KR102608692B1 - Boil Off Gas Treatment System And Method - Google Patents

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Abstract

본 발명은 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것으로, 보다 구체적으로는, 액화가스를 하역할 때 발생하는 많은 양의 증발가스 처리 효율을 개선할 수 있는 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것이다.
본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템은, 선박 또는 해양 구조물에 마련되며 상기 선박 또는 해양 구조물의 외부 공급처로부터 액화가스를 공급받아 저장하는 제1 저장탱크; 상기 외부 공급처와 상기 제1 저장탱크를 연결하는 LNG 하역라인; 제1 저장탱크에 저장된 액화가스를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 기화기; 제1 저장탱크에서 생성된 증발가스를 압축시키는 압축기; 및 상기 압축기에서 압축시킨 압축 증발가스와 상기 기화기로 공급되는 액화가스를 열교환시키는 열교환기;를 포함하고, 상기 LNG 하역라인이 연결된 외부 공급처와 상기 열교환기를 연결하는 제1 증발가스 배출라인;을 더 포함하여, 상기 외부 공급처로부터 상기 제1 저장탱크로 액화가스를 하역할 때에는, 상기 제1 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 열교환기에서 냉각시켜 상기 외부 공급처로 배출시키는 것을 특징으로 한다.The present invention relates to a boil-off gas treatment system and method, and more specifically, to a boil-off gas treatment system and method that can improve the efficiency of treating a large amount of boil-off gas generated when unloading liquefied gas.
The boil-off gas treatment system according to the present invention includes a first storage tank provided on a ship or marine structure and receiving and storing liquefied gas from an external supplier of the ship or marine structure; An LNG unloading line connecting the external supplier and the first storage tank; A vaporizer that regasifies the liquefied gas stored in the first storage tank and supplies it to gas consumers; A compressor that compresses the boil-off gas generated in the first storage tank; And a heat exchanger that exchanges heat between the compressed boil-off gas compressed by the compressor and the liquefied gas supplied to the vaporizer, and a first boil-off gas discharge line connecting the heat exchanger with an external supply source to which the LNG unloading line is connected. Including, when unloading liquefied gas from the external supplier to the first storage tank, the boil-off gas generated in the first storage tank is cooled in the heat exchanger and discharged to the external supplier.

Figure R1020170024263
Figure R1020170024263

Description

증발가스 처리 시스템 및 방법 {Boil Off Gas Treatment System And Method}Boil Off Gas Treatment System and Method {Boil Off Gas Treatment System And Method}

본 발명은 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것으로, 보다 구체적으로는, 액화가스를 하역할 때 발생하는 많은 양의 증발가스 처리 효율을 개선할 수 있는 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것이다. The present invention relates to a boil-off gas treatment system and method, and more specifically, to a boil-off gas treatment system and method that can improve the efficiency of treating a large amount of boil-off gas generated when unloading liquefied gas.

근래, 전 세계적으로 천연가스(Natural Gas)의 수요가 급격하게 증가하면서 천연가스의 생산, 공급 및 운반은 핵심적으로 국가의 경쟁력과 연결되고 있다. 천연가스가 생산되지 않는 국가는 천연가스가 생산되는 인접한 국가로부터 육상 파이프라인을 연결하여 천연가스를 공급받거나 운반선을 이용하여 LNG를 수입한다.Recently, as the demand for natural gas has rapidly increased around the world, the production, supply, and transportation of natural gas are centrally linked to national competitiveness. Countries that do not produce natural gas receive natural gas by connecting land pipelines from neighboring countries that produce natural gas, or import LNG using carrier ships.

즉, 천연가스는 생산지에서 극저온의 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 'LNG'라 함.) 상태로 만들어진 후, LNG 운반선에 의해 목적지까지 원거리에 걸쳐 수송된다. In other words, natural gas is made into a cryogenic liquefied natural gas (hereinafter referred to as 'LNG') at the production site and then transported a long distance to the destination by an LNG carrier.

LNG 운반선은, LNG를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 LNG를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해 LNG의 극저온을 견딜 수 있는 LNG 저장탱크를 포함한다. 통상, 이러한 LNG 운반선은 LNG 저장탱크 내의 LNG를 액화된 상태 그대로 육상에 하역하고, 하역된 LNG는 육상 저장소에 액화된 상태로 저장한다. 또는, 육상에 설치된 LNG 재기화 설비를 이용하여 가스 수요처의 요구에 따라 압력, 유량, 온도 등의 조건에 맞추어 재기화시켜 가스배관을 통해 가스 수요처로 공급할 수 있다. LNG carriers are intended to carry LNG on the sea and unload LNG at land-based destinations, and for this purpose, they include LNG storage tanks that can withstand the extremely low temperatures of LNG. Typically, these LNG carriers unload the LNG in the LNG storage tank on land in a liquefied state, and store the unloaded LNG in a liquefied state in an onshore storage facility. Alternatively, using an LNG regasification facility installed on land, it can be regasified according to conditions such as pressure, flow rate, and temperature according to the needs of the gas consumer and supplied to the gas consumer through a gas pipe.

이러한 육상의 저장소 또는 LNG 재기화 설비는 안정적인 천연가스 수요가 있는 지역에는 경제적으로도 유리하며 적합한 것으로 알려졌지만, 천연가스의 수요가 일시적 또는 계절적인 수요처는 높은 설치비, 관리비 등 경제적인 불리함이 있다. These onshore storage or LNG regasification facilities are known to be economically advantageous and suitable for areas with stable natural gas demand, but there are economic disadvantages such as high installation and management costs for areas where natural gas demand is temporary or seasonal. .

또한, 육상의 LNG 재기화 설비는 테러, 자연재해 등에 의해 파괴될 경우 LNG 운반선이 LNG를 싣고 도달한다고 하더라도 LNG를 재기화시킬 수 없는 등의 문제가 될 위험을 안고 있다. In addition, if LNG regasification facilities on land are destroyed by terrorism, natural disasters, etc., there is a risk of problems such as not being able to regasify LNG even if an LNG carrier arrives carrying LNG.

이에 따라서 최근에는, LNG 운반선을 이용하여 수입된 LNG를 수송선에서 바로 육상의 수요처로 재기화시켜 공급하는 LNG RV나, LNG의 저장 및 재기화 설비가 갖추어진 부유식 구조물을 이용하여 해상에서 직접 육상 수요처로 재기화시킨 LNG를 공급하는 LNG FSRU 등이 개발되고 있다. Accordingly, in recent years, LNG RVs, which regasify imported LNG using LNG carriers and supply them directly from the transport ship to customers on land, or floating structures equipped with LNG storage and regasification facilities, have been used directly from the sea to land. LNG FSRUs that supply regasified LNG to consumers are being developed.

LNG 부유식 저장 및 재기화장치(FSRU; Floating Storage and Regasification Unit)는 해상에 설치되는 부유식 LNG 터미널로 LNG 운반선이 이송해온 LNG를 저장하고, LNG 저장탱크 내의 LNG를 고압펌프를 이용하여 기화기로 공급하여 기화기에서 기화시켜 공급한다. LNG 재기화선(RV; Regasification Vessel)에 의해 LNG가 수송되는 경우에는, LNG가 LNG FSRU 또는 육상의 하역 터미널을 거치지 않고도 LNG RV 자체에서 재기화되어 소비처로 직접 공급될 수 있다.The LNG Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) is a floating LNG terminal installed on the sea that stores LNG transported by LNG carriers and vaporizes the LNG in the LNG storage tank using a high-pressure pump. It is supplied and vaporized in a vaporizer. When LNG is transported by an LNG regasification vessel (RV), the LNG can be regasified in the LNG RV itself and supplied directly to consumers without going through an LNG FSRU or an onshore unloading terminal.

한편, 천연가스의 액화온도는 상압(Ambient Pressure)에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃보다 약간만 높아도 증발된다. 종래의 LNG 운용 선박의 경우, LNG 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 LNG 저장탱크 내에 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 발생한다. Meanwhile, the liquefaction temperature of natural gas is a cryogenic temperature of about -163°C at ambient pressure, so LNG evaporates even if the temperature is only slightly higher than -163°C at ambient pressure. In the case of conventional LNG operating ships, the LNG storage tank is insulated, but external heat is continuously transferred to the LNG, so the LNG is continuously vaporized within the LNG storage tank, producing boil-off gas (BOG) in the LNG storage tank. ; Boil-Off Gas) occurs.

LNG 운반선 등 LNG 운용 선박의 LNG 저장탱크에서 발생한 증발가스는 선박의 추진 연료로써 사용하거나, 증발가스를 재액화시켜 다시 LNG 저장탱크로 복귀시키는 방식을 적용하였다. 또한, 추진 장치에서 연료로 사용할 수 있거나 재액화 장치에서 처리할 수 있는 양 이상의 증발가스는 가스 연소기(GCU; Gas Combustion Unit) 등 별도의 장비에서 소각시켜 처리한다.The boil-off gas generated from the LNG storage tank of an LNG operating vessel, such as an LNG carrier, is used as a propulsion fuel for the ship, or the boil-off gas is re-liquefied and returned to the LNG storage tank. In addition, boil-off gas exceeding the amount that can be used as fuel in the propulsion device or processed in the reliquefaction device is treated by incineration in separate equipment such as a gas combustion unit (GCU).

예컨대, LNG 운반선이 운하를 통과하거나 운하 대기 시, 적재 상태에서 입항 대기하거나 입항할 경우에는 보일러나 추진 엔진 등에서 증발가스의 소비가 없거나 적고, 이러한 잉여의 증발가스는 가스 연소기에서 태워버릴 수밖에 없다.For example, when an LNG carrier passes through a canal, waits in a canal, or enters a port while loaded, no or little boil-off gas is consumed by boilers or propulsion engines, and this excess boil-off gas has no choice but to be burned in a gas combustor.

150,000m3 용량의 LNG 저장탱크가 마련된 선박을 예로 들면, 이와 같이 태워버리는 증발가스의 양은 연간 1,500 ~ 2,000ton이고, 이를 금액으로 환산하면 약 6억 원에 달하여 경제적 손실이 클 뿐 아니라, 증발가스를 태워버리면 환경오염의 문제도 발생한다. Taking a ship equipped with an LNG storage tank with a capacity of 150,000 m 3 as an example, the amount of boil-off gas burned in this way is 1,500 to 2,000 tons per year, which when converted into money amounts to about 600 million won, which not only causes a large economic loss, but also boil-off gas Burning them also causes problems of environmental pollution.

특히, 이러한 LNG 운용 선박에서는 LNG를 선적하거나 하역할 때 순간적으로 많은 양의 증발가스가 발생한다. In particular, in these LNG operating vessels, a large amount of evaporation gas is instantly generated when loading or unloading LNG.

예를 들어, LNG 운반선으로부터 LNG FSRU로 LNG를 하역하는 중에, LNG를 공급받는 LNG FSRU의 저장탱크에서 대량의 증발가스가 발생하지만 LNG FSRU 내 증발가스 소모량은 없거나 매우 적다. 이때의 잉여 증발가스의 일부는 LNG를 선적해주는 공급처나 LNG를 하역하는 수요처, 예를 들어 LNG 운반선에 마련된 LNG 저장탱크로 증발가스를 배출시킬 수 있다. 그러나 LNG 운반선 측으로 이송할 수 있는 증발가스의 양은 LNG 운반선의 저장탱크의 압력을 높이지 않을 정도의 수준으로 제한된다.For example, during unloading of LNG from an LNG carrier to an LNG FSRU, a large amount of boil-off gas is generated in the storage tank of the LNG FSRU that receives the LNG, but the amount of boil-off gas consumed within the LNG FSRU is zero or very small. At this time, some of the excess boil-off gas can be discharged to a supplier that ships LNG or a customer that unloads LNG, for example, to an LNG storage tank provided on an LNG carrier. However, the amount of boil-off gas that can be transferred to the LNG carrier is limited to a level that does not increase the pressure of the LNG carrier's storage tank.

도 1은 종래 LNG FSRU에 마련되는 LNG 재기화 시스템 및 증발가스 처리 시스템을 간략하게 도시한 도면이다.Figure 1 is a diagram briefly illustrating an LNG regasification system and a boil-off gas processing system provided in a conventional LNG FSRU.

도 1에 도시한 바와 같이, LNG FSRU(5)에는 LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(500)가 마련된다. LNG 저장탱크(500)에 저장된 LNG는 이송펌프(501)에 의해 LNG 저장탱크(500)부터 고압펌프(520)로 이송되고, 고압펌프(520)는 LNG를 가압하여 기화기(530)로 공급하며, 기화기(530)는 LNG를 기화시켜 재기화 가스를 육상 수요처로 공급한다.As shown in FIG. 1, the LNG FSRU 5 is provided with an LNG storage tank 500 for storing LNG. The LNG stored in the LNG storage tank 500 is transferred from the LNG storage tank 500 to the high pressure pump 520 by the transfer pump 501, and the high pressure pump 520 pressurizes the LNG and supplies it to the vaporizer 530. , The vaporizer 530 vaporizes the LNG and supplies the regasified gas to onshore demand.

이러한 평상시에는, 저장탱크(500)에서 발생한 증발가스를 고압 저용량 압축기(550)를 이용하여 약 6.5bara로 압축시켜, LNG FSRU(5)의 가스 엔진이나 보일러의 연료로 공급하며, 연료의 수요를 초과하는 양만큼의 증발가스는 재응축기(510)로 공급하여, 이송펌프(501)에 의해 이송된 LNG의 냉열을 이용하여 응축시킬 수 있다. 응축된 증발가스는 LNG와 함께 고압펌프(520)에 의해 가압되어 기화기(530)로 공급될 수 있다. 엔진 등 연료 수요처와 재응축기(510)로 공급할 수 있는 용량을 초과한 양의 나머지 증발가스는 가스 연소기로 공급하여 소각시킨다.In these normal times, the boil-off gas generated in the storage tank 500 is compressed to about 6.5 bara using the high-pressure low-capacity compressor 550 and supplied as fuel for the gas engine or boiler of the LNG FSRU (5), reducing fuel demand. The excess amount of boil-off gas can be supplied to the re-condenser 510 and condensed using the cold heat of the LNG transferred by the transfer pump 501. The condensed boil-off gas may be pressurized by the high-pressure pump 520 together with LNG and supplied to the vaporizer 530. The remaining boil-off gas in excess of the capacity that can be supplied to fuel consumers such as engines and the recondenser 510 is supplied to a gas combustor and incinerated.

한편, LNG 운반선(6)에 마련된 LNG 저장탱크(600)로부터 LNG FSRU(5)에 마련된 LNG 저장탱크(500)로 LNG의 하역을 실시할 때에는, LNG FSRU(5) 측에서 수십 톤에 달하는 다량의 증발가스가 발생한다. 그러나 하역 중에는 LNG FSRU(5)에 마련된 보일러나 가스 엔진 등 연료 수요처의 증발가스 연료 수요가 없거나 극소량이다.Meanwhile, when unloading LNG from the LNG storage tank 600 provided in the LNG carrier 6 to the LNG storage tank 500 provided in the LNG FSRU 5, a large quantity of several tens of tons is unloaded on the LNG FSRU 5 side. Evaporation gas is generated. However, during unloading, there is no or very small amount of boil-off gas fuel demand from fuel consumers such as boilers or gas engines installed in the LNG FSRU (5).

이와 같이 하역 중에는 증발가스가 연료로 사용되는 양은 거의 없고, 기화기(530)의 재기화 용량이 작으면 재응축기(510)로 공급할 수 있는 용량 또한 제한되며, 허용 범위를 초과하는 증발가스량의 대부분은 가스 연소기에서 소각시켜 버릴 수 밖에 없다.In this way, the amount of boil-off gas used as fuel during unloading is very small, and if the re-gasification capacity of the vaporizer 530 is small, the capacity that can be supplied to the re-condenser 510 is also limited, and most of the amount of boil-off gas exceeding the allowable range is There is no choice but to incinerate it in a gas burner.

또는, 도 1에 도시하지는 않았지만, 초고압 압축기를 추가로 더 마련하여, 증발가스를 약 50 내지 100bara로 압축시켜 기화기를 거치지 않고 육상으로 바로 공급해줄 수도 있다. 그러나 고압 압축기 또는 초고압 압축기는 설치 비용이 많이 들기 때문에 경제성을 고려하여 작은 용량의 것으로 마련하는 것이 일반적이다. Alternatively, although not shown in FIG. 1, an additional ultra-high pressure compressor may be provided to compress the boil-off gas to about 50 to 100 bara and supply it directly to land without going through the vaporizer. However, because high-pressure compressors or ultra-high pressure compressors are expensive to install, it is common to prepare small capacity compressors for economic efficiency.

따라서, 하역 중에 발생하는 증발가스를 모두 처리할 수 없어 하역 속도를 줄이거나 증발가스에 의한 압력 상승을 견딜 수 있도록 LNG FSRU(5)의 LNG 저장탱크(500) 설계 압력을 높게 하는 등 추가적인 운전 제약 조건이 필요하였다.Therefore, all boil-off gas generated during unloading cannot be processed, so additional operational restrictions are imposed, such as reducing the unloading speed or increasing the design pressure of the LNG storage tank (500) of the LNG FSRU (5) to withstand the pressure increase due to boil-off gas. Conditions were needed.

또한, 하역 중에는 LNG FSRU(5)의 LNG 저장탱크(500)에서 생성된 증발가스의 일부를 저압 대용량 압축기(540)를 이용하여 압축시켜 LNG 운반선(6)의 LNG 저장탱크(600)로 공급해줄 수도 있는데, 이는 압축 증발가스를 LNG 운반선(6)의 LNG 저장탱크(600) 상부로 공급해줌으로써 LNG 운반선(6)의 LNG 저장탱크(600)로부터 LNG가 보다 원활하게 배출될 수 있도록 하기 위함이다. In addition, during unloading, a portion of the boil-off gas generated in the LNG storage tank 500 of the LNG FSRU (5) is compressed using a low-pressure large capacity compressor (540) and supplied to the LNG storage tank (600) of the LNG carrier (6). This is to enable LNG to be discharged more smoothly from the LNG storage tank 600 of the LNG carrier 6 by supplying compressed boil-off gas to the upper part of the LNG storage tank 600 of the LNG carrier 6.

그러나 LNG FSRU(5)의 LNG 저장탱크(500)로부터 LNG 운반선(6)의 LNG 저장탱크(600)로 공급할 수 있는 증발가스의 양은 LNG 운반선(6)의 LNG 저장탱크(600)의 압력을 일정 수준 이상으로 높이지 않는 범위 내로 제한된다. However, the amount of boil-off gas that can be supplied from the LNG storage tank 500 of the LNG FSRU (5) to the LNG storage tank 600 of the LNG carrier 6 is determined by keeping the pressure of the LNG storage tank 600 of the LNG carrier 6 constant. It is limited to the extent that it does not increase beyond the level.

따라서 본 발명은, 상술한 바와 같은 문제점을 해결하기 위하여, LNG 운반선으로부터 LNG FSRU로 LNG 하역을 실시할 때 LNG FSRU에서 발생하는 증발가스의 처리 효율을 개선할 수 있는 증발가스 처리 시스템 및 방법을 제공하고자 한다.Therefore, in order to solve the problems described above, the present invention provides a boil-off gas processing system and method that can improve the treatment efficiency of boil-off gas generated from the LNG FSRU when unloading LNG from an LNG carrier to the LNG FSRU. I want to do it.

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 의하면, 선박 또는 해양 구조물에 마련되며 상기 선박 또는 해양 구조물의 외부 공급처로부터 액화가스를 공급받아 저장하는 제1 저장탱크; 상기 외부 공급처와 상기 제1 저장탱크를 연결하는 LNG 하역라인; 제1 저장탱크에 저장된 액화가스를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 기화기; 제1 저장탱크에서 생성된 증발가스를 압축시키는 압축기; 및 상기 압축기에서 압축시킨 압축 증발가스와 상기 기화기로 공급되는 액화가스를 열교환시키는 열교환기;를 포함하고, 상기 LNG 하역라인이 연결된 외부 공급처와 상기 열교환기를 연결하는 제1 증발가스 배출라인;을 더 포함하여, 상기 외부 공급처로부터 상기 제1 저장탱크로 액화가스를 하역할 때에는, 상기 제1 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 열교환기에서 냉각시켜 상기 외부 공급처로 배출시키는 것을 특징으로 하는, 증발가스 처리 시스템이 제공된다. According to one aspect of the present invention for achieving the above-described object, a first storage tank is provided on a ship or marine structure and receives and stores liquefied gas from an external supplier of the ship or marine structure; An LNG unloading line connecting the external supplier and the first storage tank; A vaporizer that regasifies the liquefied gas stored in the first storage tank and supplies it to gas consumers; A compressor that compresses the boil-off gas generated in the first storage tank; And a heat exchanger that exchanges heat between the compressed boil-off gas compressed by the compressor and the liquefied gas supplied to the vaporizer, and a first boil-off gas discharge line connecting the heat exchanger with an external supply source to which the LNG unloading line is connected. Including, when unloading liquefied gas from the external supplier to the first storage tank, the boil-off gas generated in the first storage tank is cooled in the heat exchanger and discharged to the external supplier. A processing system is provided.

바람직하게는, 상기 압축기는 상기 증발가스를 저압으로 압축시키는 저압 압축기일 수 있다.Preferably, the compressor may be a low pressure compressor that compresses the boil-off gas to low pressure.

바람직하게는, 상기 압축기는 증발가스를 고압으로 압축시키는 고압 압축기를 더 포함하고, 상기 고압 압축기에서 압축된 고압 증발가스를 상기 액화가스의 냉열로 응축시키는 재응축기; 및 상기 재응축기를 통과한 응축 증발가스와 액화가스를 기화기로 공급하는 고압펌프;를 더 포함할 수 있다.Preferably, the compressor further includes a high-pressure compressor that compresses the boil-off gas to high pressure, and a re-condenser that condenses the high-pressure boil-off gas compressed in the high-pressure compressor with cold heat of the liquefied gas; And it may further include a high-pressure pump that supplies the condensed boil-off gas and liquefied gas that have passed through the re-condenser to the vaporizer.

바람직하게는, 상기 고압 압축기와 상기 열교환기를 연결하는 증발가스 냉각라인;을 더 포함하여, 상기 고압 압축기에서 압축된 압축 증발가스는 상기 열교환기에서 냉각된 후 상기 재응축기로 공급될 수 있다.Preferably, it may further include a boil-off gas cooling line connecting the high-pressure compressor and the heat exchanger, wherein the compressed boil-off gas compressed in the high-pressure compressor may be cooled in the heat exchanger and then supplied to the re-condenser.

바람직하게는, 상기 증발가스 냉각라인은 상기 LNG 하역라인이 폐쇄되었을 때 개방될 수 있다.Preferably, the boil-off gas cooling line can be opened when the LNG unloading line is closed.

바람직하게는, 상기 선박 또는 해양 구조물은 FSRU이고, 상기 외부 공급처는 액화가스 운반선일 수 있다. Preferably, the ship or marine structure is a FSRU, and the external supplier may be a liquefied gas carrier.

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 의하면, 선박 또는 해양 구조물의 증발가스 처리 방법에 있어서, 상기 선박 또는 해양 구조물은 외부 공급처로부터 액화가스를 공급받아 제1 저장탱크에 저장하고, 상기 제1 저장탱크에 저장된 액화가스를 기화기에서 기화시켜 가스 수요처로 공급하며, 상기 외부 공급처로부터 상기 제1 저장탱크로 액화가스를 하역할 때에는, 상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스를 저압으로 압축하고, 상기 압축 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스와 열교환시키고, 상기 열교환에 의해 냉각된 압축 증발가스를 상기 외부 공급처로 배출시키는, 증발가스 처리 방법이 제공된다. According to another aspect of the present invention for achieving the above-described object, in the method of treating boil-off gas of a ship or marine structure, the ship or marine structure receives liquefied gas from an external supplier and stores it in a first storage tank, The liquefied gas stored in the first storage tank is vaporized in a vaporizer and supplied to the gas consumer, and when the liquefied gas is unloaded from the external supplier to the first storage tank, the boil-off gas generated in the first storage tank is reduced to low pressure. A boil-off gas treatment method is provided, which compresses, heat-exchanges the compressed boil-off gas with liquefied gas supplied to the vaporizer, and discharges the compressed boil-off gas cooled by the heat exchange to the external supply source.

바람직하게는, 상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스의 적어도 일부를 고압으로 압축하고, 상기 고압으로 압축된 고압 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스의 냉열을 이용하여 재응축시킬 수 있다.Preferably, at least a portion of the boil-off gas generated in the first storage tank may be compressed at high pressure, and the high-pressure boil-off gas compressed at high pressure may be re-condensed using the cold heat of the liquefied gas supplied to the vaporizer.

바람직하게는, 상기 외부 공급처로부터 액화가스를 하역하지 않을 때에는, 상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스를 고압으로 압축하고, 상기 고압으로 압축된 압축 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스와 열교환시키고, 상기 열교환에 의해 냉각된 고압 증발가스를 상기 열교환시킬 액화가스를 이용하여 재응축시킬 수 있다.Preferably, when the liquefied gas is not unloaded from the external supplier, the boil-off gas generated in the first storage tank is compressed at high pressure, and the compressed boil-off gas compressed at high pressure is heat exchanged with the liquefied gas supplied to the vaporizer. And, the high-pressure boil-off gas cooled by the heat exchange can be re-condensed using the liquefied gas to be heat exchanged.

바람직하게는, 상기 재응축 증발가스와 액화가스를 가압하여 상기 기화기로 공급할 수 있다.Preferably, the re-condensed boil-off gas and the liquefied gas can be pressurized and supplied to the vaporizer.

바람직하게는, 상기 고압 증발가스의 적어도 일부는 상기 선박 또는 해양구조물의 연료로 공급할 수 있다.Preferably, at least a portion of the high-pressure boil-off gas can be supplied as fuel for the ship or marine structure.

바람직하게는, 상기 선박 또는 해양 구조물은 FSRU이고, 상기 외부 공급처는 액화가스 운반선일 수 있다.Preferably, the ship or marine structure is a FSRU, and the external supplier may be a liquefied gas carrier.

본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템 및 방법은, 액화가스 하역 중에, 액화가스를 공급받는 선박으로부터 액화가스를 공급해주는 선박으로 공급할 수 있는 증발가스의 양을 증가시킬 수 있다. The boil-off gas treatment system and method according to the present invention can increase the amount of boil-off gas that can be supplied from the ship receiving the liquefied gas to the ship supplying the liquefied gas during the unloading of the liquefied gas.

또한, 본 발명에 따르면, 액화가스 하역 중에, 액화가스를 공급해주는 선박에서 공급받을 수 있는 증발가스의 양을 증가시킴으로써, 액화가스를 공급받는 선박에서 증발가스를 처리하기 위한 압축기의 용량을 줄일 수 있고, 따라서 압축기의 설치 비용 및 설치 공간 또한 줄일 수 있다. In addition, according to the present invention, by increasing the amount of boil-off gas that can be supplied from the ship supplying the liquefied gas during unloading of the liquefied gas, the capacity of the compressor for processing boil-off gas on the ship receiving the liquefied gas can be reduced. Therefore, the installation cost and installation space of the compressor can also be reduced.

또한, 본 발명에 따르면, 소각시켜 처리할 수밖에 없는 증발가스의 양을 줄일 수 있어 친환경적이다.In addition, according to the present invention, the amount of boil-off gas that must be disposed of by incineration can be reduced, making it environmentally friendly.

도 1은 종래 LNG FSRU에 마련되는 LNG 재기화 시스템 및 증발가스 처리 시스템을 간략하게 도시한 도면이다.
도 2는 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템을 간략하게 도시한 도면이다.
도 3은 본 발명의 제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템을 간략하게 도시한 도면이다. Figure 1 is a diagram briefly illustrating an LNG regasification system and a boil-off gas processing system provided in a conventional LNG FSRU.
Figure 2 is a diagram schematically showing an evaporative gas treatment system according to a first embodiment of the present invention.
Figure 3 is a diagram schematically showing an evaporative gas treatment system according to a second embodiment of the present invention.

본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.In order to fully understand the operational advantages of the present invention and the objectives achieved by practicing the present invention, reference should be made to the accompanying drawings illustrating preferred embodiments of the present invention and the contents described in the accompanying drawings.

이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다. 또한, 하기 실시 예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시 예에 한정되는 것은 아니다.Hereinafter, the structure and operation of a preferred embodiment of the present invention will be described in detail with reference to the attached drawings. Here, in adding reference numerals to components in each drawing, it should be noted that identical components are indicated with the same reference numerals as much as possible, even if they are shown in different drawings. Additionally, the following examples may be modified into various other forms, and the scope of the present invention is not limited to the following examples.

본 발명의 설명에서 액화가스는 LNG 또는 LPG, LEG(Liquefied Ethane Gas) 등과 같이 일반적으로 액체상태로 저장되는 모든 액체 화물 또는 액화가스 연료를 의미할 수 있으며, 증발가스(BOG; Boil Off Gas)는 이러한 액화가스가 자연기화하여 발생한 것을 의미한다. In the description of the present invention, liquefied gas may refer to any liquid cargo or liquefied gas fuel that is generally stored in a liquid state, such as LNG, LPG, or LEG (Liquefied Ethane Gas), and boil-off gas (BOG; Boil Off Gas) This means that such liquefied gas is naturally vaporized.

또한, 후술하는 본 발명의 실시예는 액화가스 저장탱크가 설치된 모든 종류의 선박 또는 해상 구조물, 즉, LNG 운반선, LEG 운반선, LNG RV와 같은 선박을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU와 같은 해상 플랜트에도 적용될 수 있다.In addition, embodiments of the present invention described later can be applied to all types of ships or offshore structures equipped with liquefied gas storage tanks, that is, ships such as LNG carriers, LEG carriers, and LNG RVs, as well as offshore plants such as LNG FPSO and LNG FSRU. It can be applied.

또한, 본 발명의 설명에서 라인을 따라 흐르는 유체 즉, 증발가스 또는 액화가스는 시스템의 운용 조건에 따라, 액체 상태, 기액 혼합 상태, 기체 상태 또는 초임계 상태일 수 있다.Additionally, in the description of the present invention, the fluid flowing along the line, that is, boil-off gas or liquefied gas, may be in a liquid state, a gas-liquid mixture state, a gas state, or a supercritical state, depending on the operating conditions of the system.

이하, 후술하는 실시예에서는, LNG 운반선과 연결되어 LNG 운반선으로부터 LNG를 하역 중인 LNG FSRU와 하역 중이 아닐 때 LNG를 재기화시켜 육상 수요처로 공급하고 있는 LNG FSRU에 적용되는 것을 각각 예로 들어 설명하기로 한다.Hereinafter, in the embodiment described later, the application to the LNG FSRU that is connected to the LNG carrier and unloading LNG from the LNG carrier and the LNG FSRU that regasifies LNG and supplies it to onshore customers when not unloading will be explained as examples. do.

먼저, 도 2를 참조하여, 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. First, with reference to FIG. 2, the boil-off gas treatment system and method according to the first embodiment of the present invention will be described.

본 실시예에서는, 본 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템이 적용된 LNG FRSU(1)가 LNG 운반선(2)과 연결되고 LNG 운반선(2)으로부터 LNG FSRU(1)로 LNG를 하역 중인 경우에 증발가스를 처리하는 것을 예로 들어 설명하기로 한다. In this embodiment, when the LNG FRSU (1) to which the boil-off gas processing system according to this embodiment is applied is connected to the LNG carrier (2) and unloading LNG from the LNG carrier (2) to the LNG FSRU (1), boil-off gas This will be explained using processing as an example.

본 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, LNG FSRU(1)에 마련되며 LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(100), LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스(BOG)를 압축시켜 처리하는 압축기(LP, HP) 및 LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스를 냉각시키는 열교환기(140)를 포함한다.The boil-off gas processing system according to this embodiment is provided in the LNG FSRU (1) and includes an LNG storage tank 100 that stores LNG, and a compressor that compresses and processes boil-off gas (BOG) generated in the LNG storage tank 100. (LP, HP) and a heat exchanger 140 that cools the boil-off gas generated in the LNG storage tank 100.

또한, LNG FSRU(1)는 LNG 운반선(2)과 LNG 하역라인(321) 및 제1 증발가스 공급라인(312)을 통해 연결되어 있을 수 있다. LNG는 LNG 하역라인(321)을 따라, LNG 운반선(2)에 마련되며 LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(200)로부터, LNG FSRU(1)에 마련된 LNG 저장탱크(100)로 이송되며, 이송된 LNG는 LNG FSRU(1)에 마련된 LNG 저장탱크(100)에 저장된다. Additionally, the LNG FSRU (1) may be connected to the LNG carrier (2) through an LNG unloading line (321) and a first boil-off gas supply line (312). LNG is transported along the LNG unloading line 321 from the LNG storage tank 200, which is provided on the LNG carrier 2 and stores LNG, to the LNG storage tank 100 provided on the LNG FSRU 1. LNG is stored in the LNG storage tank 100 provided in the LNG FSRU (1).

이하, LNG FSRU(1)에 마련된 LNG 저장탱크(100)를 제1 저장탱크(100)라 하고, LNG 운반선(2)에 마련된 LNG 저장탱크(200)를 제2 저장탱크(200)라 하기로 하며, 상술한 바와 같이, 제2 저장탱크(200)에 저장된 LNG는 LNG 하역라인(321)을 따라 제1 저장탱크(100)로 이송될 수 있고, 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG는 후술할 기화기(150)에서 재기화되어 육상 터미널 등 가스 수요처로 공급될 수 있다. Hereinafter, the LNG storage tank 100 provided in the LNG FSRU (1) will be referred to as the first storage tank 100, and the LNG storage tank 200 provided in the LNG carrier (2) will be referred to as the second storage tank 200. As described above, the LNG stored in the second storage tank 200 can be transferred to the first storage tank 100 along the LNG unloading line 321, and the LNG stored in the first storage tank 100 It can be regasified in the vaporizer 150, which will be described later, and supplied to gas consumers such as land terminals.

제1 저장탱크(100)와 제2 저장탱크(200)는 서로 다른 선박에 마련되는 것이며, 본 실시예에서 제1 저장탱크(100)는 LNG FSRU(1)에 하나 이상 마련될 수 있고, 제2 저장탱크(200)는 LNG 운반선(2)에 하나 이상 마련될 수 있으나, 저장탱크(100, 200)의 개수가 서로 동일하다는 것을 의미하는 것은 아니다.The first storage tank 100 and the second storage tank 200 are provided on different ships, and in this embodiment, one or more first storage tanks 100 may be provided on the LNG FSRU (1). 2 One or more storage tanks 200 may be provided on the LNG carrier 2, but this does not mean that the number of storage tanks 100 and 200 is the same.

또한, 도 2 및 도 3에서는 제1 저장탱크(100)가 제2 저장탱크(200)의 크기(용량)보다 더 크게 마련되는 것처럼 도시하였으나, 이에 한정하는 것은 아니고, 제1 저장탱크(100)와 제2 저장탱크(200)의 크기는 서로 다를 수도 있고 같을 수도 있으며, 즉, LNG 운반선(2)에 마련되는 제2 저장탱크(200)의 크기가 LNG FSRU(1)에 마련되는 제1 저장탱크(100)의 크기보다 더 큰 것일 수 있다.In addition, in Figures 2 and 3, the first storage tank 100 is shown as being provided larger than the size (capacity) of the second storage tank 200, but it is not limited to this, and the first storage tank 100 The sizes of the second storage tank 200 may be different from each other or may be the same, that is, the size of the second storage tank 200 provided in the LNG carrier 2 is larger than the size of the first storage tank 200 provided in the LNG FSRU 1. It may be larger than the size of the tank 100.

제1 저장탱크(100)와 제2 저장탱크(200)의 내부에는 저장탱크(100, 200)에 저장되어 있는 LNG를 저장탱크(100, 200) 외부로 배출시키는 이송펌프가 마련될 수 있으며, 제2 저장탱크(200)에 저장된 LNG는 제2 저장탱크(200) 내부에 마련된 이송펌프(도면부호 미부여)에 의해 제2 저장탱크(200)로부터 배출되고, LNG 하역라인(321)을 따라 제1 저장탱크(100)로 이송될 수 있다.A transfer pump may be provided inside the first storage tank 100 and the second storage tank 200 to discharge the LNG stored in the storage tanks 100 and 200 to the outside of the storage tanks 100 and 200, The LNG stored in the second storage tank 200 is discharged from the second storage tank 200 by a transfer pump (not shown) provided inside the second storage tank 200, and along the LNG unloading line 321. It can be transferred to the first storage tank 100.

또한, 본 실시예에서 LNG FSRU(1)에는 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 재기화 설비가 마련되며, 후술할 재기화 설비는 제1 저장탱크(100)로부터 재기화 가스의 수요가 있는 육상의 가스 터미널 등 가스 수요처로 연장되는 재기화 라인(311)을 통해 연결될 수 있다.In addition, in this embodiment, the LNG FSRU (1) is provided with a regasification facility that regasifies the LNG stored in the first storage tank (100) and supplies it to gas consumers. The regasification facility, which will be described later, is installed in the first storage tank (100). ) can be connected through a regasification line 311 extending from the gas demand source, such as an onshore gas terminal where there is a demand for regasification gas.

재기화 설비는 제1 저장탱크(100) 내에 마련되어 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 제1 저장탱크(100) 외부로 배출시키는 이송펌프(101), 이송펌프(101)에 의해 배출된 LNG를 가압하여 기화기(150)로 공급하는 고압펌프(130), 고압펌프(130)에 의해 압축된 LNG를 기화시키는 기화기(150)를 포함하며, 이들은 재기화 라인(311)을 통해 연결된다.The regasification facility is provided within the first storage tank 100 and discharges the LNG stored in the first storage tank 100 to the outside of the first storage tank 100. It includes a high-pressure pump 130 that pressurizes LNG and supplies it to the vaporizer 150, and a vaporizer 150 that vaporizes the LNG compressed by the high-pressure pump 130, and these are connected through a regasification line 311.

즉, 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG는, 이송펌프(101)에 의해 고압펌프(130)로 이송되고, 고압펌프(130)에 의해 가압되어 기화기(150)로 이송되며, 기화기(150)에서 기화되어 가스 수요처로 공급된다.That is, the LNG stored in the first storage tank 100 is transferred to the high pressure pump 130 by the transfer pump 101, and is pressurized by the high pressure pump 130 and transferred to the vaporizer 150. ) is vaporized and supplied to gas consumers.

여기서, 기화기(150)로 이송되는 고압 LNG는 초임계 상태일 수 있으며, 따라서, '기화'라는 것은 액체 상태에서 기체 상태로의 상 변화만을 의미하는 것은 아니고 기화기(150)에서 압축 LNG가 열원으로부터 열 에너지를 얻는다는 것을 의미한다.Here, the high-pressure LNG transferred to the vaporizer 150 may be in a supercritical state, and therefore, 'vaporization' does not only mean a phase change from a liquid state to a gas state, but compressed LNG from the heat source in the vaporizer 150 This means obtaining heat energy.

또한, 고압펌프(130)에서 LNG는 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축될 수 있다. Additionally, in the high pressure pump 130, LNG can be compressed to the pressure required by the gas consumer.

본 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, 제1 저장탱크(100)에서 LNG가 자연기화하여 생성되는 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)를 제1 저장탱크(100) 외부로 배출시키는 제1 증발가스 배출라인(312) 및 제2 증발가스 배출라인(313)을 포함한다.The boil-off gas treatment system according to this embodiment is a first boil-off gas (BOG; Boil-Off Gas) generated by natural vaporization of LNG in the first storage tank 100 to the outside of the first storage tank 100. It includes an evaporative gas discharge line 312 and a second evaporative gas discharge line 313.

제1 증발가스 배출라인(312)은 제1 저장탱크(100)로부터, LNG FSRU(1)로 LNG를 하역 중인 LNG 운반선(2)의 LNG 저장탱크(200) 즉, 제2 저장탱크(200)로 연장되며, 제1 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스를 제2 저장탱크(200)로 배출시킨다.The first boil-off gas discharge line 312 is connected to the LNG storage tank 200 of the LNG carrier 2 that is unloading LNG from the first storage tank 100 to the LNG FSRU 1, that is, the second storage tank 200. It extends to and discharges the boil-off gas generated in the first storage tank (100) to the second storage tank (200).

여기서, LNG FSRU(1) 및 LNG 운반선(2)에는 각각 저장탱크가 다수 개 마련될 수 있으나, 본 명세서에서는 다수 개의 저장탱크를 통칭하여 제1 저장탱크(100) 및 제2 저장탱크(200)로 칭하기로 하였으므로, LNG 운반선(2)으로부터 LNG FSRU(1)로 하역을 실시할 때, LNG 운반선(2)으로부터 LNG를 공급받고 있는 제1 저장탱크(100)와 제1 증발가스 배출라인(312) 및 제2 증발가스 배출라인(313)으로 증발가스를 배출시키는 제1 저장탱크(100), 그리고 제1 증발가스 배출라인(312)을 통해 증발가스를 공급받는 제2 저장탱크(200)와 제1 저장탱크(100)로 LNG를 공급하고 있는 제2 저장탱크(200)가 반드시 동일하다는 것을 의미하는 것은 아니다. Here, the LNG FSRU (1) and the LNG carrier (2) may each be provided with a plurality of storage tanks, but in this specification, the plurality of storage tanks are collectively referred to as the first storage tank 100 and the second storage tank 200. Therefore, when unloading from the LNG carrier (2) to the LNG FSRU (1), the first storage tank (100) and the first boil-off gas discharge line (312) receiving LNG from the LNG carrier (2) ) and a first storage tank 100 that discharges boil-off gas through the second boil-off gas discharge line 313, and a second storage tank 200 that receives boil-off gas through the first boil-off gas discharge line 312. This does not necessarily mean that the second storage tank 200 supplying LNG to the first storage tank 100 is the same.

본 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템의 압축기(LP, HP)는 제1 저장탱크(100)로부터 배출되는 증발가스를 저압으로 압축시키는 저압 압축기(LP)를 포함한다. 저압 압축기(LP)는 제1 증발가스 배출라인(312)에 의해 제1 저장탱크(100) 및 열교환기(140)와 연결된다. 또한, 저압 압축기(LP)는 그 용량이 후술할 고압 압축기(HP)와 비교하여 대용량으로 마련될 수 있고, 저압 압축기(LP)에서 압축되어 배출되는 증발가스의 압력은 후술할 고압 압축기(HP)에서 압축되어 배출되는 증발가스의 압력보다 낮다.The compressors (LP, HP) of the boil-off gas treatment system according to this embodiment include a low-pressure compressor (LP) that compresses the boil-off gas discharged from the first storage tank 100 to low pressure. The low pressure compressor (LP) is connected to the first storage tank 100 and the heat exchanger 140 through the first evaporation gas discharge line 312. In addition, the low-pressure compressor (LP) can be provided with a larger capacity compared to the high-pressure compressor (HP), which will be described later, and the pressure of the boil-off gas compressed and discharged from the low-pressure compressor (LP) is higher than that of the high-pressure compressor (HP), which will be described later. It is lower than the pressure of the evaporative gas compressed and discharged.

즉, 제1 증발가스 배출라인(312)을 따라 배출되는 증발가스는 저압 압축기(LP)에서 저압으로 압축되고, 압축된 저압 증발가스는 열교환기(140)로 공급되며, 열교환기(140)에서 열교환에 의해 냉각된 후 제2 저장탱크(200)로 공급된다.That is, the boil-off gas discharged along the first boil-off gas discharge line 312 is compressed to low pressure in the low-pressure compressor (LP), and the compressed low-pressure boil-off gas is supplied to the heat exchanger 140. After being cooled by heat exchange, it is supplied to the second storage tank 200.

본 실시예의 열교환기(140)에서는, 제1 증발가스 배출라인(312)을 따라 제2 저장탱크(200)로 공급되는 저압 증발가스와, 재기화 라인(311)을 따라 고압펌프(130)에서 압축되고 기화기(150)로 공급되는 압축 LNG가 열교환된다. In the heat exchanger 140 of this embodiment, the low-pressure boil-off gas is supplied to the second storage tank 200 along the first boil-off gas discharge line 312, and the low-pressure boil-off gas is supplied from the high-pressure pump 130 along the regasification line 311. The compressed LNG that is compressed and supplied to the vaporizer 150 undergoes heat exchange.

열교환기(140)에서 저압 증발가스는 압축 LNG의 냉열에 의해 냉각되고, 압축 LNG는 저압 증발가스에 의해 가열된다.In the heat exchanger 140, the low-pressure boil-off gas is cooled by the cold heat of the compressed LNG, and the compressed LNG is heated by the low-pressure boil-off gas.

즉, 본 실시예에 따르면, 제1 저장탱크(100)로부터 배출된 증발가스, 특히 하역 중에 발생하는 대량의 증발가스를 저압 압축기(LP)에서 압축시키고, 압축 증발가스는 열교환기(140)에서 냉각시킨 후 제2 저장탱크(200)로 공급하므로, 냉각에 의해 증발가스의 부피가 감소하여 LNG FSRU(1)로부터 LNG 운반선(2)으로 더욱 많은 양의 증발가스를 배출시킬 수 있다. That is, according to this embodiment, the boil-off gas discharged from the first storage tank 100, especially a large amount of boil-off gas generated during unloading, is compressed in the low pressure compressor (LP), and the compressed boil-off gas is compressed in the heat exchanger 140. Since it is cooled and then supplied to the second storage tank 200, the volume of boil-off gas is reduced by cooling, allowing a larger amount of boil-off gas to be discharged from the LNG FSRU (1) to the LNG carrier (2).

또한, LNG 운반선(2)은 하역 중에 LNG FSRU(1)로부터 냉각된 증발가스를 공급받으므로, 제2 저장탱크(200) 내의 온도를 낮게 유지하는 효과를 기대할 수 있고, LNG FSRU(1)에서 기화기(150)로 공급되는 압축 LNG는 열교환기(140)에서 저압 증발가스에 의해 약간 가열된 후 공급되므로, 기화기(150)의 열 부하의 감소 또한 기대할 수 있다. In addition, since the LNG carrier (2) receives cooled boil-off gas from the LNG FSRU (1) during unloading, the effect of maintaining the temperature in the second storage tank (200) low can be expected, and the LNG FSRU (1) Since the compressed LNG supplied to the vaporizer 150 is supplied after being slightly heated by low-pressure boil-off gas in the heat exchanger 140, a reduction in the heat load of the vaporizer 150 can also be expected.

본 실시예에 따른 압축기(LP, HP)는 제1 저장탱크(100)로부터 배출되는 증발가스를 고압으로 압축시키는 고압 압축기(HP)를 더 포함하며, 고압 압축기(HP)는 그 용량이 저압 압축기(LP)와 비교하여 소용량으로 마련될 수 있고, 고압 압축기(HP)는 제2 증발가스 배출라인(313)에 의해 제1 저장탱크(100) 및 후술할 재응축기(120), 가스 연소기(GCU; Gas Combustion Unit) 및 가스 엔진, 보일러와 같은 연료 수요처 등으로 연결될 수 있다. The compressors (LP, HP) according to this embodiment further include a high-pressure compressor (HP) that compresses the boil-off gas discharged from the first storage tank 100 to high pressure, and the high-pressure compressor (HP) has a capacity of a low-pressure compressor. Compared to (LP), it can be provided with a small capacity, and the high pressure compressor (HP) is connected to the first storage tank 100, the re-condenser 120 to be described later, and the gas combustor (GCU) by the second evaporation gas discharge line 313. ; Gas Combustion Unit) and fuel demand sources such as gas engines and boilers.

즉, 제2 증발가스 배출라인(313)을 따라 배출되는 증발가스는 고압 압축기(HP)에서 고압으로 압축되는데, 여기서 고압이란, 상술한 저압 압축기(LP)에서 증발가스를 압축시키는 압력보다 높은 압력을 의미하는 것으로, 상대적인 개념이다. 바람직하게는, 고압 압축기(HP)는 증발가스를 연료 수요처에서 요구하는 압력까지 압축시킬 수 있다.That is, the boil-off gas discharged along the second boil-off gas discharge line 313 is compressed to high pressure in the high pressure compressor (HP), where high pressure is a pressure higher than the pressure at which the boil-off gas is compressed in the low pressure compressor (LP) described above. meaning, it is a relative concept. Preferably, the high pressure compressor (HP) can compress the boil-off gas to the pressure required by the fuel demand source.

예를 들어, 본 실시예의 고압 압축기(HP)에서 증발가스는 약 5 내지 10bara, 바람직하게는 약 6 내지 7bara로 압축될 수 있다. For example, in the high pressure compressor (HP) of this embodiment, the boil-off gas can be compressed to about 5 to 10 bara, preferably about 6 to 7 bara.

본 실시예의 고압 압축기(HP)에서 압축된 고압 증발가스는, 고압 증발가스를 응축시키는 재응축기(120), 고압 증발가스를 연료로 하는 연료 수요처 및 고압 증발가스를 태워버리는 가스 연소기(GCU; Gas Combustion Unit) 등으로 공급될 수 있다. 연료 수요처는, 고압 증발가스를 연료로 하여 전력 또는 추진력을 생산하는 가스 엔진(미도시), 고압 증발가스를 연료로 하여 스팀(steam)을 생산하거나 각종 열원을 가열시키는 보일러(미도시)를 포함할 수 있다. The high-pressure boil-off gas compressed in the high-pressure compressor (HP) of this embodiment is a re-condenser 120 that condenses the high-pressure boil-off gas, a fuel consumer using the high-pressure boil-off gas as fuel, and a gas combustor (GCU; Gas) that burns the high-pressure boil-off gas. Combustion Unit), etc. Fuel consumers include gas engines (not shown) that produce power or propulsion using high-pressure boil-off gas as fuel, and boilers (not shown) that produce steam or heat various heat sources using high-pressure boil-off gas as fuel. can do.

본 실시예에서 재응축기(120)는, 제1 저장탱크(100)로부터 고압펌프(130)로 이송되는 LNG의 냉열을 이용하여 고압 증발가스를 응축시킬 수 있다. 재응축기(120)에서 응축된 응축 증발가스는 LNG와 함께 재기화 라인(311)을 따라 고압펌프(130)에서 가압되어 기화기(150)로 공급될 수 있다. In this embodiment, the re-condenser 120 can condense the high-pressure boil-off gas using the cold heat of LNG transferred from the first storage tank 100 to the high-pressure pump 130. The condensed boil-off gas condensed in the re-condenser 120 may be pressurized by the high-pressure pump 130 along the re-gasification line 311 together with LNG and supplied to the vaporizer 150.

즉, 본 실시예에 따르면, LNG FSRU(1)에 마련되는 제1 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스, 특히, LNG 운반선(2)으로부터 제1 저장탱크(100)로 LNG의 하역을 실시할 때 발생하는 대량의 증발가스는, 저압 압축기(LP)를 이용하여 저압으로 압축시키고, 열교환기(140)에서 기화기(150)로 공급할 압축 LNG의 냉열을 이용하여 냉각시킨 후, LNG 운반선(2)에 마련되는 제2 저장탱크(200)로 공급해줄 수 있다. That is, according to this embodiment, the boil-off gas generated in the first storage tank 100 provided in the LNG FSRU (1), in particular, LNG is unloaded from the LNG carrier (2) to the first storage tank (100). The large amount of boil-off gas generated when doing so is compressed to low pressure using a low pressure compressor (LP), cooled using the cold heat of the compressed LNG to be supplied from the heat exchanger 140 to the vaporizer 150, and then cooled by the LNG carrier (2). It can be supplied to the second storage tank 200 provided in ).

증발가스를 냉각시켜 제2 저장탱크(200)로 공급해줌으로써 냉각시키지 않고 공급하는 것보다 더 많은 양의 증발가스를 LNG 운반선(2) 측으로 배출시킬 수 있으므로, LNG FSRU(1) 내에서 처리해야 할 증발가스의 양은 감소하면서도, 결과적으로는 종래보다 더 많은 양의 증발가스를 처리할 수 있고, 또는 동일한 양의 증발가스를 처리하는 데에서도 고압 압축기(HP)의 용량을 감소시킬 수도 있어 증발가스 처리 효율을 높일 수 있다. By cooling the boil-off gas and supplying it to the second storage tank 200, a larger amount of boil-off gas can be discharged to the LNG carrier (2) than if supplied without cooling, so it needs to be processed within the LNG FSRU (1). Although the amount of boil-off gas is reduced, as a result, a larger amount of boil-off gas can be processed than before, or the capacity of the high pressure compressor (HP) can be reduced to process the same amount of boil-off gas, so the boil-off gas treatment Efficiency can be increased.

또한, 본 실시예에서 하역 중에 발생하는 증발가스는, LNG 운반선(2), 바람직하게는 LNG 운반선(1)에 마련되는 제2 저장탱크(200) 및 LNG FSRU(1)의 연료 수요처, 가스 연소기 등으로 배출시킬 수 있는데, 각각의 증발가스 공급처로 배분되는 증발가스의 양은 특별히 한정하지는 않는다. 예를 들면, LNG FSRU(1)의 보일러나 가스 엔진 등 연료 수요처에서 요구하는 수요량만큼 증발가스를 공급하고, 연료 수요처의 수요량을 초과하는 양의 증발가스는, 재응축기(120)에서 LNG의 냉열을 이용하여 응축시켜 LNG와 함께 기화시킨 후 가스 수요처로 공급할 수 있으며, 응축시켜 처리할 수 있는 양을 초과하는 양의 증발가스는 LNG 운반선(2) 측으로 공급할 수 있고, 이를 초과하는 양의 증발가스는, 가스 연소기에서 소각시켜 처리할 수 있다. In addition, in this embodiment, the boil-off gas generated during unloading is the second storage tank 200 provided on the LNG carrier 2, preferably the LNG carrier 1, the fuel demand source of the LNG FSRU 1, and the gas combustor. The amount of boil-off gas distributed to each boil-off gas supplier is not particularly limited. For example, boil-off gas is supplied as much as the demand from fuel consumers, such as the boiler or gas engine of the LNG FSRU (1), and the boil-off gas in an amount exceeding the demand from fuel consumers is used as cold heat of LNG in the re-condenser 120. It can be condensed and vaporized together with LNG and then supplied to gas consumers. Boil-off gas in excess of the amount that can be condensed and processed can be supplied to the LNG carrier (2), and boil-off gas in excess of this amount can be supplied to the LNG carrier (2). can be disposed of by incineration in a gas combustor.

본 실시예에 따르면, LNG 운반선(2) 측으로 배출시킬 수 있는 증발가스량이 증가하므로, 증발가스를 가스 연소기에서 소각시켜 처리할 필요가 없거나 그 양을 감소시킬 수 있어 증발가스의 낭비를 최소화할 수 있다.According to this embodiment, the amount of boil-off gas that can be discharged to the LNG carrier 2 increases, so there is no need to incinerate the boil-off gas in a gas combustor or the amount can be reduced, thereby minimizing waste of boil-off gas. there is.

이하, 도 3을 참조하여 본 발명의 제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. 본 실시예는, 상술한 제1 실시예의 변형예로써, 증발가스 냉각라인(314)이 더 마련된다는 점에서 차이가 있고, 증발가스 냉각라인(314)을 제외한 나머지 구성은 상술한 제1 실시예와 동일하게 적용될 수 있으며, 자세한 설명은 생략하기로 한다. Hereinafter, a boil-off gas treatment system and method according to a second embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. 3. This embodiment is a modification of the above-described first embodiment, and differs in that an evaporation gas cooling line 314 is further provided, and the remaining configuration except for the evaporation gas cooling line 314 is similar to the above-described first embodiment. It can be applied in the same way as , and detailed explanation will be omitted.

또한, 본 실시예는, LNG FSRU(1)의 제1 저장탱크(100)로 LNG의 하역이 실시되지 않을 때 LNG FSRU(1)의 제1 저장탱크(100)에서 생성되는 증발가스를 처리하는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.In addition, this embodiment processes the boil-off gas generated in the first storage tank 100 of the LNG FSRU (1) when unloading of LNG is not performed into the first storage tank 100 of the LNG FSRU (1). Let's explain this using an example.

본 실시예에서 LNG FSRU(1)에는 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 재기화 설비가 마련되며, LNG FSRU(1)와 가스 수요처는 제1 저장탱크(100)로부터 재기화 가스의 수요가 있는 육상의 가스 터미널 등 가스 수요처로 연장되는 재기화 라인(311)을 통해 연결될 수 있다.In this embodiment, the LNG FSRU (1) is provided with a regasification facility that regasifies the LNG stored in the first storage tank (100) and supplies it to the gas consumer, and the LNG FSRU (1) and the gas consumer are connected to the first storage tank (100). It can be connected through a regasification line 311 extending from 100) to a gas demand source, such as a gas terminal on land where there is a demand for regasification gas.

재기화 설비는 제1 저장탱크(100) 내에 마련되어 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 제1 저장탱크(100) 외부로 배출시키는 이송펌프(101), 이송펌프(101)에 의해 배출된 LNG를 가압하여 기화기(150)로 공급하는 고압펌프(130), 고압펌프(130)에 의해 압축된 LNG를 기화시키는 기화기(150)를 포함하며, 이들은 재기화 라인(311)을 통해 연결된다.The regasification facility is provided within the first storage tank 100 and discharges the LNG stored in the first storage tank 100 to the outside of the first storage tank 100. It includes a high-pressure pump 130 that pressurizes LNG and supplies it to the vaporizer 150, and a vaporizer 150 that vaporizes the LNG compressed by the high-pressure pump 130, and these are connected through a regasification line 311.

즉, 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG는, 이송펌프(101)에 의해 고압펌프(130)로 이송되고, 고압펌프(130)에 의해 가압되어 기화기(150)로 이송되며, 기화기(150)에서 기화되어 가스 수요처로 공급된다.That is, the LNG stored in the first storage tank 100 is transferred to the high pressure pump 130 by the transfer pump 101, and is pressurized by the high pressure pump 130 and transferred to the vaporizer 150. ) is vaporized and supplied to gas consumers.

여기서, 기화기(150)로 이송되는 고압 LNG는 초임계 상태일 수 있으며, 따라서, '기화'라는 것은 액체 상태에서 기체 상태로의 상 변화만을 의미하는 것은 아니고 기화기(150)에서 압축 LNG가 열원으로부터 열 에너지를 얻는다는 것을 의미한다. 또한, 고압펌프(130)에서 LNG는 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축될 수 있다. Here, the high-pressure LNG transferred to the vaporizer 150 may be in a supercritical state, and therefore, 'vaporization' does not only mean a phase change from a liquid state to a gas state, but compressed LNG from the heat source in the vaporizer 150 This means obtaining heat energy. Additionally, in the high pressure pump 130, LNG can be compressed to the pressure required by the gas consumer.

본 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, 제1 저장탱크(100)에서 LNG가 자연기화하여 생성되는 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)를 제1 저장탱크(100) 외부로 배출시키는 제2 증발가스 배출라인(313) 및 제1 저장탱크(100)로부터 배출되는 증발가스를 고압으로 압축시키는 고압 압축기(HP)를 더 포함하며, 고압 압축기(HP)는 그 용량이 저압 압축기(LP)와 비교하여 소용량으로 마련될 수 있고, 고압 압축기(HP)는 제2 증발가스 배출라인(313)에 의해 제1 저장탱크(100) 및 후술할 재응축기(120), 가스 연소기(GCU; Gas Combustion Unit) 및 가스 엔진, 보일러와 같은 연료 수요처 등으로 연결될 수 있다. The boil-off gas treatment system according to this embodiment is a second boil-off gas (BOG; Boil-Off Gas) generated by natural vaporization of LNG in the first storage tank 100 to the outside of the first storage tank 100. It further includes a high pressure compressor (HP) that compresses the boil-off gas discharged from the boil-off gas discharge line 313 and the first storage tank 100 to high pressure, and the high-pressure compressor (HP) has a capacity equal to that of the low-pressure compressor (LP). In comparison, it can be provided with a small capacity, and the high pressure compressor (HP) is connected to the first storage tank 100, a re-condenser 120 to be described later, and a gas combustion unit (GCU; Gas Combustion Unit) through the second evaporation gas discharge line 313. ) and can be connected to fuel consumers such as gas engines and boilers.

즉, 제2 증발가스 배출라인(313)을 따라 배출되는 증발가스는 고압 압축기(HP)에서 고압으로 압축되는데, 바람직하게는, 연료 수요처에서 요구하는 압력까지 압축될 수 있다. 예를 들어, 본 실시예의 고압 압축기(HP)에서 증발가스는 약 5 내지 10bara, 바람직하게는 약 6 내지 7bara로 압축될 수 있다. That is, the boil-off gas discharged along the second boil-off gas discharge line 313 is compressed to high pressure in the high-pressure compressor (HP), and preferably, it can be compressed to the pressure required by the fuel consumer. For example, in the high pressure compressor (HP) of this embodiment, the boil-off gas can be compressed to about 5 to 10 bara, preferably about 6 to 7 bara.

본 실시예의 고압 압축기(HP)에서 압축된 고압 증발가스는, 고압 증발가스를 냉각시키는 열교환기(140), 고압 증발가스를 응축시키는 재응축기(120), 고압 증발가스를 연료로 하는 연료 수요처 및 고압 증발가스를 태워버리는 가스 연소기 등으로 공급될 수 있다. 연료 수요처는, 고압 증발가스를 연료로 하여 전력 또는 추진력을 생산하는 가스 엔진(미도시), 고압 증발가스를 연료로 하여 스팀을 생산하거나 각종 열원을 가열시키는 보일러(미도시)를 포함할 수 있다. The high-pressure boil-off gas compressed in the high-pressure compressor (HP) of this embodiment is a heat exchanger 140 for cooling the high-pressure boil-off gas, a re-condenser 120 for condensing the high-pressure boil-off gas, a fuel demand source using the high-pressure boil-off gas as fuel, and It can be supplied to a gas combustor that burns high-pressure boil-off gas. Fuel consumers may include gas engines (not shown) that produce power or propulsion using high-pressure boil-off gas as fuel, and boilers (not shown) that produce steam or heat various heat sources using high-pressure boil-off gas as fuel. .

본 실시예에서 재응축기(120)는, 제1 저장탱크(100)로부터 고압펌프(130)로 이송되는 LNG의 냉열을 이용하여 고압 증발가스를 응축시킬 수 있다. 재응축기(120)에서 응축된 고압 증발가스는 LNG와 함께 재기화 라인(311)을 따라 고압펌프(130)에 가압되어 기화기(150)로 공급될 수 있다. In this embodiment, the re-condenser 120 can condense the high-pressure boil-off gas using the cold heat of LNG transferred from the first storage tank 100 to the high-pressure pump 130. The high-pressure boil-off gas condensed in the re-condenser 120 may be pressurized to the high-pressure pump 130 along the re-gasification line 311 together with LNG and supplied to the vaporizer 150.

본 실시예에 따르면, 제2 증발가스 배출라인(313)은 고압 압축기(HP) 후단으로부터 열교환기(140)로 연결되는 증발가스 냉각라인(314)을 더 포함할 수 있다. 증발가스 냉각라인(314)은 도 3에 도시한 바와 같이, 제2 증발가스 배출라인(313)으로부터 고압 압축기(HP) 후단에서 분기될 수 있고, 분기된 증발가스 냉각라인(314)은 열교환기(140)를 거쳐 제2 증발가스 배출라인(313)으로 고압 압축기(HP) 후단, 바람직하게는 고압 압축기(HP)와 재응축기(120) 사이로 다시 연결될 수 있다.According to this embodiment, the second evaporation gas discharge line 313 may further include an evaporation gas cooling line 314 connected from the rear end of the high pressure compressor (HP) to the heat exchanger 140. As shown in FIG. 3, the boil-off gas cooling line 314 may branch from the second boil-off gas discharge line 313 at the rear end of the high pressure compressor (HP), and the branched boil-off gas cooling line 314 is connected to a heat exchanger. It can be reconnected to the second boil-off gas discharge line 313 via (140) after the high pressure compressor (HP), preferably between the high pressure compressor (HP) and the re-condenser 120.

본 실시예에서 열교환기(140)에서는, 증발가스 냉각라인(314)을 따라 분기된 고압 증발가스와, 재기화 라인(311)을 따라 고압펌프(130)에서 압축되고 기화기(150)로 공급되는 압축 LNG가 열교환하여, 고압 증발가스는 냉각되고, 압축 LNG는 가열된다. In this embodiment, in the heat exchanger 140, the high-pressure boil-off gas branched along the boil-off gas cooling line 314 is compressed by the high-pressure pump 130 along the re-gasification line 311 and supplied to the vaporizer 150. As the compressed LNG exchanges heat, the high-pressure boil-off gas is cooled and the compressed LNG is heated.

즉, 고압 압축기(HP)에서 압축된 증발가스의 적어도 일부는 증발가스 냉각라인(314)을 따라 열교환기(140)로 공급되고, 열교환기(140)에서 냉각된 증발가스는 제2 증발가스 배출라인(313)으로 다시 합류될 수 있으며, 제2 증발가스 배출라인(313)으로 합류된 냉각 증발가스는 고압 압축기(HP)에서 압축되어 상술한 재응축기(120)로 공급되는 고압 증발가스와 함께 재응축기(120)로 공급될 수 있다. That is, at least a portion of the boil-off gas compressed in the high-pressure compressor (HP) is supplied to the heat exchanger 140 along the boil-off gas cooling line 314, and the boil-off gas cooled in the heat exchanger 140 is discharged as the second boil-off gas. It can be rejoined to the line 313, and the cooled boil-off gas joined to the second boil-off gas discharge line 313 is compressed in the high-pressure compressor (HP) and supplied to the re-condenser 120, together with the high-pressure boil-off gas. It can be supplied to the recondenser 120.

재응축기(120)에서는 고압 증발가스가 LNG의 냉열에 의해 응축되며 응축 증발가스는 LNG와 함께 고압펌프(130)로 공급되고, 고압펌프(130)에 의해 가압되어 기화기(150)로 공급되며, 기화기(150)에서 기화되어 가스 수요처로 공급될 수 있다. In the re-condenser 120, the high-pressure boil-off gas is condensed by the cold heat of LNG, and the condensed boil-off gas is supplied together with the LNG to the high-pressure pump 130, and is pressurized by the high-pressure pump 130 and supplied to the vaporizer 150. It can be vaporized in the vaporizer 150 and supplied to gas consumers.

본 실시예에 따르면, 고압 압축기(HP)에서 압축된 고압 증발가스를 열교환기(140)에서 기화기(150)로 공급되는 압축 LNG의 냉열을 이용하여 냉각시킨 후 재응축기(120)로 공급하거나, 고압 압축기(HP)에서 압축된 일부의 고압 증발가스를 분기시켜 열교환기(140)에서 냉각시킨 후 고압 압축기(HP)로부터 재응축기(120)로 공급되는 고압 증발가스와 함께 재응축기(120)로 공급함으로써, 열교환기(140)에서 고압 증발가스를 냉각시키지 않고 재응축기(120)로 공급하는 것과 비교하여 재응축기(120)의 냉각 부하의 절감 및 재응축기(120)에서 응축시킬 수 있는 증발가스량의 증가를 기대할 수 있으며, 결과적으로는 응축 효율을 높일 수 있다. According to this embodiment, the high-pressure boil-off gas compressed in the high-pressure compressor (HP) is cooled using the cold heat of the compressed LNG supplied from the heat exchanger 140 to the vaporizer 150 and then supplied to the re-condenser 120, or Some of the high-pressure boil-off gas compressed in the high-pressure compressor (HP) is branched and cooled in the heat exchanger 140, and then transferred to the re-condenser 120 together with the high-pressure boil-off gas supplied from the high-pressure compressor (HP) to the re-condenser 120. By supplying, compared to supplying the high-pressure boil-off gas to the re-condenser 120 without cooling it in the heat exchanger 140, the cooling load of the re-condenser 120 is reduced and the amount of boil-off gas that can be condensed in the re-condenser 120 An increase can be expected, and as a result, condensation efficiency can be increased.

이상과 같이 본 발명에 따른 실시 예를 살펴보았으며, 앞서 설명된 실시 예 이외에도 본 발명이 그 취지나 범주에 벗어남이 없이 다른 특정 형태로 구체화될 수 있다는 사실은 해당 기술에 통상의 지식을 가진 이들에게는 자명한 것이다. 그러므로 상술한 실시 예는 제한적인 것이 아니라 예시적인 것으로 여겨져야 하고, 이에 따라 본 발명은 상술한 설명에 한정되지 않고, 첨부된 청구항의 범주 및 그 동등 범위 내에서 변경될 수도 있다.As described above, the embodiments according to the present invention have been examined, and the fact that the present invention can be embodied in other specific forms in addition to the embodiments described above without departing from the spirit or scope thereof will be recognized by those skilled in the art. It is self-evident. Therefore, the above-described embodiments should be regarded as illustrative rather than restrictive, and accordingly, the present invention is not limited to the above description, but may be modified within the scope of the appended claims and their equivalents.

1 : LNG FSRU
100 : LNG FSRU의 LNG 저장탱크
2 : LNG 운반선
200 : LNG 운반선의 LNG 저장탱크
101 : 이송펌프
120 : 재응축기
130 : 고압펌프
140 : 열교환기
150 : 기화기
LP : 저압 대용량 압축기
HP : 고압 저용량 압축기
321 : LNG 하역라인
311 : 재기화 라인
312 : 제1 증발가스 배출라인
313 : 제2 증발가스 배출라인
314 : 증발가스 냉각라인 1: LNG FSRU
100: LNG storage tank of LNG FSRU
2: LNG carrier
200: LNG storage tank of LNG carrier
101: Transfer pump
120: Recondenser
130: high pressure pump
140: heat exchanger
150: carburetor
LP: Low pressure large capacity compressor
HP: High pressure low capacity compressor
321: LNG unloading line
311: regasification line
312: First evaporation gas discharge line
313: Second evaporation gas discharge line
314: Evaporation gas cooling line

Claims (12)

선박 또는 해양 구조물에 마련되며 상기 선박 또는 해양 구조물의 외부 공급처로부터 액화가스를 공급받아 저장하는 제1 저장탱크;
상기 외부 공급처와 상기 제1 저장탱크를 연결하는 LNG 하역라인;
제1 저장탱크에 저장된 액화가스를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 기화기;
제1 저장탱크에서 생성된 증발가스를 압축시키는 압축기; 및
상기 압축기에서 압축시킨 압축 증발가스와 상기 기화기로 공급되는 액화가스를 열교환시키는 열교환기;를 포함하고,
상기 LNG 하역라인이 연결된 외부 공급처와 상기 열교환기를 연결하는 제1 증발가스 배출라인;을 더 포함하여,
상기 외부 공급처로부터 상기 제1 저장탱크로 액화가스를 하역할 때에는, 상기 제1 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 열교환기에서 냉각시켜 상기 외부 공급처로 배출시키는 것을 특징으로 하는, 증발가스 처리 시스템.A first storage tank provided on a ship or marine structure and receiving and storing liquefied gas from an external supplier of the ship or marine structure;
An LNG unloading line connecting the external supplier and the first storage tank;
A vaporizer that regasifies the liquefied gas stored in the first storage tank and supplies it to gas consumers;
A compressor that compresses the boil-off gas generated in the first storage tank; and
It includes a heat exchanger that exchanges heat between the compressed boil-off gas compressed by the compressor and the liquefied gas supplied to the vaporizer,
Further including; a first boil-off gas discharge line connecting the heat exchanger with an external supply source to which the LNG unloading line is connected,
When unloading liquefied gas from the external supplier to the first storage tank, the boil-off gas generated in the first storage tank is cooled in the heat exchanger and discharged to the external supplier. 청구항 1에 있어서,
상기 압축기는 상기 증발가스를 저압으로 압축시키는 저압 압축기인, 증발가스 처리 시스템. In claim 1,
The compressor is a low-pressure compressor that compresses the boil-off gas to low pressure. 청구항 1 또는 2에 있어서,
상기 압축기는 증발가스를 고압으로 압축시키는 고압 압축기를 더 포함하고,
상기 고압 압축기에서 압축된 고압 증발가스를 상기 액화가스의 냉열로 응축시키는 재응축기; 및
상기 재응축기를 통과한 응축 증발가스와 액화가스를 기화기로 공급하는 고압펌프;를 더 포함하는, 증발가스 처리 시스템. In claim 1 or 2,
The compressor further includes a high-pressure compressor that compresses the boil-off gas to high pressure,
A re-condenser that condenses the high-pressure boil-off gas compressed in the high-pressure compressor with the cold heat of the liquefied gas; and
A high-pressure pump that supplies the condensed boil-off gas and liquefied gas that have passed through the re-condenser to the vaporizer. 청구항 3에 있어서,
상기 고압 압축기와 상기 열교환기를 연결하는 증발가스 냉각라인;을 더 포함하여,
상기 고압 압축기에서 압축된 압축 증발가스는 상기 열교환기에서 냉각된 후 상기 재응축기로 공급되는, 증발가스 처리 시스템. In claim 3,
Further including; an evaporation gas cooling line connecting the high pressure compressor and the heat exchanger,
Compressed boil-off gas compressed in the high-pressure compressor is cooled in the heat exchanger and then supplied to the re-condenser. 청구항 4에 있어서,
상기 증발가스 냉각라인은 상기 LNG 하역라인이 폐쇄되었을 때 개방되는, 증발가스 처리 시스템. In claim 4,
The boil-off gas cooling line is opened when the LNG unloading line is closed. 청구항 1 또는 2에 있어서,
상기 선박 또는 해양 구조물은 FSRU이고,
상기 외부 공급처는 액화가스 운반선인, 증발가스 처리 시스템.In claim 1 or 2,
The vessel or marine structure is a FSRU,
The external supplier is a liquefied gas carrier, a boil-off gas processing system. 선박 또는 해양 구조물의 증발가스 처리 방법에 있어서,
상기 선박 또는 해양 구조물은 외부 공급처로부터 액화가스를 공급받아 제1 저장탱크에 저장하고, 상기 제1 저장탱크에 저장된 액화가스를 기화기에서 기화시켜 가스 수요처로 공급하며,
상기 외부 공급처로부터 상기 제1 저장탱크로 액화가스를 하역할 때에는,
상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스를 저압으로 압축하여 압축 증발가스를 생성하고,
상기 압축 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스와 열교환시키고,
상기 열교환에 의해 냉각된 압축 증발가스를 상기 외부 공급처로 배출시키는, 증발가스 처리 방법. In a method of treating boil-off gas from a ship or marine structure,
The ship or marine structure receives liquefied gas from an external supplier and stores it in a first storage tank, vaporizes the liquefied gas stored in the first storage tank in a vaporizer and supplies it to the gas consumer,
When unloading liquefied gas from the external supplier to the first storage tank,
Compressing the boil-off gas generated in the first storage tank to low pressure to generate compressed boil-off gas,
Heat-exchanging the compressed boil-off gas with the liquefied gas supplied to the vaporizer,
A method of treating boil-off gas, wherein compressed boil-off gas cooled by the heat exchange is discharged to the external supply source. 청구항 7에 있어서,
상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스의 적어도 일부를 고압으로 압축하고,
상기 고압으로 압축된 고압 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스의 냉열을 이용하여 재응축시켜 재응축 증발가스를 생성하는, 증발가스 처리 방법.In claim 7,
Compressing at least a portion of the boil-off gas generated in the first storage tank to high pressure,
A boil-off gas treatment method in which the high-pressure boil-off gas compressed at high pressure is re-condensed using the cold heat of the liquefied gas supplied to the vaporizer to generate re-condensed boil-off gas. 청구항 7에 있어서,
상기 외부 공급처로부터 액화가스를 하역하지 않을 때에는,
상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스를 고압으로 압축하고,
상기 고압으로 압축된 압축 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스와 열교환시키고,
상기 열교환에 의해 냉각된 고압 증발가스를 상기 액화가스를 이용하여 재응축시켜 재응축 증발가스를 생성하는, 증발가스 처리 방법.In claim 7,
When liquefied gas is not unloaded from the above external supplier,
Compressing the boil-off gas generated in the first storage tank to high pressure,
Heat-exchanging the compressed boil-off gas compressed at high pressure with liquefied gas supplied to the vaporizer,
A boil-off gas treatment method in which the high-pressure boil-off gas cooled by the heat exchange is re-condensed using the liquefied gas to generate re-condensed boil-off gas. 청구항 8 또는 9에 있어서,
상기 재응축 증발가스와 액화가스를 가압하여 상기 기화기로 공급하는, 증발가스 처리 방법. The method of claim 8 or 9,
A boil-off gas treatment method in which the re-condensed boil-off gas and the liquefied gas are pressurized and supplied to the vaporizer. 청구항 8 또는 9에 있어서,
상기 고압 증발가스의 적어도 일부는 상기 선박 또는 해양구조물의 연료로 공급하는, 증발가스 처리 방법. The method of claim 8 or 9,
A method of treating boil-off gas, wherein at least a portion of the high-pressure boil-off gas is supplied as fuel for the ship or marine structure. 청구항 11에 있어서,
상기 선박 또는 해양 구조물은 FSRU이고,
상기 외부 공급처는 액화가스 운반선인, 증발가스 처리 방법.In claim 11,
The vessel or marine structure is a FSRU,
A method of treating boil-off gas, wherein the external supplier is a liquefied gas carrier.
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