KR20010077227A - Reliquefication system of boiled-off-gas using cold energy in LNG and mothod therefor - Google Patents
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Abstract
Description
본 발명은 극저온 유체인 액화천연가스(LNG)의 저장탱크 내에서, 외부의 열유입을 인하여 발생하는 천연가스증기(Boil-Off-Gas:BOG)를 재액화하는 장치 및 방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 액화천연가스의 기화열을 이용하여 천연가스증기를 재액화시킬 수 있도록 구성되는 장치 및 방법에 관한 것이다.The present invention relates to a device and a method for reliquefying Boil-Off-Gas (BOG) generated by external heat inflow in a storage tank of liquefied natural gas (LNG), which is a cryogenic fluid. Specifically, the present invention relates to an apparatus and a method configured to reliquefy natural gas vapor using heat of vaporization of liquefied natural gas.
액화천연가스를 사용하는 경우에는, 액체상태의 천연가스를 가스화시킨 후, 이러한 천연가스(Natural Gas:NG)를 배관을 통하여 연료로 공급하고 있는 것이 보통이다. 그리고 이러한 액화천연가스는, 우리나라에서는 수입되거나 생산된 후, 저장탱크에 저장된 상태로 보관되고 있으며, 이러한 액화천연가스는 해수를 이용하여 그 냉열을 바닷물에 빼앗긴 후, 가스화되어 실제 소비처로 공급되고 있는 실정이다.In the case of using liquefied natural gas, it is common to gasify liquid natural gas and then supply such natural gas (NG) as fuel through a pipe. The liquefied natural gas is stored in a storage tank after being imported or produced in Korea, and the liquefied natural gas is degassed in seawater using seawater, and then gasified and supplied to an actual consumer. It is true.
이러한 액화천연가스는 -162℃인 액체상태로 저장되고 있으며, 이를 75Kg/cm2의 고압펌프로 가압된 후, 기화기에서 해수에 의하여 0℃로 가열되어 배관을 통하여, 고압의 가스상태로 소비처에 공급된다.The liquefied natural gas is stored in a liquid state of -162 ℃, which is pressurized with a high pressure pump of 75Kg / cm 2 , and then heated to 0 ℃ by sea water in the vaporizer through the pipe, the high pressure gas state to the consumer Supplied.
그러나 인수기지의 저장탱크에 저장되고 있는 LNG는, 상술한 바와 같이 극저온상태이기 때문에, 외부에서 유입되는 열에 의하여, 대기압 상태의 증기로 기화되고 있는 실정이다. 그러나 액화천연가스를 저장하는 저장탱크 내부에 가스(BOG)가 발생하게 되면, 저장탱크 내부의 압력이 상승하게 되어, 안전에 치명적인 위험을 가지게 된다. 또한 액체상태의 천연액화가스를 해수에 의하여 기화시키기 위한 과정에서, 후술하는 바와 같이 압축기에 의한 처리를 거치게 되나, 이러한 처리과정에서 기화된 가스가 포함되어 있으면, 전체적인 시스템이 불안정하게 되는 등 여러가지 문제점을 가지게 된다. 따라서 저장탱크의 내부에서 대기압상태로 발생되는 가스(BOG)를 연료로 사용하기 위해서는 , 가압을 하거나 재액화 처리를 한 후에 소비처에 공급하여야 한다.However, since LNG stored in the storage tank of the receiving base is cryogenic as described above, the LNG is vaporized to atmospheric pressure by heat introduced from the outside. However, when the gas (BOG) is generated in the storage tank for storing the liquefied natural gas, the pressure inside the storage tank rises, which poses a danger to safety. In addition, in the process of vaporizing the liquid natural liquefied gas by sea water, it is subjected to a treatment by a compressor as described below, but if the vaporized gas is included in such a process, the entire system becomes unstable, etc. Will have Therefore, in order to use gas (BOG) generated under atmospheric pressure as a fuel inside the storage tank, it must be supplied to the consumer after pressurization or reliquefaction.
실제로 국내의 평택인수기지의 경우, 시간당 30톤의 LNG가 기화되고 있고, LNG 수송선이 하역할 경우에는 시간당 50톤의 LNG가 기화되어 천연가스증기로 발생되고 있는 실정이다. 따라서 저장탱크의 내부에서 기화되는 가스증기를 보다 효율적으로 재액화처리하는 기술이 절실하게 요구되고 있다.In fact, domestic Pyeongtaek takeover base is vaporizing 30 tons of LNG per hour, and when LNG carriers are unloaded, 50 tons of LNG are vaporized per hour to generate natural gas vapor. Therefore, there is an urgent need for a technique for more efficiently reliquefying the gas vapor vaporized in the storage tank.
도 1에 기초하면서, 종래의 재액화시스템에 관하여 살펴보기로 한다. 도시한 바와 같이, 저장탱크(2)의 내부에는 -162℃ 액화천연가스(1)가 충진되어 있다. 이러한 저장탱크(2)의 내부에서는, 외부에서 유입되는 열에 의하여, -80℃ 대기압상태의 천연가스증기(BOG)가 발생하게 된다. 참고로 액화천연가스(LNG)와 천연가스증기(BOG)의 구성성분이 하기의 표 1에 표시되어 있다.Based on FIG. 1, a conventional reliquefaction system will be described. As shown, the inside of the storage tank 2 is filled with -162 ° C liquefied natural gas (1). In such a storage tank (2), by the heat introduced from the outside, natural gas vapor (BOG) of -80 ℃ atmospheric pressure state is generated. For reference, the components of liquefied natural gas (LNG) and natural gas vapor (BOG) are shown in Table 1 below.
그리고 상기 저장탱크(2)에서 기화된 천연가스증기는, 압축기(6)에 의하여15Kg/cm2으로 가압되고, 이러한 가압에 의하여 천연가스증기의 온도는 50℃까지 상승하게 된다. 이렇게 압력 및 온도가 상승한 천연가스증기는, 재액화기(7)의 내부로 유입된다. 이 때 대기압에서 -162℃인 증기의 액화점은 15Kg/cm2에서는 -115℃로 상승하게 되어, 액화에 필요한 에너지량이 감소하게 된다.The natural gas vapor vaporized in the storage tank 2 is pressurized to 15 Kg / cm 2 by the compressor 6, and the pressure of the natural gas vapor rises to 50 ° C. The natural gas vapor in which the pressure and the temperature rise in this way flows into the reliquefaction unit 7. At this time, the liquefaction point of the vapor at -162 ° C at atmospheric pressure rises to -115 ° C at 15Kg / cm 2 , thereby reducing the amount of energy required for liquefaction.
한편 탱크의 내부에 저장되어 있는 -162℃의 액화천연가스는, 저장탱크의 내부에 설치되어 있는 1차펌프(3)에 의하여 -156℃, 15Kg/cm2로 가압된 후, 2차고압펌프(4)에 의하여 75Kg/cm2, -154℃의 상태로 된다.On the other hand, the liquefied natural gas stored at the inside of the tank is pressurized at -156 ° C and 15 kg / cm 2 by the primary pump 3 installed in the storage tank, and then the secondary high pressure pump By (4), it becomes the state of 75Kg / cm <2> , -154 degreeC.
그리고 상기 재액화기(7)의 내부로 유입되는 천연가스증기(BOG)를 재액화하는데 필요한 에너지는, 상술한 1차펌프(3)에서 송출되는 -156℃의 천연액화가스의 일부가 재액화기(7)의 상부로 공급되는 것에 의하여 얻어질 수 있다.The energy required to reliquefy the natural gas vapor (BOG) flowing into the reliquefaction unit (7) is a part of -156 ° C natural liquefied gas sent out from the primary pump (3) described above. By feeding to the top of 7).
상기 재액화기(7)의 내부에서는, 상술한 바와 같은 천연가스증기(BOG)와, 1차펌프(3)에 의하여 송출되는 액화천연가스가 서로 직접 혼합되는 과정을 거치게 됨을 알 수 있다. 따라서 공급되는 액화천연가스의 온도가 -156℃에서 -118℃로 되기 까지의 과냉 온도차에 의한 에너지를 이용하여, 천연가스증기(BOG)가 재액화되는 것이다. 그리고 이렇게 하여 액화된 천연가스증기(BOG)는, 재순환승압펌프 (8)에 의하여 2차펌프(4)의 입구측으로 제공된다.In the reliquefaction unit 7, it can be seen that the natural gas vapor (BOG) as described above, and the liquefied natural gas sent by the primary pump 3 are directly mixed with each other. Therefore, the natural gas vapor (BOG) is re-liquefied using energy due to the subcooled temperature difference from the temperature of the supplied liquefied natural gas to -118 ° C to -118 ° C. The natural gas vapor (BOG) liquefied in this way is provided to the inlet side of the secondary pump 4 by the recycle boosting pump 8.
여기서 종래의 재액화처리장치의 재액화기(7)의 내부에는, 천연가스증기(BOG)와 액화천연가스(LNG)가 직접 섞이는 과정을 통한 직접 열전달에의하여, 천연가스증기가 재액화되도록 구성하고 있음을 알 수 있다.Here, the inside of the reliquefaction apparatus 7 of the conventional reliquefaction treatment apparatus is configured to re-liquefy the natural gas vapor by direct heat transfer through a process of directly mixing natural gas vapor (BOG) and liquefied natural gas (LNG). It can be seen that.
이러한 과정에 있어서, 액화시켜야 하는 천연가스증기의 단위량에 대하여, 순환시켜야 하는 액화천연가스(LNG)의 양은 이론적으로는 7배에 해당하는 양이지만, 실질적인 열교환량에 의해서는 10 내지 11배 이상의 LNG가 공급되어야 한다.In this process, the amount of liquefied natural gas (LNG) to be circulated with respect to the unit amount of natural gas vapor to be liquefied is theoretically equivalent to 7 times, but 10 to 11 times or more depending on the actual heat exchange amount. LNG must be supplied.
그리고 상술한 과정에 의하여, 재액화된 천연가스증기와 액화에 이용된 액화천연가스는, 2차펌프(4)에서 75Kg/cm2의 고압으로 가압된 후, 바닷물을 이용하는 해수기화기에서 0℃의 천연가스로 기화되어, 배관(P)을 통하여 소비처로 공급된다.By the above-described process, the liquefied natural gas and the liquefied natural gas used for liquefaction are pressurized at a high pressure of 75 Kg / cm 2 in the secondary pump 4, and then 0 ° C in a seawater vaporizer using seawater. It is vaporized with natural gas and supplied to the consumer through the pipe P.
상술한 종래의 기술에서 알 수 있는 바와 같이, 종래의 액화가스증기(BOG)를 재액화처리하기 위해서는 10배 이상의 다량의 액화천연가스(LNG)를 순환시키지 않으면 안되는 것임을 알 수 있다. 따라서 순환을 위한 펌프의 동력이 과다하게 소요되는 단점이 제기된다. 또한 2차펌프(4)의 입구측으로 안내되는 재액화된 액화천연가스 전량은 소비처로 공급되어 소비시켜야 하는 문제점도 있다. 그러나 하절기와 같이 난방수요가 현저하게 줄어드는 시기에는, 가스의 수요가 감소하였음에도 불구하고, 이를 소비시켜야 하는 문제점이 대두된다.As can be seen from the above-described prior art, it can be seen that in order to reliquefy the conventional liquefied gas vapor (BOG), a large amount of liquefied natural gas (LNG) of 10 times or more must be circulated. Therefore, a disadvantage arises that excessive power of the pump for circulation is required. In addition, the entire amount of the liquefied liquefied natural gas guided to the inlet side of the secondary pump 4 has a problem that must be supplied to the consumer to consume. However, when the demand for heating is significantly reduced, such as in the summer, a problem arises that the consumption of gas is raised despite the decrease in the demand for gas.
실제로, 평택에 있는 액화천연가스의 인수기지의 운전상태를 살펴보면, 하절기에 발생되는 시간당 30톤의 천연가스증기(BOG)를 액화하기 위하여 시간당 300톤의 액화천연가스(LNG)를 흡수탑에 공급하고 있는 실정이고, 재액화 후 2차펌프(4)에 주입되는 총 330톤의 액화천연가스가 해수기화기(5)에서 기화되어 소비처에 공급되고 있는 실정이다.In fact, if you look at the operation status of liquefied natural gas in Pyeongtaek, 300 tons of LNG per hour are supplied to the absorption tower to liquefy 30 tons of natural gas vapor (BOG) per hour generated in summer. In this situation, a total of 330 tons of liquefied natural gas injected into the secondary pump 4 after reliquefaction is vaporized in the seawater vaporizer 5 and supplied to the consumer.
이와 같은 종래의 재액화처리장치에 있어서의 단점은, 실질적으로 천연가스증기(BOG)의 재액화처리의 효율이 낮다는데 기인하는 것으로 판단된다. 따라서 액화천연가스(LNG)의 사용량을 최소화하면서 천연가스증기(BOG)를 효율적으로 재액화할 수 있는 장치가 요구된다고 볼 수 있다.The disadvantage in the conventional reliquefaction treatment apparatus is considered to be due to the fact that the efficiency of the reliquefaction treatment of natural gas vapor (BOG) is substantially low. Therefore, it can be seen that there is a need for a device that can efficiently reliquefy natural gas vapor (BOG) while minimizing the use of liquefied natural gas (LNG).
본 발명은 상술한 바와 같은 종래의 문제점을 해결하기 위한 것으로, 액화천연가스(LNG)의 사용량을 최소로 하면서, 천연가스증기(BOG)를 높은 효율로 재액화할 수 있는 장치 및 방법을 제공하는 것을 목적으로 하고 있다.The present invention is to solve the conventional problems as described above, to provide a device and method that can re-liquefy natural gas vapor (BOG) with a high efficiency while minimizing the amount of liquefied natural gas (LNG) It is aimed at.
도 1은 종래의 천연가스증기의 재액화시스템을 보인 개략도.1 is a schematic view showing a conventional reliquefaction system of natural gas steam.
도 2는 본 발명에 의한 본 발명에 의한 액화천연가스증기의 재액화시스템의 개략도.Figure 2 is a schematic diagram of a reliquefaction system of liquefied natural gas vapor according to the present invention according to the present invention.
도 3은 본 발명에 따른 액화천연가스의 압력-엔탈피 선도.3 is a pressure-enthalpy diagram of liquefied natural gas according to the present invention.
도 4는 본 발명에 따른 메탄가스의 압력-엔탈피 선도.4 is a pressure-enthalpy diagram of methane gas in accordance with the present invention.
도 5는 본 발명에 따른 액체질소-액체메탄 및 이산화탄소의 용해도 실험결과를 보인 그래프.5 is a graph showing the solubility test results of liquid nitrogen-liquid methane and carbon dioxide according to the present invention.
* 도면의 주요 부분에 대한 부호의 설명 *Explanation of symbols on the main parts of the drawings
11 ..... 액화천연가스 12 ..... 저장탱크11 ..... LNG 12 ..... Storage Tanks
13 ..... 1차펌프 14 ..... 2차펌프13 ..... 1st pump 14 ..... 2nd pump
15 ..... 해스기화기 16 ..... 가스증기압축기15 ..... Has Vaporizer 16 ..... Gas Steam Compressor
17 ..... 재액화흡수기 18 ..... 사전냉각기17 ..... reliquefaction absorbers 18 ..... precoolers
상기 목적을 달성하기 위한 본 발명에 의한 재액화장치는, 액화천연가스(LNG)를 내장하고 있는 저장탱크의 액화가스를 배관을 따라 펌핑하면서 소정의 압력으로 승압시키는 펌핑수단과; 저장탱크 내에서 기화된 천연가스증기(BOG)를 배관을 따라 이송하면서 일정한 압력으로 승압시키는 압축수단; 상기 펌핑수단에서의 액화천연가스의 일부를 받아 기화시켜서, 소비처로 공급하는 기화수단; 상기 펌핑수단에서의 액화천연가스의 다른 일부가 내부를 경유하면서 1차열교환을 수행하는 제1열교환수단; 상기 제1열교환수단을 통과한 액화천연가스가 다시 내부를 경유하면서 2차열교환을 수행하는 제2열교환수단을 포함하여 구성되고; 상기 압축수단에서 압축된 천연가스증기는, 상기 제2열교환수단 및 제2열교환수단을 순차적으로 통과하면서 열교환되어 재액화되는 것을 특징으로 한다.Re-liquefaction apparatus according to the present invention for achieving the above object, the pumping means for boosting to a predetermined pressure while pumping the liquefied gas of the storage tank containing the liquefied natural gas (LNG) along the pipe; Compression means for boosting the vaporized natural gas vapor (BOG) in a storage tank to a constant pressure while transferring along the pipe; Vaporization means for receiving a portion of the liquefied natural gas from the pumping means and vaporizing it and supplying it to the consumer; First heat exchange means for performing primary heat exchange while another portion of the liquefied natural gas in the pumping means passes through the interior; Liquefied natural gas passing through the first heat exchange means is configured to include second heat exchange means for performing secondary heat exchange again via the inside; The natural gas vapor compressed by the compression means is heat-exchanged and reliquefied while passing sequentially through the second heat exchange means and the second heat exchange means.
그리고 제1열교환수단 및 제2열교환수단은, 상기 액화천연가스 및 천연증기가 간접 열교환이 수행되도록 구성되는 것을 특징으로 하고 있다.The first heat exchange means and the second heat exchange means are characterized in that the liquefied natural gas and natural steam are configured to perform indirect heat exchange.
그리고 상기 천연가스증기는, 제1열교환수단의 내부를 반복하여 순환할 수 있도록 구성하는 것에 의하여, 재액화효율을 최대화시키고자 한다.The natural gas vapor is intended to maximize the reliquefaction efficiency by configuring the first heat exchange means to circulate repeatedly.
그리고 상기 펌핑수단에 대한 실시예에 의하면, 저장탱크 내부에서 액화천연가스를 제1압력으로 가압하는 1차펌프와, 상기 저장탱크에서 외부로 연결된 배관에 설치되어 액화천연가스를 제2압력으로 가압하는 2차펌프로 구성되어, 상기 제2열교환수단 및 제1열교환수단을 순차적으로 경유하면서 재액화된 가스는 상기 2차펌프의 입구로 유입되도록 구성하는 것을 특징으로 한다.According to an embodiment of the pumping means, the primary pump for pressurizing the liquefied natural gas to the first pressure in the storage tank, and installed in the pipe connected to the outside from the storage tank to pressurize the liquefied natural gas to the second pressure It is configured as a secondary pump, characterized in that the liquefied gas is introduced to the inlet of the secondary pump while sequentially passing through the second heat exchange means and the first heat exchange means.
그리고 본 발명에 의한 재액화방법에 의하면, 액화천연가스를 내장하고 있는 저장탱크에서 액화천연가스(LNG)를 소정압력으로 가압하면서 외부배관으로 펌핑하는 과정과; 상기 저장탱크의 내부에서 발생한 천연가스증기(BOG)를 외부 배관으로 안내하면서 고압으로 가압하는 과정; 그리고 상기 액화천연가스와 천연가스증기를 적어도 2회 이상 간접 열교환시키는 것에 의하여, 천연가스증기를 재액화시키는 과정을 포함하여 구성되는 것을 특징으로 한다.According to the reliquefaction method according to the present invention, the process of pumping the liquefied natural gas (LNG) to the external pipe while pressing the liquefied natural gas (LNG) to a predetermined pressure in the storage tank containing the liquefied natural gas; Pressurizing at high pressure while guiding natural gas vapor (BOG) generated in the storage tank to an external pipe; And re-liquefying the natural gas vapor by indirectly exchanging the liquefied natural gas and natural gas vapor at least twice.
다음에는 도면에 도시한 본 발명의 실시예에 기초하면서 본 발명에 대하여 더욱 상세하게 살펴보기로 한다.Next, the present invention will be described in more detail with reference to the embodiments of the present invention shown in the drawings.
도 2에는 본 발명에 의한 재액화장치의 개략적인 구성이 도시되어 있다. 도시한 바와 같이, 본 발명에 의한 장치는, -162℃의 액화천연가스(11)를 저장하고 있는 저장탱크(12)와, 상기 저장탱크(12)의 내부에 저장되어 있는 액화천연가스를취출하여 15Kg/cm2의 1단계압력으로 가압하는 1차펌프(13), 상기 1차펌프(13)에 의하여 취출된 액화천연가스를 75Kg/cm2의 압력으로 가압하는 2차펌프(14), 상기 2차펌프(14)에서 가압된 고압의 액화천연가스를 해수로 기화시키는 해수기화기(15)를 포함하고 있다.2 shows a schematic configuration of a reliquefaction apparatus according to the present invention. As shown, the apparatus according to the present invention takes out the storage tank 12 storing the liquefied natural gas 11 at -162 ° C, and the liquefied natural gas stored in the storage tank 12. the primary pump (13), said first secondary pump (14) for urging the take-out of liquefied natural gas by a primary pump 13 a pressure of 75Kg / cm 2 for pressing a step pressure of 15Kg / cm 2, Seawater vaporizer 15 for vaporizing the high pressure liquefied natural gas pressurized by the secondary pump (14) into seawater.
그리고 상기 저장탱크(12) 내부의 액화천연가스가 외부에서의 열유입에 의하여 기화하여 발생하는 천연가스증기(BOG)를 15Kg/cm2의 압력으로 가압하는 가스증기압축기(16)와, 상기 가스증기압축기(16)에 의하여 소정의 압력으로 가압된 가스증기를 재액화시키는 재액화장치(17,18)를 포함하여 구성된다.And a gas vapor compressor 16 for pressurizing a natural gas vapor (BOG) generated by vaporizing the liquefied natural gas in the storage tank 12 by heat inflow from the outside at a pressure of 15 kg / cm 2 , and the gas. And a reliquefaction apparatus (17, 18) for reliquefying the gas vapor pressurized by the steam compressor (16) to a predetermined pressure.
본 발명에 따라, 상기 저장탱크(12)의 내부에서 발생한 천연가스증기(BOG)를 재액화하기 위한 재액화장치는, 사전냉각기(18)와 재액화흡수기(17)로 구성된다. 상기 사전냉각기(18)는 천연가스증기를 일차적으로 냉각시키는 기능을 수행하는 부분이고, 재액화흡수기(17)는 일차적으로 냉각된 가스를 액화시키는 기능을 수행하게 된다.According to the present invention, the reliquefaction apparatus for reliquefying natural gas vapor (BOG) generated in the storage tank 12 is composed of a precooler 18 and a reliquefaction absorber 17. The pre-cooler 18 is a part that performs the function of primarily cooling the natural gas steam, the re-liquefaction absorber 17 is to perform the function of liquefying the primarily cooled gas.
그리고 상기 사전냉각기(18)와 재액화흡수기(17)는, 간접 열교환을 할 수 있도록 구성되는 것으로, 예를 들면 밀폐된 용기의 내부에, 2차펌프(14)를 경유한 액화천연가스가 통과할 수 있도록 그 배관을 설치하여 둔다. 그리고 상기 사전냉각기(18)와 재액화흡수기(17)는, 압축기(16)를 통하여 공급되는 기체상태의 천연가스증기가 그 내부를 경유하면서 상기 배관과 접촉하면서 열교환을 수행할 수 있도록 구성하는 것이다.The precooler 18 and the reliquefaction absorber 17 are configured to perform indirect heat exchange. For example, the liquefied natural gas passing through the secondary pump 14 passes inside the sealed container. Install the piping so that it can be done. In addition, the precooler 18 and the reliquefaction absorber 17 are configured to perform heat exchange while contacting the pipe while the gaseous natural gas vapor supplied through the compressor 16 passes through the inside thereof. .
이하에서는 본 발명에 의한 장치의 기능 및 동작에 대하여 도 2를 참조하면서 자세하게 살펴보기로 한다.Hereinafter, the function and operation of the apparatus according to the present invention will be described in detail with reference to FIG. 2.
상기 저장탱크(12)의 내부에 저장중인 액화천연가스는 -162℃의 극저온상태의 액화가스이고, 이러한 저장탱크(12) 내부의 액화천연가스는, 1차펌프(13)에 의하여 1차적으로 가압되고(예를 들면 15Kg/cm2의 압력), 그 후 2차펌프(14)에 의하여 2차압력(예를 들면 75Kg/cm2)으로 가압되는 것은, 종래의 구성과 실질적으로 동일하다. 상기 1차펌프(13) 및 2차펌프(14)에 의하여 2차압력으로 가압된 액화천연가스의 일부는, 재액화흡수기(17) 및 사전냉각기(18)의 내부로 순차적으로 공급된다. 즉, 상기 2차펌프(14)에 의하여 소정의 압력으로 가압된 천연액화가스의 일부는 상기 재액화흡수기(17)로 공급되고, 다른 일부는 해수기화기(15)로 진행하여 해수에 의하여 열을 얻으면서 기화된 후, 배관(P)을 통하여 일반적인 소비처로 공급될 것이다.The liquefied natural gas stored in the storage tank 12 is a liquefied gas in a cryogenic state of -162 ° C, and the liquefied natural gas in the storage tank 12 is primarily by the primary pump 13. and pressure (e.g. a pressure of 15Kg / cm 2), it is pressed in and then the second pump 14, the secondary pressure (e.g., 75Kg / cm 2) by, it is substantially the same as that of the conventional configuration. Part of the liquefied natural gas pressurized by the secondary pressure by the primary pump 13 and the secondary pump 14 is sequentially supplied into the reliquefaction absorber 17 and the precooler 18. That is, a part of the natural liquefied gas pressurized by the secondary pump 14 at a predetermined pressure is supplied to the reliquefaction absorber 17, and the other part proceeds to the seawater vaporizer 15 to heat heat by seawater. After evaporating to obtain, it will be supplied to the general consumer through the pipe (P).
그리고 2차펌프(14)를 경유한 일부의 액화천연가스(LNG)는 초저온상태에서, 상기 재액화흡수기(17)의 내부를 경유하면서 재액화되는 천연가스증기와 열교환을 수행하는 것에 의하여 일차적으로 고온상태로 되고, 다시 사전냉각기(18)를 거치는 것에 의하여 더 고온상태로 될 것이다. 이러한 온도변화에 대해서는 후술하기로 한다.And some of the liquefied natural gas (LNG) via the secondary pump 14 is primarily by performing heat exchange with the natural gas vapor which is reliquefied while passing through the inside of the reliquefaction absorber 17 in an ultra low temperature state. It will be at a higher temperature and again at a higher temperature by passing through the precooler 18. This temperature change will be described later.
그리고 상기 저장탱크(12)의 내부에서, 외부에서 전도되는 열에 의하여 생성되는 천연가스증기(BOG)는 -80℃의 대기압상태이고, 저장탱크(12)의 상부에 모이게된다. 이러한 천연가스증기는, 가스증기압축기(16)과 연결되는 배관에 의하여, 가스증기압축기(16)로 공급되어, 15Kg/cm2의 압력으로 압축되면서 온도가 상승하게 50℃정도로 온도가 상승하게 된다. 이 때 대기압상태에서 액화점이 -162℃인 가스증기의 액화점이 15Kg/cm2의 압력하에서는 -115℃로 상승하게 된다. 따라서 이러한 액화점 이하의 온도로 되면, 상기 천연가스증기는 액화될 것이다.And inside the storage tank 12, the natural gas vapor (BOG) generated by the heat conducted from the outside is in the atmospheric pressure of -80 ℃, is collected at the upper portion of the storage tank 12. The natural gas vapor is supplied to the gas vapor compressor 16 by a pipe connected to the gas vapor compressor 16, and the temperature is raised to about 50 ° C. while being compressed at a pressure of 15 kg / cm 2 . . At this time, the liquefaction point of the gas vapor having a liquefaction point of -162 ° C at atmospheric pressure is raised to -115 ° C under a pressure of 15Kg / cm 2 . Thus, if the temperature is below this liquefaction point, the natural gas vapor will liquefy.
상기 가스증기압축기(16)에서 압축된 천연가스증기(BOG)는, 먼저 사전냉각기(18)로 공급된다. 따라서 압축기(16)에서 가압된 50℃의 천연가스증기는 사전냉각기(18)로 유입되어, 그 내부의 배관을 흐르는 약 -70℃의 고압 액화천연가스(LNG)가 보유하고 있는 -70℃~0℃까지의 냉열을 이용하여 1차적으로 약 -50℃까지 냉각된다.The natural gas vapor (BOG) compressed by the gas vapor compressor 16 is first supplied to the precooler 18. Therefore, the natural gas vapor at 50 ° C. pressurized by the compressor 16 flows into the pre-cooler 18, and is -70 ° C. Cooling to 0 ° C. is primarily used to cool down to about −50 ° C.
그리고 이렇게 냉각된 천연가스증기는 재액화흡수기(17)의 내부를 통과하게 된다. 이 때 상기 재액화흡수기(17)의 내부에는, -154℃의 액화천연가스가 배관을 통하여 흐르고 있기 때문에, -154℃ ~ -70℃까지의 냉열과의 접촉에 의한 열교환을 수행하게 되어, 상술한 바와 같이 -115℃에서 액화되고, 약 -145℃까지 과냉될 것이다.The cooled natural gas vapor passes through the reliquefaction absorber 17. At this time, since the liquefied natural gas of -154 ° C flows through the pipe inside the reliquefaction absorber 17, heat exchange is performed by contact with cold heat from -154 ° C to -70 ° C. It will be liquefied at -115 ° C and subcooled to about -145 ° C.
상기 재액화흡수기(17)의 내부를 거치면서 열교환에 의하여 일부가 액화된 천연가스증기는, 순환펌프(19)에 의하여 재액화흡수기(17)의 상부를 거쳐 다시 재액화흡수기(17)의 내부를 순환시키도록 구성하는 것에 의하여, 잔여가스를 완전히 액화시킬 수 있을 것이다.The natural gas vapor, partly liquefied by heat exchange while passing through the reliquefaction absorber 17, passes through the upper part of the reliquefaction absorber 17 by the circulation pump 19, and again inside the reliquefaction absorber 17. By circulating the gas, the remaining gas may be completely liquefied.
그리고 -145℃ 정도까지 과냉된 천연가스는, 재순환 승압펌프(20)에 의하여, 2차펌프(14) 전의 LNG공급배관으로 유입된다. 그리고 이렇게 2차펌프(14)의 이전 배관으로 유입된 2차펌프(14)에 의하여, 소정 압력(예를 들면 75Kg/cm2)으로 가압된 후, 상술한 바와 같은 동일한 순환을 반복하게 된다.The natural gas supercooled to about -145 ° C is introduced into the LNG supply pipe before the secondary pump 14 by the recycle booster pump 20. Then, by the secondary pump 14 introduced into the previous pipe of the secondary pump 14, after being pressurized to a predetermined pressure (for example, 75Kg / cm 2 ), the same circulation as described above is repeated.
그리고 상기 재액화흡수기(17)와 사전냉각기(18)을 거치면서, -154℃의 LNG에서 0℃까지의 냉열을 제공하는 것에 의하여, 원래의 천연가스는 실질적으로 기화될 것이다. 따라서 상기 2차펌프(14)를 나온 후, 상기 재액화흡수기(17)와 사전냉각기(18)를 거치면서, 액화가스증기를 재액화시키는 냉열을 제공한 가스는, 해수기화기(15)의 후단의 배관과 연결되어, 일반 소비처로 직접 공급되는 것이 가능할 것이다.And by passing the reliquefaction absorber 17 and the precooler 18, by providing cooling heat from -154 ℃ to 0 ℃ ℃, the original natural gas will be substantially vaporized. Therefore, after exiting the secondary pump 14, the gas supplied through the reliquefaction absorber 17 and the pre-cooler 18 to re-liquefy the liquefied gas vapor, the gas of the rear end of the sea water vaporizer 15 In connection with the piping, it will be possible to supply directly to the general consumer.
여기서 본 발명에 의한 재액화흡수기(17)와 사전냉각기(18)는, 간접 열교환방식을 취하도록 구성하여야 한다. 만일 종래와 같은 직접 열교환방식을 취하면, 액체상태의 가스와 기체상태의 가스가 서로 혼합되기 때문에, 실질적으로 도 2에 도시한 바와 같은, 각각의 가스경로를 형성하는데 어려움이 뒤따르기 때문이다.Here, the reliquefaction absorber 17 and the precooler 18 according to the present invention should be configured to take an indirect heat exchange method. If the conventional direct heat exchange method is used, since the gas in the liquid state and the gas in the gas state are mixed with each other, it is difficult to form the respective gas paths substantially as shown in FIG. 2.
따라서 상기 사전냉각기(18)에서 재액화흡수기(17)로 순차적으로 유입되는 천연가스증기(BOG)와, 상기 2차펌프(14)에서 재액화흡수기(17) 및 사전냉각기(18)로 순차적으로 유입되는 천연액화가스는, 각각 별도의 배관을 따라 흐르도록 구성하여야 할 것이다. 상기 사전냉각기(18) 및 재액화흡수기(17)의 내부에는, 각각의 배관이 별도로 설치되어야 하고, 이러한 각각의 배관은 서로 충분한 열교환이 될수 있도록 강구되어야 할 것이다. 이러한 인접하는 배관과의 열교환에 대해서는, 현재 공지되어 있는 많은 기구적 구성을 이용하는 것이 가능함은 당연하다.Accordingly, the natural gas vapor (BOG) sequentially introduced into the reliquefaction absorber 17 from the precooler 18 and the reliquefaction absorber 17 and the precooler 18 sequentially from the secondary pump 14. Incoming natural liquefied gas should be configured to flow along a separate pipe, respectively. Inside the precooler 18 and the reliquefaction absorber 17, each pipe should be installed separately, and each of these pipes should be made to allow sufficient heat exchange with each other. As for the heat exchange with these adjacent pipes, it is natural that many known mechanical configurations can be used.
다음에는, 상술한 바와 같은 본 발명에 의한 구성을 가지는 본 발명의 천연액화가스의 냉열을 이용하는 재액화장치의 에너지수지를 고찰하기로 한다.Next, the energy balance of the reliquefaction apparatus using the cold heat of the natural liquefied gas of this invention which has the structure by this invention as mentioned above is considered.
먼저, 도 4를 참조하여 계산하면, 저압상태인 15Kg/cm2의 압력을 가지는 천연가스증기(BOG), 즉 99.9%의 메탄가스를 50℃에서 -145℃까지 액화 및 과냉시키기 위하여 필요한 에너지의 양은 214Kcal/kg임을 알 수 있다. 즉, 천연가스증기의 단위 질량당 액화에 필요한 에너지량 = 메탄가스 과냉액 엘탈피(H2)(15Kg/cm2, -145℃) - 압축기 배출 천연가스 증기 엔탈피(H1)(15Kg/cm2, +50℃) = 670KJ/Kg -(-225KJ/kg = 895KJ/kg = 214Kcal라고 계산된다.First, referring to FIG. 4, the energy required to liquefy and supercool a natural gas vapor (BOG) having a low pressure of 15 kg / cm 2 , that is, 99.9% of methane gas from 50 ° C. to −145 ° C. It can be seen that the amount is 214 Kcal / kg. In other words, the amount of energy required for liquefaction per unit mass of natural gas vapor = methane gas supercooled liquid enthalpy (H2) (15Kg / cm 2 , -145 ° C)-compressor exhaust natural gas vapor enthalpy (H1) (15Kg / cm 2 , + 50 ° C.) = 670 KJ / Kg − (− 225 KJ / kg = 895 KJ / kg = 214 Kcal).
그리고 도 3을 참조하여, 고압상태인 75Kg/cm2의 액화천연가스가 -154℃에서 0℃까지의 냉열 제공량을 계산하면 167Kcal/kg 정도임을 알 수 있다. 즉, 액화천연가스의 단위 질량당 냉열 제공량 = 액화천연가스 과냉액 엔탈피(H4)(74Kg/cm2, +50℃) - 과열천연가스 엔탈피(H3)(75Kg/cm2, 0℃) = -75KJ/kg - 92KJ/kg = -167KJ/kg으로 계산될 수 있음을 알 수 있다.And, referring to Figure 3, it can be seen that the liquefied natural gas of high pressure 75Kg / cm 2 is calculated to provide the amount of cold heat from -154 ℃ to 0 ℃ about 167 Kcal / kg. That is, the amount of cold heat provided per unit mass of liquefied natural gas = enthalpy of liquefied natural gas enthalpy (H4) (74 Kg / cm 2 , + 50 ° C)-enthalpy of superheated natural gas (H3) (75 Kg / cm 2 , 0 ° C) =- It can be seen that it can be calculated as 75 KJ / kg-92 KJ / kg = -167 KJ / kg.
따라서 액화가스증기(BOG)의 단위량 액화를 위한 고압액화천연가스의 필요량은 1.28/BOG단위량이라는 사실을 알 수 있을 것이다. 그리고 예를 들어 천연가스증기의 발생 총질량을 시간당 30톤 정도를 기준으로 할 때, 액화에 필요한 액화천연가스 냉열량 = 30톤/시간 X 1.28 = 38.4톤의 액화천연가스 냉열이 시간당 필요하게 됨을 알 수 있다. 실제 심험에 의한 소요 냉열량은 1.5배로서 BOG 1Kg에 대하여 LNG 1.5Kg이 필요하게 된다.Therefore, it can be seen that the required amount of high pressure liquefied natural gas for liquefaction of a unit gas of liquefied gas vapor (BOG) is 1.28 / BOG unit amount. And, for example, when the total mass of natural gas vapor generated is about 30 tons per hour, the amount of liquefied natural gas cooling required for liquefaction = 30 tons / hour X 1.28 = 38.4 tons of liquefied natural gas cooling is required per hour. Able to know. The actual amount of heat required by the actual test is 1.5 times, which requires 1.5 kg of LNG for every 1 kg of BOG.
그리고 도 5는 본 발명자의 실험에 의한 데이터를 보인 것으로, 액체질소와 액체메탄 , 그리고 이산화탄소의 용해도를 보이고 있다. 저장탱크(12)에서 증발된 천연가스증기의 조성은 상술한 표 1에서 확인할 수 있는 바와 같이, 99.6%의 메탄과 일부 질소 등이 혼합된 가스임을 알 수 있고, 이러한 성분간의 용해도가 필요하게 된다.And Figure 5 shows the data of the present inventors, showing the solubility of liquid nitrogen, liquid methane, and carbon dioxide. As can be seen in Table 1, the composition of the natural gas vapor evaporated from the storage tank 12 can be seen that 99.6% of methane and some nitrogen, etc. are mixed, solubility between these components is required. .
잔여가스의 흡수 용해도는 도 5에서 알 수 있는 바와 같이 액화천연가스와 액체질소는 용이하게 용해되고, 일부 존재할 수 있는 이산화탄소도 -178℃ ~ -153℃ 범위에서 용이하게 2.4X10-5~ 3.5X10-3몰 비율까지 용이하게 용해됨을 알 수 있다. 그러므로 미량 섞일 수도 있는 표 1의 이산화탄소 2.5X10-3몰 비율도 본 공정에 의하여 처리될 수 있게 된다.As can be seen from the absorption solubility of the residual gas liquefied natural gas and liquid nitrogen is easily dissolved, and some carbon dioxide may be present easily in the range of -178 ℃ to -153 ℃ 2.4X10 -5 to 3.5X10 It can be seen that it is easily dissolved up to a -3 molar ratio. Therefore, the 2.5 × 10 −3 molar ratio of carbon dioxide in Table 1, which may be mixed in a small amount, can be treated by this process.
또한 재액화흡수기(17)의 내부에는 흡수 물질전달을 촉진시키기 위하여, 철섬유, 구리섬유. 렛싱 링 등 충진재를 삽입할 수 있으며, 본 발명자의 실험에 의하여 철섬유 30 ~ 35%가 충진되었을 때, 흡수효과가 가장 향상되는 것임을 고찰할 수 있었다.In addition, the inside of the reliquefaction absorber 17, in order to promote the transfer of absorbent material, iron fiber, copper fiber. Filling materials such as a lasing ring can be inserted, and when the iron fiber 30 to 35% is filled by the experiment of the present inventors, it was considered that the absorption effect is most improved.
이와 같은 본 발명에서 알 수 있는 바와 같이, 종래의 장치에 의하면 재액화에 필요한 LNG의 양은 약 10배 정도가 됨에 비하여, 본 발명에 의하면 동일량을 기준으로 1.28배, 즉 1.5 배 정도면 충분한 재액화가 가능하게 되는 잇점이 있음을 알 수 있을 것이다. 따라서 종래의 장치에 비하여, LNG의 필요 순환량이 현저하게 감소하게 됨은 물론이고, 그를 위한 동력이 현저하게 절감된다고 할 수 있다.As can be seen from the present invention, the amount of LNG required for reliquefaction is about 10 times according to the conventional apparatus, whereas according to the present invention, 1.28 times, that is, about 1.5 times based on the same amount, is sufficient liquid solution. It can be seen that there is an advantage to making it possible. Therefore, as compared with the conventional apparatus, the required amount of circulation of LNG can be remarkably reduced, and power for it can be said to be remarkably reduced.
그리고 이와 같은 본 발명은, 종래에 해수에 버려지고 있는 냉열 에너지의 일부를 이용하여, 천연가스증기와의 열교환을 수행하는 것에 의하여 달성하고 있음을 알 수 있을 것이다. 따라서 종래의 직접 접촉 재액화 방법의 문제점인 증발가스의 미처리 문제를 완전하게 해결하는 것이 가능하게 되고, 수요처의 천연가스 수요에 원만하게 대처할 수 있으며, 소요동력을 줄일 수 있는 장점을 기대할 수 있음을 알 수 있다.In addition, it will be understood that the present invention is achieved by performing heat exchange with natural gas steam using a part of the cold heat energy that is conventionally discarded in sea water. Therefore, it is possible to completely solve the unprocessed problem of the boil-off gas, which is a problem of the conventional direct contact reliquefaction method, to smoothly cope with the demand of natural gas of the destination, and to expect the advantage of reducing the required power. Able to know.
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Legal Events
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