodiments or a combination of at least one of the above embodiments and a known technology as another embodiment.

이상에서는 본 발명의 실시예들을 중심으로 본 발명을 설명하였으나 이는 단지 예시일 뿐 본 발명을 한정하는 것이 아니며, 본 발명이 속하는 분야의 통상의 지식을 가진 자라면 본 실시 예의 본질적인 기술내용을 벗어나지 않는 범위에서 실시예에 예시되지 않은 여러 가지의 조합 또는 변형과 응용이 가능함을 알 수 있을 것이다. 따라서, 본 발명의 실시예들로부터 용이하게 도출가능한 변형과 응용에 관계된 기술내용들은 본 발명에 포함되는 것으로 해석되어야 할 것이다.In the above, the present invention has been described centering on the embodiments of the present invention, but this is only an example and does not limit the present invention, and those of ordinary skill in the field to which the present invention belongs will not depart from the essential technical content of the present embodiment. It will be appreciated that various combinations or modifications and applications not illustrated in the embodiments are possible in the range. Accordingly, technical contents related to modifications and applications that can be easily derived from the embodiments of the present invention should be interpreted as being included in the present invention.

GP: 육상 설비 JT: 제티
OP: 해양 구조물 HS: 헐사이드
TS: 탑사이드 FT: 플레어 타워
GT: 액화가스 저장탱크 OT: 오일 탱크
CT: 컨덴세이트 탱크 DD: 드레인 드럼
DS: 더티 슬롭탱크 CS: 클린 슬롭탱크
1: 가스 처리 시스템 10: 전처리부
L10: 가스 전처리 라인 11: 히터
12: 기액분리기 13: 수은제거기
14: 프리워시기 15: 아민접촉기
16: 녹아웃 드럼 17: 건조기
18: 열원 공급기 20: NGL 처리부
L20: NGL 분리가스 전달라인 L21: NGL 분리라인
L22: 에탄 수집라인 L23: 플레어 라인
21: 기액분리기 22: 익스팬더
23: 압축기 24: 프리쿨러
25: 스태빌라이저 25a: 제1 칼럼
25b: 제2 칼럼 25c: 제3 칼럼
26: 드럼 30: 액화부
L30: 가스 액화라인 L31: 가스연료 공급라인
31: 컴팬더 31a: 팽창부
31b: 압축부 32: 기액분리기
33: 액화기 34: 냉매공급기
35: 감압기 36: 플래시 드럼
40: 컨덴세이트 처리부 L40: 컨덴세이트 수집라인
L41: 가스 리턴라인 L42: 슬롭 전달라인
41: 히터 42: 서지베슬
42a: 격벽 43: 스태빌라이저
44: 상분리기 45a: 제1 드럼
45b: 제2 드럼 45c: 제3 드럼
46: 압축기 47: 인터쿨러
50: 슬롭 처리부 L50: 슬롭 저장라인
L51: 슬롭 정화라인 L52: 슬롭 처리라인
L53: 슬롭 배출라인 L54: 슬롭 공급라인
L55: 슬롭 우회라인 L56: 드레인 라인
51: 슬롭 드럼 52: 원심분리기
53: 플로테이션 유닛 54: 수처리기
55: 오염도 센서 56: 슬롭 제어밸브
60: 배열 회수부 L60: 오일 공급라인
L61: 오일 분기라인 L62: 오일 우회라인
61: 오일 펌프 62: 오일 가열기
63: 열원 가열기 70: 연료 공급부
L70: 가스연료 공급라인 L71: 전처리가스 공급라인
L72: 스타트업가스 공급라인 71: 탱크리턴 압축기
72: 석션 스크러버 73: 연료공급 압축기
74: 압력조절밸브 75: 가스히터
76: 스타트업 히터 77: 가스연료 베슬
80: 플레어부 L80: 플레어가스 공급라인
L81: 플레어팁 전달라인 L82: 액상 리턴라인
L83: 드레인 라인 81: 플레어 드럼
81a: 드럼 히터 82: 분리드럼GP: Land Equipment JT: Jetty
OP: Offshore structures HS: Herside
TS: Topside FT: Flare Tower
GT: liquefied gas storage tank OT: oil tank
CT: Condensate tank DD: Drain drum
DS: Dirty Slop Tank CS: Clean Slop Tank
1: gas treatment system 10: pretreatment unit
L10: gas pretreatment line 11: heater
12: gas-liquid separator 13: mercury remover
14: pre-wash period 15: amine contactor
16: knock-out drum 17: dryer
18: heat source supply 20: NGL processing unit
L20: NGL separation gas delivery line L21: NGL separation line
L22: ethane collection line L23: flare line
21: gas-liquid separator 22: expander
23: compressor 24: precooler
25: stabilizer 25a: first column
25b: second column 25c: third column
26: drum 30: liquefied part
L30: gas liquefaction line L31: gas fuel supply line
31: compander 31a: expansion part
31b: compression unit 32: gas-liquid separator
33: liquefier 34: refrigerant supply
35: pressure reducer 36: flash drum
40: condensate processing unit L40: condensate collection line
L41: gas return line L42: slop delivery line
41: heater 42: surge vessel
42a: bulkhead 43: stabilizer
44: phase separator 45a: first drum
45b: second drum 45c: third drum
46: compressor 47: intercooler
50: slop processing unit L50: slop storage line
L51: slop purification line L52: slop treatment line
L53: slop discharge line L54: slop supply line
L55: slop bypass line L56: drain line
51: slop drum 52: centrifuge
53: floatation unit 54: water treatment unit
55: pollution level sensor 56: slop control valve
60: heat recovery part L60: oil supply line
L61: Oil branch line L62: Oil bypass line
61: oil pump 62: oil heater
63: heat source heater 70: fuel supply
L70: gas fuel supply line L71: pretreatment gas supply line
L72: start-up gas supply line 71: tank return compressor
72: suction scrubber 73: fuel supply compressor
74: pressure control valve 75: gas heater
76: start-up heater 77: gas fuel vessel
80: flare part L80: flare gas supply line
L81: flare tip delivery line L82: liquid return line
L83: drain line 81: flare drum
81a: drum heater 82: separation drum

Claims

It is a system that is provided in an offshore structure adjacent to the coast and receives and processes gas from the land.
A pretreatment unit for removing impurities from the gas and drying them;
An NGL processing unit for separating NGL from the gas from which impurities have been removed;
A liquefaction unit for liquefying the gas from which the NGL is separated;
A condensate processing unit that processes condensate contained in the gas;
A slop processing unit processing slops included in the gas; And
It includes a fuel supply unit that supplies gas to a consumer,
The condensate processing unit,
It includes a surge vessel that separates impurities into a slop and a condensate using a partition wall,
The surge vessel,
One side through which impurities from the pretreatment unit and the impurities from the land or the liquefied unit are introduced is connected to the slop treatment unit, and the other side is connected to a condensate tank based on the partition wall,
Slops having a high density from impurities separated and introduced from the pretreatment unit are transferred to the slop treatment unit, and condensate that has passed through the partition walls due to its low density is transferred to the condensate tank without further separation,
The gas treatment system, characterized in that the impurities introduced from the land or the liquefaction unit are separated by evaporating hydrocarbons from the impurities by lowering the internal pressure of the surge vessel.

delete

The method of claim 1, wherein the surge vessel,
A gas treatment system, characterized in that the boundary between the slop and the condensate is maintained lower than the barrier by adjusting the amount of transfer of the slop and the condensate so that the slop does not exceed the partition.

delete

The method of claim 1, wherein the surge vessel,
A gas treatment system, characterized in that the hydrocarbon evaporated from impurities is returned to the pretreatment unit.

The method of claim 6, wherein the preprocessing unit,
A mercury remover to remove mercury from gas;
Pre-wash to wash away impurities;
An amine contactor for removing acidic substances by contacting the gas with the amine; And
It includes a dryer for drying the gas from which acidic substances have been removed,
The surge vessel, a gas treatment system, characterized in that returning the evaporation gas upstream of the mercury remover.

An offshore structure having the gas treatment system according to any one of claims 1, 4, 6 and 7.