KR102192811B1 - 천연가스 재액화를 위한 장치 및 방법 - Google Patents

천연가스 재액화를 위한 장치 및 방법 Download PDF

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Abstract

일반적으로 외항선에 탑재되는 LNG 저장 탱크들(4, 6, 8, 10 및 12)로부터 증발하는 천연가스는 압축 단들(26, 28, 30 및 32)을 포함하는 다단 압축기(24) 내에서 압축된다. 압축 천연가스의 유동의 적어도 일부는 재액화되기 위해 일반적으로 브레이튼 사이클 상에서 작동하는 액화기(47)로 보내진다. 최종 단(32)으로부터의 압축 천연가스의 온도는 열교환기(22)를 통과하는 경로에 의해 섭씨 0도 이하로 감소한다. 제1 압축단(26)은 냉 압축기로서 작동되고 그 결과인 냉 압축 천연가스는 압축단(32)으로부터의 유동의 필요한 냉각을 실시하기 위하여 열교환기(22) 내에서 사용된다. 열교환기(22)를 통과하는 이 경로의 하류에서 냉 압축된 천연가스는 압축기(24)의 나머지 단들(28, 30, 32)을 따라 흐른다. 바람직하게는, 압축된 천연가스의 일부는 연료로서 외항선의 엔진들에 공급될 수 있다.

Description

천연가스 재액화를 위한 장치 및 방법{METHOD AND APPARATUS FOR RELIQUEFYING NATURAL GAS}
본 발명은 천연가스 재액화를 위한 장치 및 방법에 관한 것이다.
자세하게는, 본 발명은 일반적으로 선박 또는 다른 외항선(sea-going vessel)에 탑재되는 액화천연가스(LNG) 저장 탱크들로부터 증발하는 천연가스를 재액화시키기 위한 장치 및 방법에 관한 것이다.
미국 특허 출원 2007/0256450 A, 2009/0158773 A 그리고 2009/0158774 들은 모두 저장탱크로부터 증발하는 천연가스("증발가스")를 액화시키는 방법들을 개시하되, 이때 저장 탱크에서는 압축의 상류에서 증발가스로부터 냉각이 회복된다. 압축된 증발가스는 증발가스 압축의 하류에서 재액화된다. 압축된 증발가스는, 해당 압축된 증발가스의 온도가 주변 온도보다 충분히 낮게 감소될 수 있어 천연가스를 액화시키 위해 액화기에 제공되어야 할 냉각의 양이 감소되는 방식으로 동일한 가스가 압축의 상류에서 통과하는 열교환기 내에서 예냉된다.
그러나, 상기 장치는 중대한 단점을 갖고 있다. 증발가스가 배출되는 액화천연가스 저장 탱크는 대기압보다 약간 더 높은 빈 공간 압력(ullage space pressure)에서 작동하도록 설계된다. 증발가스 압축기 상류에의 열교환기의 제공은 압력이 대기압 아래로 떨어져 그 결과 장치 내부로 공기가 빨려들어갈 중대한 위험을 야기할 수 있다. 이러한 공기의 존재는, 특히 모든 증발가스가 재액화되어 저장 탱크로 복귀될 경우 폭발 위험을 야기할 수 있다. 만약 열교환기가 충분히 크더라도, 여전히, 시스템 전체에 걸쳐 충분한 압력을 유지하는 데 있어 작동의 어려움들을 야기하는 상당한 압력 강하가 있을 수 있다.
본 발명에 따르면, 액화천연가스(LNG)를 저장하는 적어도 하나의 저장 용기로부터 방출되는 증발가스를 회수하는 방법으로서, 제1 압축단(first compression stage)에서 증발가스의 유동(flow)을 냉 압축(cold compressing)시키는 단계, 상기 냉 압축된 증발가스의 유동을 열교환함으로써 가온시키는 단계, 상기 냉 압축된 증발가스의 상기 가온된 유동을 추가 압축시키는 단계, 상기 추가 압축된 증발가스의 유동의 적어도 일부를 상기 열교환에서 상기 냉 압축된 증발가스의 유동을 가온시키기 위해 사용하여 상기 추가 압축된 증발가스의 상기 일부의 온도를 감소시키는 단계, 및 온도 감소가 일어난 상기 추가 압축된 증발가스의 유동의 상기 일부 중 적어도 일부분을 재액화시키는 단계를 포함하는 방법이 제공된다.
또한 본 발명은, 액화천연가스를 저장하는 적어도 하나의 저장 용기로부터의 증발가스를 회수하는 장치로서, 저장 용기와 연통하는 제1 냉 압축단; 상기 냉 압축단의 하류에서 증발가스를 추가로 압축시키기 위한 연속하는 복수의 추가 압축단, 그리고 상기 증발가스를 재액화시키기 위하여 상기 추가 압축단 하류에 있는 액화기를 포함하며, 상기 제1 냉 압축단의 출구와 연통하는 입구 및 상기 추가 압축단들과 연통하는 출구를 갖는 적어도 하나의 열교환 경로, 그리고 상기 제1 열교환 경로와 열교환 관계를 가지며, 상기 추가 압축단들과 연통하는 입구 및 액화기와 연통하는 출구를 갖는 적어도 하나의 제2 열교환 경로를 갖는 열교환기가 있는 장치를 제공한다.
열교환기의 위치는 압축들의 하류의 압력 강하를 방지한다. 냉 압축단으로서의 제1 압축단의 작동은 액화되는 추가 압축된 증발가스의 전부 또는 일부가 그것의 액화 상류에서 섭씨 0도 이하로 예냉되는 것을 가능하게 한다. 따라서, 원하지 않는 압력 강하를 일으킬 수도 있는 어떠한 열교환기(또는 다른 수단들)도, 증발된 천연가스를 가온시키기 위해 제1 압축단의 상류에 포함시킬 필요가 없다.
일반적으로, 본 발명에 따른 방법과 장치는 천연가스의 공급을 위한 많은 상이한 요구와 다양한 범위의 상이한 공급 압력을 충족시키도록 조정될 수 있다.
본 발명에 따른 방법과 장치는, 특별히, 그러나 배타적이지는 않게, 선박 또는 다른 외항선에 탑재되어 사용되기 위해 의도되어 있다. 만약 외항선이 생산지로부터 수요지로 가는 LNG 운반선인 경우, 근본적으로 모든 증발가스는 재액화될 수 있다. 그러나, 몇 가지 경우에, 약간의 천연가스는, 예를 들어 외항선 그 자체의 추진에 사용하기 위한 전력을 생산하기 위하여 외항선에서 사용된다. 이 경우에, 오직 약간의 추가 압축된 증발가스만이 재액화되고 나머지는 전력 생산의 목적을 위해 공급될 필요가 있다.
추가적인 예들에서, 전력 생산 사용을 위한 천연가스는 상기 저장 용기로부터 취해져 적절한 압력으로 펌핑된다. 그러한 예들에서, 모든 증발가스가 재액화될 수 있고, 그 중 일부는 상기 저장 용기로 회수되는 대신 전력 생산을 위해 취해질 수 있다. 게다가, 이러한 예들에서, 냉각은, 펌핑된 천연가스로부터 회복될 수 있고, 액화될 추가 압축된 증발가스의 유동에 추가적인 온도 감소를 제공하기 위해 사용될 수 있다.
온도 감소가 일어난 천연가스의 추가 압축된 유동의 일부의 재액화는 바람직하게는 브레이튼 사이클(Brayton cycle)에 의해 실시된다. 바람직하게는 질소가 브레이튼 사이클에서의 작동 유체이다.
본 발명에 따른 방법과 장치는 이제 첨부된 도면들 참조하여 예로서 설명될 것이다.
도 1 내지 4는 단지 개략적으로 도시된 액화기를 위한 냉각 사이클을 가진 본 발명에 따른 다른 천연가스 공급 플랜트의 일반화된 개략적 흐름도들이고, 도 5 및 6은 그러한 냉각 사이클이 보다 자세하게 도시된 플랜트들의 개략적 흐름도이다.
도면들에서의 동일한 구성들은 동일한 도면 부호들로 표시된다.
도 1을 참조하면, LNG 저장 탱크들 또는 용기들의 배터리(2)가 도시되어 있다. 저장 탱크들은 원양 항해용의 LNG 운반선 상에 구비되어 있다. 다섯 개의 근본적으로 동일한 저장 탱크(4, 6, 8, 10 및 12)는 도 1에 도시되어 있다. 비록 다섯 개의 저장 탱크가 도시되어 있지만, 배터리(2)는 어떤 수량의 그러한 탱크들이라도 포함할 수 있다. 각각의 LNG 저장 탱크(4, 6, 8, 10 및 12)는 그들의 내용물인, 즉 LNG가, 외부 환경으로부터 열을 흡수하는 속도를 억제하기 위해 단열되어 있다. 각각의 저장 탱크(4, 6, 8, 10 및 12)는 도 1에서 LNG의 부피(14)를 포함하는 것으로 도시되어 있다. 이러한 탱크들 각각에서 그들의 액체 수면보다 높은 곳에 빈 공간(ullage space)(16)이 있다. 천연가스는 섭씨 -100도보다 충분히 낮은 온도에서 증발하기 때문에, 그 위의 빈 공간(16)의 각각의 부피(14)로부터 LNG의 연속적인 증발이 일어난다. 본 발명에 따르면, 증발된 LNG는 탱크들(4, 6, 8, 10 및 12)로부터 빼내어지고 정상 작동에서 적어도 부분적으로 액화된다. 따라서, 각각의 탱크들(4, 6, 8, 10 및 12)은 증발된 증기를 위한 출구(18)를 가지고 있다. 출구들(18)은 모두 증발된 증기를 위한 파이프라인(20)과 연통한다.
파이프라인(20)은 다단 압축기(24)와 연통한다. 도 1에 도시된 바와 같이, 압축기(24)는 점진적으로 천연가스를 더 높은 압력으로 진행시키는 4개의 압축단(26, 28, 30 및 32)을 갖는다. 단지 그러한 4개의 압축단이 사용되는 것이 필수는 아니다. 압축단들의 최적화된 수는 천연가스를 공급하기 위해 압축기(24)가 요구되는 압력 및 압축기(24)가 작동중에 접하는 입구 온도의 변동에 의존할 것이다. 일반적으로, 요구되는 공급 압력이 높아질수록, 더 많은 압축단이 요구될 것이다. 유사하게, 최대 입구 온도가 높아질수록, 더 많은 압축단이 요구될 것이다.
저장 탱크들(4, 6, 8, 10 및 12)의 배터리(2)로부터의 증발된 천연가스의 생성속도는 주변 온도와 해상 환경들의 변화와 함께 변동하기 때문에, 그러한 변화들을 보상하기 위한 수단이 도 1에 도시된 장치에 제공된다. 보상 수단은 각각의 압축단 또는 일부 압축단들을 위한 입구 가이드 베인들(미도시) 또는 가변 디퓨저 베인들(diffuser vanes)(미도시)의 제공을 포함한다. 추가적으로, 최종 압축기 단(32)의 하류에 있는 리사이클 라인(36)과 이 리사이클 라인(36) 내에 위치한 유동 제어 밸브(38)가 구비된다. 리사이클 라인(36)은 필요할 경우 밸브(38)가 개방됨과 함께 압축기(24)를 위한 서지방지 제어를 제공한다. 대안적으로, 각각의 단 또는 단들의 쌍(pair)은 개별적인 서지방지 시스템을 가질 수 있다.
본 발명에 따르면, 제1 압축단(26)은 냉 압축단으로서 입구 온도가 주위 온도보다 충분히 낮은 채로 작동된다. 반면, 나머지 압축단들(28, 30 및 32)에서의 압축 열은 그 안의 온도를 주위보다 충분히 높게 상승시키기 충분하다. 그에 따라, 냉각기들(25, 27 및 29)은 각각 압축단들(28, 30 및 32)의 하류에 제공된다. 각각의 냉각기들(25, 27 및 29)은 일반적으로 냉각을 행하기 위하여 물의 유동을 사용하고 통상의 어떠한 종류의 열교환기의 형태라도 취할 수 있다. 냉각기들(25 및 27)은 모두 중간단 냉각기들인데, 냉각기(25)는 압축단들(28 및 30) 사이에 위치하고 냉각기(27)는 압축단들(30 및 32) 사이에 위치한다. 냉각기(29)는 압축기(24)가 압축 천연가스를 공급하는 메인 천연가스 공급 파이프라인(40)과 리사이클 라인(36)의 합류부와 압축단(32)으로부터의 출구 사이의 위치에서 최종 압축단(32)의 하류에 위치한 후부냉각기이다. 압축기(24)는, 필요한 경우, 중간냉각기들과 함께 추가적인 단들을 포함할 수 있다.
도 1에 도시된 바와 같이, 천연가스의 일부는 일반적으로 일을 하기 위한 엔진이나 다른 기계(미도시)로의 공급을 위해 파이프라인(40)의 단부로 흐르고 천연가스의 나머지는 입구가 메인 공급 파이프라인(40)과 리사이클 라인(36)의 합류부와 후부냉각기(29) 사이에 위치한 파이프라인(42)으로 흐른다.
파이프라인(42)으로 공급된 압축 천연가스의 적어도 일부는 액화기(47)로 보내진다. 본 발명에 따르면, 파이프라인(42)을 통해 흐르는 천연가스는 그것의 액화 상류에서 예냉된다. 예냉은 열교환기(22)에서 압축기(24)의 제1 압축단(26)으로부터 그의 제2 압축단(28)으로 흐르는 천연가스와의 대향류 열교환(counter-current heat exchange)에 의해 일어난다. 열교환기(22)로부터 파이프라인(42)을 따라 배출된 천연가스의 결과적인 스트림(resulting stream)은 액화기(47)를 통과하며, 해당 액화기에서 액화된다. 배관(64)은 파이프라인(42)으로부터 분기되고 메인 가스 공급 파이프라인(40)에서 종결된다. 유동 제어 밸브(44)는 배관(64)과의 그의 합류부의 상류에서 파이프라인(40) 내에 위치한다. 유사한 유동 제어 밸브(62)가 배관(64) 내에 위치한다.
정상 작동에서, 천연가스를 일정한 속도와 근사한 속도로 외항선의 추진 시스템(미도시)(이중연료 엔진들을 포함할 수 있음)으로 공급하는 것이 바람직하다. 이러한 속도는 이중연료 엔진(미도시)들 전단에서의 가스 밸브 유닛(미도시)의 작동에 의해 설정되거나 조절될 수 있다. 파이프라인(40) 내의 밸브(44)와 배관(64) 내의 밸브(62)는 열교환기(22)를 통해 흐르는 스트림의 온도를 조절하기 위하여 증발된 증기 온도를 조절하기 위해 해당 열교환기를 통과하는 가압된 천연가스의 비율을 변화시키기 위해 사용된다. 액화기(47)는 제2 열교환기(또는 열교환기들(48)의 배열)을 포함할 수 있는데, 제2 열교환기 내에서 그것은 바람직하게는 브레이튼 사이클인 냉각 사이클(50)을 흐르는 작동 유체와의 간접적인 열교환에 의해 응축된다. 그 결과로 생긴 응축물은 일반적으로 파이프라인(52)을 통해 저장 탱크들(4, 6, 8, 10 및 12)로 회수되며, 상기 파이프라인에는 액화될 증발가스의 유량 조절을 위한 유동 제어 밸브(54)가 위치한다.
유동 제어 밸브들(44 및 62)의 설정에 의존적이기 때문에, 메인 공급 파이프라인(40) 내의 압축 천연가스 유동은 영하온도를 가질 수 있고, 바람직하게는 히터(60)가 파이프라인(40) 내에 제공된다. 히터(60)는 유동 또는 다른 가열 매체와의 열교환에 의해 천연가스를 가온시킬 수 있다.
또한, 본 발명은 기계적인 스팀 또는 전력 생산을 위해 사용되는 2행정 또는 4행정 이중 또는 삼중 연료 엔진들, 가스 터빈들 또는 보일러들을 포함하지만 이들로 제한되는 것은 아닌 다른 소모재를 공급할 수 있는 것이 상정된다. 스팀 플랜트에 대해서 일반적인 압력 범위는 0 내지 3 bara일 수 있고, 이중연료 4행정 엔진에 대해서는 0 내지 7 bara, 이중연료 2행정 엔진에 대해서는 130 내지 320 bara 그리고 가스 터빈 플랜트에 대해서는 20 내지 50 bara일 수 있다.
도 1에 도시된 플랜트를 위한 많은 수의 대안적인 옵션들이 존재하는데, 이들은 모두 액화될 압축 천연가스를 위한 냉각을 제공하기 위해 제1 압축단(26) 내에서 증발 천연가스의 냉 압축을 활용하며, 상기 냉각은 열교환기(22) 내에서 제공된다.
도 2는 선박 또는 다른 외항선의 추진 또는 전력 생산을 위한 천연가스에 대한 수요가 없을 때의 사용에 적합한 플랜트를 도시한다. 이러한 예에서 선박의 엔진은 그들의 연료로서 연료 오일(예를 들어, HFO, MDO, MGO)을 배타적으로 사용할 수 있다. 따라서, 도 1과 비교하여, 이제는 라인(36)에서의 서지방지 유동을 제외하고는 메인 가스 공급 라인(40)이 없으며, 압축기(24)로부터의 모든 천연가스는 열교환기(22)를 통하여 보내지고 액화기(47)에서 액화된다.
도 3에 도시된 플랜트에서, 천연가스는 선박의 추진 목적을 위해 취해지나, 이 경우에는 탱크들(4, 6, 8, 10 및 12)로부터 액체 상태로 취해진다. 따라서, 적어도 두 개의 탱크에는 수중 저압 펌프(300)가 설치되어 있다. 각각의 펌프(300)는 고압 LNG 펌프(304)가 위치한 메인 LNG 파이프라인(302)에 연결되어 있다. 만약 전력 생산 수단(즉, 선박의 엔진)에 의해 연료 가스의 고 검사 압력(high fuel gas inspection pressure)이 요구되는 경우, 펌프(304)는 탑재 가능한 펌핑 단들을 포함할 수 있고 일반적으로 20 내지 50 bar 또는 200 내지 300 bar의 범위로 압력을 증가시킬 수 있다. 선박 추진 목적을 위한 천연가스는 배터리(2)로부터 취해지기 때문에, 파이프라인(40)이 필요없으며 도 2에 도시된 배열과 유사하게, 근본적으로 압축기(24)에서 압축되는 모든 천연가스는 액화기(47)내에서의 액화를 위해 열교환기(22)를 통해 회수된다. 필요한 경우, 일부 또는 모든 이 액체는 탱크들(4, 6, 8, 10 및 12)로 회수되지 않고 대신에 유동 제어 밸브(306)를 통해 고압 펌프(304)의 상류에 있는 파이프라인(302)으로 회수될 수 있다.
도 4는 선박의 전력 생산을 위해 사용되는 LNG에서의 냉각의 일부가 액화기(47) 내 그의 액화 상류의 압축 천연가스를 추가적으로 냉각시키도록 사용되는, 도 3에 도시된 플랜트의 변형예를 도시한다. 따라서, 열교환기(22)로부터의 천연가스는 액화기(47) 상류의 파이프라인(42)내에 위치한 단일의 또는 복수의 추가 예냉 교환기(400)로 보내진다. 이제 고압 펌프들(304) 하류의 파이프라인(302)은 열교환기(400)를 따라 연장된다. 예냉 열교환기(400)는 냉각 사이클(50)(또는 추가적인 냉각 사이클에 의해)과 펌프(304)로부터의 고압 LNG 둘다에 의해 냉각된다. 결과적으로 펌프(304)로부터의 고압 LNG는 열교환기(22)로부터의 천연가스를 추가적으로 예냉시킨다.
히터(500)는 열교환기(400) 하류의 파이프라인(302) 내에 제공된다. 게다가, 배관들(510, 302) 내에 위치한 유동 제어 밸브들(512)의 위치에 따라 펌프(304)로부터의 고압 천연가스의 일부가 열교환기(400)를 우회할 수 있도록 배관(510)이 제공된다. 히터(500)로부터의 고압 천연가스는 선박에 탑재된 엔진(미도시) 또는 가스 터빈(미도시)에 공급되기 위해 사용될 수 있다.
도 1 내지 4에 도시된 플랜트 내의 열교환기 배열(48)을 냉각시키기 위해 사용되는 냉각 사이클을 위한 몇 가지 다른 선택지가 있다. 이들 선택지 중의 하나가 도 5에 도시되어 있는데, 이는 증발가스를 보충하기 위해 저장 용기로부터 취해지는 가압 LNG가 없는 플랜트에 기초한 것이다. 따라서 이 플랜트는 도 1에 도시된 것과 많은 유사점이 있다.
도 5를 참조하면, 열교환기(48)를 냉각시키기 위해 브레이튼 사이클이 사용된다. 사이클에서 최저압인 작동 유체, 바람직하게는 질소는, 직렬로 세개의 압축 단(72, 74 및 76)을 가진 압축/팽창 기계(70)(때때로, '컴팬더'로 불림)의 제1 압축단(72)으로, 그리고, 압축단(76)의 하류에서 단일 터보 팽창기(78)로 입구에서 입수된다. 압축단들(72, 74 및 76)은 모두 동일한 구동 기구(미도시)로 작동적으로 연결되어 있다. 작동시, 질소 작동 유체는 압축-팽창 기계(70)의 압축단들(72, 74 그리고 76)을 거쳐 차례로 흐른다. 단들(72 및 74) 사이에서 작동 유체는 제1 중간단 냉각기(74) 내에서 대략 주변 온도로 냉각되고, 압축단들(74 및 76) 사이에서, 압축 질소는 제2 중간단 냉각기(86)에서 냉각된다. 최종 압축단(76)에서 배출되는 압축 질소는 후부냉각기(88) 내에서 냉각된다. 냉각기들(84, 86 및 88)을 위한 물은 외항선의 자체의 청정수(clean water) 순환로(미도시)로부터 제공될 수 있다.
후부냉각기(88) 하류에서, 압축 질소는 회수되는 질소 스트림과의 간접 열교환에 의해 압축 질소를 추가적으로 냉각시키는 열교환기(90)를 거쳐 흐른다. 결과적으로 압축, 냉각된 질소 스트림은 외부 일의 수행에 의해 질소 유동을 팽창시키는 터보 팽창기(78)로 흐른다. 외부 일은 압축단들(72, 74 및 76) 내에서 질소를 압축하기 위해 필요한 에너지의 일부를 제공할 수 있다. 질소 작동 유체의 팽창은 그것의 추가적인 온도 감소에 영향을 미친다. 결과적으로 그것은 간접 대향류 열교환에 의한 응축 열교환기 내의 천연가스의 응축에 적합한 온도에 있다. 이제, 응축 천연가스 증기와의 열교환의 결과로 가열된 질소 작동 유체는 그것이 응축 열교환기(48) 내로의 진입 상류에서 천연 가스를 예냉시키는 예냉 열교환기(92)(열교환기(22)에 추가적으로)를 통해 흐른다. 결과적으로, 질소 작동 유체는 더욱 가온된다. 이러한 질소 스트림은 열교환기(90) 내 압축 질소의 추가적인 냉각을 위한 회수 질소 스트림을 형성한다. 결과적인 질소 스트림은 결국 압축-팽창 기계(70)의 제1 압축단(72) 내에서 받아들여지고 그에 따라서 순환을 완료한다.
이제 도 6을 참조하면, LNG 저장 용기로부터 빼내어진 가압된 LNG로 증발가스가 보충되는 도 4에 도시된 플랜트를 위한 냉각 사이클이 도시되어 있다. 도 6에 도시된 플랜트의 예에서, 펌프(304) 내에서 만들어진 고압 LNG는 냉각 사이클 내에서 질소와의 분리를 유지한다. 만약 고압 LNG가 열교환기(400) 내에서 질소와 열교환되는 경우, 두 연료 스트림(최대 압력이 15 bara 미만인 질소, 20 bara 초과 300 bara 까지의 압력을 갖는 LNG) 간의 일반적인 압력차의 결과로서 천연가스가 질소로 유입될 위험이 있을 수 있다. 고압 LNG의 냉기를 압축 천연가스와는 독립적으로 회수함으로써, 두 유체의 조성이 주로 메탄이므로 관련된 안전성 또는 오염 위험이 없다.
도 1 내지 5에 도시된 플랜트들의 정상 작동 시, 증발된 천연가스 압축기(24)는 일반적으로 6 내지 8 bar 범위의 출구압을 갖는다. 저장 탱크들(4, 6, 8, 10 및 12)의 배터리(2)가 예를 들어 천연가스 추출지로부터 LNG 분배지로의 외항 항해에서 LNG로 가득한 경우, 압축된 증발 천연가스는 파이프라인(40)을 따라 저압 엔진들의 경우에 외항선의 추진 시스템으로 공급된다. 증발의 속도는 그러나, 일반적으로 압축 천연가스를 위한 수요의 속도를 초과한다. 초과분의 천연가스는 따라서 열교환기(50) 내에서 액화되고 저장 탱크들(4, 6, 8, 10 및 12)의 배터리(2)로 복귀된다. 따라서 가스 연소 유닛(GCU) 내에서 초과분의 천연가스를 쓸데없이 연소시킬 어떠한 필요도 없다. 필요한 경우, 귀항 중에 냉각 사이클은 작동되지 않을 수 있고 따라서 증발된 천연가스의 재액화도 없다. 게다가, 귀항 중에 파이프라인(20) 내의 천연가스의 온도는 탱크들(4, 6, 8, 10 및 12)이 LNG로 가득찬 경우보다 더 높은 경향이 있다. 입구 온도는 이러한 환경들에서 흔히 일반적으로 섭씨 -50도보다 높다. 유동 제어 밸브들(44 및 62)의 적절한 설정을 함으로써, 압축기(24)로 유입되는 천연 가스의 온도는 가득 실은 항해 동안과 동일한 미리 선택된 값으로 설정될 수 있다.
정상의 가득 실은 작동 시, 열교환기(22) 내의 압축된 천연가스의 냉각은 천연가스의 액화 시 냉각 사이클(50)에 의해 행해질 필요가 있는 일의 양을 감소시킨다. 본 발명에 따른 방법과 장치는 따라서 도면들에 도시된 압축-액화 시스템들의 전체적인 소비전력을 감축하는 것을 가능하게 한다.

Claims (12)

  1. 액화천연가스(LNG)를 저장하는 적어도 하나의 저장 용기로부터 방출되는 증발가스를 회수하는 방법으로서,
    단일의 다단 압축기의 제1 압축단(first compression stage)에서 증발가스의 유동(flow)을 냉 압축(cold compressing)시키는 단계,
    냉 압축된 증발가스의 유동을 열교환기에서 열교환함으로써 가온시키는 단계,
    상기 단일의 다단 압축기의 나머지 압축단들에서 냉 압축된 증발가스의 가온된 유동을 추가 압축시키는 단계,
    추가 압축된 증발가스의 유동의 적어도 일부를 사용하여 상기 열교환에서 냉 압축된 증발가스의 유동을 가온시켜서 추가 압축된 증발가스의 유동의 상기 일부의 온도를 감소시키는 단계, 및
    온도 감소가 일어난 추가 압축된 증발가스의 유동의 상기 일부 중 적어도 일부분을 액화기에서 재액화시키는 단계를 포함하고,
    상기 방법은,
    추가 압축된 증발가스의 유동의 다른 일부를 가스 공급 파이프라인으로 공급하는 단계와,
    상기 열교환기로부터 상기 액화기로의 파이프라인으로부터 분기되는 배관-상기 배관은 엔진을 위한 상기 가스 공급 파이프라인에서 종결됨-에 위치하는 제 1 제어 밸브를 작동하고, 상기 가스 공급 파이프라인에 있어서 상기 배관과의 합류부의 상류에 위치하는 제 2 제어 밸브를 작동함으로써, 온도 감소가 일어날 추가 압축된 증발가스의 비율을 조정하는 단계를 더 포함하는 방법.
  2. 제 1 항에 있어서,
    재액화를 위한 냉각은 브레이튼 사이클(Brayton cycle)에 의해 제공되는 방법.
  3. 제 2 항에 있어서,
    상기 브레이튼 사이클은 재액화될 증발가스의 상기 추가 압축된 유동을 위한 예냉도 제공하는 방법.
  4. 제 2 항에 있어서,
    상기 재액화를 위한 추가적인 냉각은 LNG 저장 탱크들로부터 취해진 천연가스의 고압 유동에 의해 제공되는 방법.
  5. 제 1 항 내지 제 4 항 중 어느 한 항에 있어서,
    선박 상에서 작동되는 방법.
  6. 제 1 항 내지 제 4 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제1 압축단의 출구 온도는 섭씨 영하 5도 미만인 방법.
  7. 액화천연가스를 저장하는 적어도 하나의 저장 용기로부터의 증발가스를 회수하는 장치로서,
    저장 용기와 연통하는 단일의 다단 압축기의 제1 냉 압축단;
    상기 제1 냉 압축단의 하류에서 증발가스를 추가로 압축시키기 위한, 상기 단일의 다단 압축기의 연속하는 복수의 추가 압축단;
    상기 복수의 추가 압축단에 연결되는 가스 공급 파이프라인;
    상기 증발가스를 재액화시키기 위하여 상기 추가 압축단들의 하류에 있는 액화기;
    상기 제1 냉 압축단의 출구와 연통하는 입구 및 상기 추가 압축단들과 연통하는 출구를 갖는 적어도 하나의 제1 열교환 경로, 그리고 상기 제1 열교환 경로와 열교환 관계를 가지며, 상기 추가 압축단들과 연통하는 입구 및 상기 액화기와 연통하는 출구를 갖는 적어도 하나의 제2 열교환 경로를 갖는 열교환기; 및
    상기 열교환기로부터 상기 액화기로의 파이프라인으로서, 상기 파이프라인으로부터 분기되고 엔진을 위한 상기 가스 공급 파이프라인으로 가는 배관에 위치하는 제 1 제어 밸브와, 상기 가스 공급 파이프라인에 있어서 상기 배관과의 합류부의 상류에 위치하는 제 2 제어 밸브를 포함하는, 상기 파이프라인을 포함하는
    장치.
  8. 제 7 항에 있어서,
    상기 액화기는 브레이튼 사이클로 작동시키도록 구성되는 장치.
  9. 제 7 항 또는 제 8 항에 있어서,
    상기 장치는 선박 또는 다른 외항선에 탑재되는 장치.
  10. 제 7 항 또는 제 8 항에 있어서,
    상기 저장 용기로부터 빼내어진 LNG를 가압하기 위한 적어도 하나의 펌프, 및 액화될 압축 천연가스를 예냉시키기 위한 추가적인 열교환기를 더 포함하며, 상기 추가적인 열교환기는 상기 펌프와 연통하는 예냉 경로 또는 경로들을 갖는 장치.
  11. 제 1 항에 있어서,
    상기 단일의 다단 압축기의 최종 압축단의 하류에 있으며 상기 제1 압축단의 상류에 연결되는 리사이클 라인과 이 리사이클 라인 내에 위치하는 유동 제어 밸브에 의해, 상기 단일의 다단 압축기를 위한 서지방지 제어가 제공되는 방법.
  12. 제 7 항에 있어서,
    상기 단일의 다단 압축기의 최종 압축단의 하류에 있으며 상기 제1 냉 압축단의 상류에 연결되는 리사이클 라인과 이 리사이클 라인 내에 위치하는 유동 제어 밸브에 의해, 상기 단일의 다단 압축기를 위한 서지방지 제어가 제공되는 장치.
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