KR20070114167A - 액화 천연 가스 재기화 설비 - Google Patents

액화 천연 가스 재기화 설비 Download PDF

Info

Publication number
KR20070114167A
KR20070114167A KR1020077021367A KR20077021367A KR20070114167A KR 20070114167 A KR20070114167 A KR 20070114167A KR 1020077021367 A KR1020077021367 A KR 1020077021367A KR 20077021367 A KR20077021367 A KR 20077021367A KR 20070114167 A KR20070114167 A KR 20070114167A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
natural gas
liquefied natural
regasification plant
exchanger
plant according
Prior art date
Application number
KR1020077021367A
Other languages
English (en)
Inventor
아리 멩끼낭
알렉상드르 로제이
Original Assignee
아이에프피
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 아이에프피 filed Critical 아이에프피
Publication of KR20070114167A publication Critical patent/KR20070114167A/ko

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F17C9/04—Recovery of thermal energy
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/01—Pure fluids
    • F17C2221/013—Carbone dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/035—Propane butane, e.g. LPG, GPL
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0327—Heat exchange with the fluid by heating with recovery of heat
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/03—Dealing with losses
    • F17C2260/031—Dealing with losses due to heat transfer
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

본 발명은 액화 천연 가스(LNG: liquefied natural gas)를 재기화(regasification) 하기 위한 설비로서, 액화 가스 저장소(10) 및 천연 가스와 열 전달 매체가 통과하여 흐르는 LNG용 재기화 장치(12)를 포함하는 설비에 관한 것이다. 본 발명에 따르면, 상기 설비는 낮은 결정점을 갖는 낮은 점성도의 유기 액체의 형태로 열 전달 매체가 순환하는 루프 회로(16)를 포함하고 재기화 장치(12)는 적어도 두 개의 변환기(60, 62)를 포함한다.

Description

액화 천연 가스 재기화 설비{LIQUEFIED NATURAL GAS REGASIFICATION PLANT}
본 발명은 액화 천연 가스 재기화 설비 및 이 설비에 사용되는 방법에 관한 것이다.
일반적으로, 서로 근접한 생산 위치로부터 개발 위치까지 천연 가스를 수송해야 할 때, 이 수송은 육상의 또는 수중의 수송관을 통하여 수행된다. 이 경우에, 천연 가스는 기체 형태로 수송되고 목표점에서 기체 형태로 사용 가능하다.
그러나, 두 위치가 서로 매우 멀리 떨어져 있을 때 또는 현지 지형이 파이프를 놓기에 여의치 않은 경우, 생산 위치와 개발 위치 사이에서 육상용 운송수단 또는 보트(일반적으로 LNG 운반선)에 의해 가스가 액체 형태로 수송된다. 따라서, 천연 가스는 생산 위치 근처에서 압축 및 냉각 작업 동안 영하 160℃의 온도로 액화된다. 그 후 액화 천연 가스(LNG)는 적절한 탱크에 저장된 다음, 개발 위치에 육상 수송하거나 배로 수송하기 위한 탱크로 액체 형태로 운반된다. 일단 개발 위치에 오면, 이 액화 가스는 LNG 저장 탱크 내로 하역되고 요구가 있는 즉시 재기화될 수 있으며 개발 위치에 바로 사용되거나 수송관을 통하여 다른 개발 위치에 기체 형태로 수송될 수 있다.
통상적으로, LNG 선적의 경우에, 액화 가스가 저장되고, 그 후 LNG 운반선의 등온 탱크 내에서 해안 터미널 근처에 수송된다. 이 액화 가스는 LNG 수송기 탱크로부터 재기화된 후 개발 위치에 수송관을 통해서 기체 형태로 수송되거나 액화 가스가 저장되고 요구가 있는 즉시 재기화되는 해안 터미널에 액체 형태로 보내진다.
현재, 재기화 작업을 수행하기 위해서, 액체 형태의 가스는 탱크로부터 펌핑되고, 그 후 기화기 또는 재기화기로서 작동하는 열 교환기의 세트를 통해 흐른다. 열 교환을 제공하기 위해서, (가능하면 가열된) 해수가 이러한 열 교환기의 세트를 통하여 공급되어 이 해수에 존재하는 열가 가스로 전달된다. 이러한 열의 전달은 가스가 열교환기의 세트를 통과함에 따라 가스가 가열되도록 하고, 가스는 점진적으로 상태가 변화하여 기체 형태로 교환기의 세트를 떠난다.
그러나 이러한 설계는 교환기의 보전 측면뿐만 아니라 자연 보호 측면에 있어서 꽤 상당한 결점을 포함한다.
사실, 열 교환기를 통과하는 해수는 매우 낮은 온도의 해수에서 방출되고, 이는 해저의 동식물을 퇴화시킨다. 이외에도, 해수는 교환기의 모든 금속 부분에 대한 부식제이고 따라서 이러한 교환기의 주의 깊은 관리가 필요하다. 또한, LNG가 매우 낮은 온도에서 교환기 내에서 순환한다는 사실을 고려할 때, 결정 형성을 막도록 해수는 높은 유속으로 교환기를 통해 흘러야 하고, 이는 크기가 크고 비싼 양수 시설을 요구한다.
본 발명은 환경을 고려하고 해안 터미날에서 떨어진 곳에서 사용 가능한 열 매체를 사용한 재기화 설비에 의해서 전술한 결점을 극복하는 것을 목적으로 한다.
본 발명의 다른 특징 및 이점은, 한정하지 않은 예로서 주어지고 첨부 도면을 참조로 한 이하의 기술을 파악하여 명백하게 될 것이다.
도 1은 본 발명에 따른 LNG 재기화 설비의 개략도이다.
도 2는 본 발명에 따른 설비에서 사용된 가열 장치의 부분 단면도이다.
도 3은 이 설비에 사용된 재기화기의 개략적인 단면도이다.
도 4는 본 발명에 따른 재기화 설비의 제1 변형예이다.
도 5는 본 발명에 따른 재기화 설비의 다른 변형예이다.
도 6은 본 발명에 따른 설비의 특정 사용예이다.
도 7은 본 발명에 따른 설비의 다른 사용예이다.
따라서 본 발명은 액체 형태로 가스를 저장하기 위한 탱크 및 열 매체와 천연 가스가 흐르는 LNG 재기화 장치를 포함하는 액화 천연 가스 재기화 설비에 관한 것으로서, 상기 설비는 낮은 점도 및 낮은 결정점을 갖는 유기 유체의 형태로 열 매체가 순환하는 루프 회로를 포함하고, 재기화 장치는 적어도 두 개의 교환기를 포함하는 것을 특징으로 한다.
상기 설비는 열 매체 가열 유닛을 포함한다.
유리하게는, 공기는 가열 유닛을 통해 흐를 수 있다.
열 매체는 영하 90℃와 영하 150℃ 사이 범위의 결정화 온도를 가질 수 있다.
바람직하게는, 열 매체는 메탄올, 에탄올 또는 프로판올과 같은 알코올일 수 있다.
교환기 중 하나는 LNG와 열 매체간의 병류일 수 있고 다른 교환기는 향류일 수 있다.
향류 교환기는 상 분리기가 사이에 끼워지는 두 부분이 될 수 있다.
적어도 향류 교환기는 납땜한 평판 핀형 교환기 타입일 수 있다.
열 매체 순환 회로는 부가적인 열 교환기를 포함할 수 있다.
설비는 열 매체로 열 교환을 함으로써 탄화 수소를 액화시키는 수단을 포함할 수 있다.
탄화 수소는 터빈을 구동시키기 위해 사용된 후에 기체 형태로 존재할 수 있다.
유리하게는, 탄화 수소는 프로판일 수 있다.
또한 설비는 CO2를 열 매체에 의해 포획하기 위한 수단을 포함한다.
바람직하게는, 열 매체는 CO2의 용매로서 사용될 수 있다.
도 1은 액화 천연 가스(LNG) 재기화 설비를 개략적으로 도시하는데, 액화 천연 가스 재기화 설비는 대기 압력 및 영하 160℃ 근처의 온도에서 LNG를 저장하기 위한 저장 탱크(10), 열 매체와 탱크로부터의 LNG가 흐르는 열 교환기 유닛 또는 재기화기(12)를 구비한 재기화 장치, 및 열 매체 가열 유닛(14)을 포함한다.
열 매체는 결정점이 LNG의 결정점에 가까운 유기 유체이고 매우 낮은 온도에서도 이러한 파이프 내에서 쉽게 순환시키기에 충분히 낮은 점도를 갖는다. 또한, 이러한 열 매체는 대기 압력 및 주위 온도에서의 사용 환경하에서 액체 상태로 남아 있다. 바람직하게는, 이러한 열 매체는 알코올 또는 탄화 수소 또는 이들의 화합물 중 하나가 될 수 있다. 이하의 설명에서, 예로서 고려된 유기 유체는 결정점이 대략 영하 98℃인 메탄올이지만, (결정점이 영하 114℃인) 에탄올 또는 (결정점이 영하 126℃인) 프로판올과 같은 다른 알코올을 사용하는 것도 역시 가능하다.
이 설비는, 도시된 예에서, 따뜻한 부분 및 찬 부분을 구비한 폐루프인 열 매체 순환 루프(16)를 포함한다. 이 루프는 순환 펌프(18), 펌프와 재기화기(12) 사이의 열 매체 순환을 위한 라인(20), 재기화기와 가열 유닛(14) 사이의 순환 라인(22), 이 가열 유닛과 순환 펌프 사이의 복귀 라인(24), 및 이 복귀 라인 상에 배치된 열 매체 탱크(26)를 포함한다. 또한 설비는 일반적으로 탱크(10) 내에 담긴 LNG 흡입 펌프(28), 이 펌프와 순환 펌프(32) 사이의 LNG 순환 라인(30), 이 순환 펌프에서 재기화기(12)로 LNG를 가져오는 라인(34), 및 재기화기에서 임의의 적절한 수단으로 기체 형태의 가스를 운반하는 배출 라인(36)을 포함한다. 또한 도시한 예에서, 주위 온도에서의 외부 공기인 가열 유체(38)는 이 공기로부터 응축물을 방출하기 위한 라인(40)을 포함하는 가열 유닛을 통해 흐른다. 물론, 이 가열 공기는 가스 터빈에 의해 배출된 연기와 같이, 개발 위치에 존재하는 임의의 장치로부터 또한 연유할 수 있다.
재기화를 이루기 위해서, LNG가 펌프(28, 32)에 의해서 탱크(10)로부터 펌핑되고, 그 후 재기화기(12)로 보내지도록 라인(30, 34)에서 순환한다. 이 가스는 열 매체로서 사용되는 메탄올이 역시 통과하여 흐르는 재기화기 내에서 순환한다. 그러므로 탱크(26) 내에 존재하는 메탄올은 펌프(18)에 의해 펌핑되고 재기화기(12)로 라인(20)을 통해 보내진다. 이 재기화기에서 메탄올에 존재하는 열는 LNG로 전달되고 LNG를 가열하여 LNG의 액상이 기화에 의해서 기상으로 변화되고, 그 후, 필요하다면, 주위 온도에 근접한 온도에 도달하도록 LNG가 과열된다.
재기화기(12)의 입구에서 메탄올의 온도는 약 20℃이고 라인(34)에서 순환하는 LNG의 온도는 약 영하 160℃이다. 이 재기화기의 출구에서, 천연 가스는 5℃ 근처의 온도에 있는 반면에 메탄올은 라인(22) 내의 재기화기의 출구에서 약 영하 70℃의 온도에 도달한다.
재기화기 내에서 교환하는 동안, 메탄올은 결정점 (즉 고려된 예에서는 영하 70℃) 이상의 온도로 냉각된다. 저온 메탄올은 라인(22)을 통해 가열 유닛(14)으로 전달되므로 이 유닛 내에서 순환하는 (저온 메탄올의 온도보다 더 높은 온도를 갖는) 공기는 이 메탄올과 열를 교환하여 라인(24)에서, 결론적으로는 탱크(26)에서 가열된 메탄올을 얻는다.
가열 유닛 입구에서 메탄올의 온도는 영하 70℃ 정도이고, 반면에 30℃ 근처의 온도에서 공기가 이 가열 유닛에 공급된다. 이 유닛에서 열 교환 이후에, 메탄올은 0℃ 근처의 온도에서 유닛 출구에서 방출되는 반면에, 공기는 5℃ 근처의 온도에서 유닛에서 방출된다.
따라서, 루프(16)의 고온부는 라인(24), 탱크(26), 펌프(18) 및 라인(20)으로 구성되는 반면에, 이 루프의 저온부는 라인(22)을 포함한다.
재기화기 출구에서 메탄올을 가열하기 위해서, 도 2에 도시한 바와 같이, 가열 유닛(14)은 수직 셸(42)을 구비하는 열 교환기를 포함하고, 이 셸의 양단에는 공기 입구(44)와 공기 출구(46)가 배치된다. 이 셸은 수직 튜브(48)의 한 세트를 수용하고 튜브 세트의 일단에서는 재기화기에서 나오는 저온 메탄올을 위한 입구(52)로 흡입 집합관(50)에 의해 연결되고 타단에서는 메탄올 탱크(26)를 향하는 라인(24)에 연결된 출구(56)로 방출 집합관(54)에 의해 연결된다. 이 열 교환기에서, 메탄올은 관통 입구(52) 내로 흘러들어가고, 흡입 집합관(50)으로 들어가며, 모든 수직 튜브(48) 내에서 순환하고, 방출 집합관(54)을 끝으로 관통 출구(56)에서 방출된다. 동시에, 주위 온도의 공기 또는 공지의 수단에 의해 가열된 공기는 입구(44)를 통하여 셸(42)로 들어가고, 그 후 모든 튜브 및 집합관을 배기한다. 배기 중에, 이 공기에 함유된 열은 메탄올에 전달되어 메탄올을 가열시키고 출구(56)에서 고온의 메탄올을 얻는다. 이러한 교환 중에, 공기중에 함유된 물방울이 응축되고, 그 후 셸(42)의 바닥에 중력을 통해 떨어지고 라인(40)을 통해 응축물의 형태로 방출된다. 튜브(48)는 폴리메틸실록산 타입의 소수성 재료막[유수막(water shedding film)]으로 덮일 수 있어서 물방울의 분리를 용이하게 한다.
도 3과 관련하여, 재기화기는 가스와 메탄올이 내부에서 순환하는 적어도 두 개의 교환기를 포함하는 수직 셸(58), 셸의 상부에 배치된 상부 교환기(60) 및 이 셸의 하부에 배치된 하부 교환기(62)를 포함한다. 바람직하게는, 이러한 교환기는 납땜한 평판 핀형 교환기의 형태를 갖고, 유리하게는 알루미늄으로 제조된다. 천연 가스와 메탄올이 반대 방향으로 순환하기 때문에 상부 교환기는 향류 교환기라 불리는 반면에 같은 방향으로 유체가 순환하기 때문에 하부 교환기는 병류 교환기라 불린다. 따라서, 하부 교환기는, 한 측면과 하부에서, 라인(20)에 연결되는 메탄올 입구(64) 및 교환기의 한 측면 상의 출구(66)를 포함한다. 또한 이 하부 교환기는 LNG 라인(34)에 연결되고 하부와 메탄올 입구의 반대 측면에 위치한 입구(68) 및 교환기의 상부에 위치한 출구(70)를 포함한다. 따라서, 하부 교환기(62)에서, 메탄올과 LNG의 흐름은 같은 방향, 즉 이 교환기의 바닥부터 상단까지 순환한다. 따라서 이 교환기 내의 표면 온도는 영하 100℃ 이상으로 남게 되고 교환기의 표면적이 최소화될 수 있다. 메탄올 출구(66)는 상부 교환기의 상부와 한 측면에 위치한 상부 교환기의 입구(74)에 라인(72)에 의해 연결된다. 유사하게는, 천연 가스 출구(70)는 상부 교환기의 하부에 위치한 가스 입구(78)에 라인(76)에 의해 연결된다. 증기 형태의 가스가 상부 교환기의 상부에 위치한 출구(80)를 통해 방출되는 반면에 메탄올 출구(82)는 이 교환기의 하부에 위치하고 가열 유닛으로 향하는 라인(22)에 연결된다. 따라서 상부 교환기는 향류 교환기라 불리는데 이는 가스와 메탄올 흐름이 반대 방향, 즉 가스는 교환기의 바닥에서 상단으로 순환하고 메탄올은 교환기의 상단에서 바닥으로 순환하기 때문이다.
도 4에서 예로서 도시된 변형예에서, 재기화기(12)는 두 개의 구별되는 부분으로 분리된다. 따라서, 병류 교환기(62)는 셸 및 튜브 교환기의 형태로 나타나고 메탄올 및 LNG를 위한 입구(64, 68) 및 출구(66, 70)를 포함한다. 출구(66, 70)는 향류 교환기(60)에 라인(72, 76)에 의해 연결되고, 향류 교환기(60)는 평판 핀형 교환기이고, 유리하게는 알루미늄으로 제조되며, 메탄올과 천연 가스를 위한 입구(74, 78) 및 출구(82, 80)를 포함한다.
바람직하게는, 셸 및 튜브 교환기는 LNG와 메탄올이 통과하여 흐를 때 이 교환기의 모든 차원의 변형예에서 활용할 수 있는 기계적 팽창 조인트(83)를 포함한다.
이 변형예에서, 설비의 작업은 도 1 내지 도 3과 관련하여 기술된 것과 같다.
도 5는 도 4에서 도시된 재기화 설비의 변형예를 도시하고, 따라서 공통적인 요소에는 동일한 참조 번호를 포함한다.
이러한 변형예는 재기화기가 여러 단계에서 수행된다는 점과 다르다. 또한, 향류 교환기(60)는 두 부분(60A, 60B)으로 존재하고 상 분리기(84)가 교환기의 이러한 두 부분 사이에 마련되어 있다.
출구(70)를 통해 병류 셸 및 튜브 교환기(62)에서 나가는 천연 가스는 분리기(84) 내의 압력에 상응하는 끓는점까지 예열된다. 이 가열된 액체 천연 가스는 향류 교환기(60)의 하부(60A)를 통하여 흐르므로 기화를 통해 상 전환이 이루어진다. 이 전환된 천연 가스는 라인(86)을 통하여 분리기(84)로 전송되고, 낮은 조성, 분자량 및 발열량을 갖는 분리기의 상부(88)에서 기체 형태의 천연 가스의 분리가 발생하며 분리기의 하부(90)에서는 액체 형태로 발생한다. 분리기에 존재하는 증기 형태의 천연 가스는 라인(92)을 통하여 이 분리기로부터 교환기(60)의 부분(60B)의 입구까지 전송되고 내부에서 순환하는 메탄올과 교환함으로써 출구(80)에 도달할 때까지 온도가 상승된다. 분자량 및 발열량이 증기의 그것보다 높은 액상은 라인(96)에 의해 분리기에 연결된 펌프(94)에 의해 얻어진다. 펌프(94)에서 떠나는 액상은 처리되기에 앞서 임의의 저장 수단으로 라인(98)을 통하여 전송된다. 유리하게는, 천연 가스가 교환기(60)에 들어가기 전에, 펌프(94) 뒤의 라인(98)에서 시작하여 라인(92)에서 끝나는 라인(98A)을 통해 분리기로부터 연유한 액체의 예정량을 주입함으로써 라인(92)에서 기체 형태의 천연 가스의 조성 및 발열량을 제어하는 것이 가능하다.
이러한 구성에서, 재기화기 출구에서 천연 가스의 온도는 0℃ 정도를 갖고, 메탄올의 온도는 약 영하 70℃이다.
또한, 라인(20)에 메탄올과 고온 유체 간의 교환을 위한 열 교환기(100)를 배치함으로써 펌프(18)의 출구에서 메탄올을 가열하는 것이 가능하고, 고온 유체는 일반적으로 트리클 타워(trickle towers)에서의 온수와 같이 재기화 설비에서 또는 그 근처에서 사용된다.
상기한 바와 같이, 재기화기 출구에서 메탄올은 영하 70℃ 정도의 저온 상태에 있고, 재기화기에서 LNG를 기상으로 전환하기 위해 메탄올이 가열되어야 한다. 따라서 도 6에서 도시한 바와 같은 결합한 순환 가스 터빈을 구비한 전력 설비의 현장에서 이용 가능하다. 이 경우에, 설비(102)는 채널(104)을 통해 공기를 공급하고 채널(106)을 통해 천연 가스를 공급한다; 이 채널은 상기 라인(36)의 바이패스가 될 수 있다. 터빈 내의 공기와 천연 가스의 혼합물의 연소가 발생하고, 출구(108)에서 발생된 열의 복구(HRSG) 이후에 130℃ 정도의 온도의 연기를 낸다. 도 6에 도시한 바와 같이, 이 연기는 적어도 세 부분(112A, 112B, 112C)으로 분리된 열 교환기 어셈블리(112) 내로 입구(110)를 통하여 공급되고, 방출 라인(114)를 통해 방출된 후 연통과 같은 임의의 적절한 수단으로 라인(116)을 통해 전송된다. 또한 프로판과 같은 상 변이 유체는 열 교환기 어셈블리를 통해 흐르고 폐쇄 루프(118) 내에서 순환한다. 이 루프는 액체 프로판 탱크(120), 라인(124)에 의해서 탱크에 연결된 순환 펌프(122) 및 열 교환기 어셈블리의 부분(112A)으로 액체 프로판을 운반하는 라인(128E)과 분리기 내부로 끓는점까지 예열시킨 프로판을 운반하는 라인(128S)에 의해서 펌프에 연결된 프로판 상 분리기(126)를 포함한다. 두 개의 라인이 이 분리기로부터 시작한다. 즉, 액체 라인이라고 불리는 라인(130)은 분리기에 함유된 액체를 열 교환기 어셈블리의 부분(112B)으로 운반하고, 그 후 그 곳을 통과하여 흐르다가 분리기(126) 안으로 가스 형태로 역류하며, 기체 라인이라고 불리는 라인(132)은 열 교환기 어셈블리의 부분(112C)으로 분리기 내에 함유된 프로판의 기상을 운반하여 이 프로판 가스를 과열시킨다. 라인(134)은 가압된 기체 형태의 프로판을 교류 발전기(138)와 같은 임의의 에너지 생산 수단에 차례로 결합된 팽창 터빈(136)으로 운반한다. 팽창 터빈의 출구에서, 라인(144)을 통해 탱크(120)로 역류하기 전에 액상을 얻도록 프로판 가스를 냉각시키고 상변이를 야기하기 위해서 프로판 가스는 응축기라 불리는 열 교환기(142)로 라인(140)을 통해 전송된다. 프로판을 냉각시키기 위해, 상기한 바와 같이 라인(22)에서 순환하는 메탄올은 응축기(142)를 통해 흐르고, 이 응축기의 출구에서, 메탄올은 입구보다 더 높은 온도를 갖는데 이는 메탄올이 기상의 프로판에 함유된 열를 흡수하기 때문이다.
작동하는 동안, 액체 형태의 프로판은 탱크(120)로부터 펌핑되고 교환기 어셈블리(112)의 부분(112A)을 통해 흐른다. 액체 형태의 예열된 프로판은 그 후 분리기(126)로 전송된다. 이 분리기로부터 얻어진 액상은 어셈블리(112)의 부분(112B)을 통해 흐르고 프로판의 액상과 기상의 분리를 위해 분리기 안으로 거의 기체 형태로 역류한다. 또한 이 분리기에 함유된 기상은 교환기 어셈블리(112)의 부분(112C)을 통해 흘러 얻어져서 기상으로 완전하게 전환되고 필요하다면 과열된다. 기체 형태의 프로판이 터빈(136)을 통해 흐르고 터빈이 회전하며 상기 터빈은 교류 발전기(138)를 회전시킨다. 터빈 출구에서, 기체 형태의 프로판은 응축기(142)를 통해 흐르고 역시 응축기 내에서 순환하는 저온 메탄올과 열를 교환함으로써 상변이를 수행하여 액상으로 변한다. 이 응축기의 출구에서, 액체 프로판은 탱크(120)에 저장된다.
도 7에서 개략적으로 도시한 바와 같이 처리 그룹은, 가스 터빈에서의 배기와 같은 배출물에 함유된 CO2를 흡수하고 액화하기 위한 메탄올 루프를 구비한 LNG 재기화 설비의 잠재적인 사용을 도시한다.
이 구성은 LNG 재기화 설비(146), CO2 흡수/분리 설비(148), 메탄올 가열 유닛(149) 및 CO2 액화 유닛(150)을 포함한다.
앞선 특징과 관련하여 이미 기술한 재기화 설비(146)는 루프(152) 내에서 순환하는 고온 메탄올 및 라인(34)이 인도하는 LNG가 통과하여 흐르는 재기화기(12)를 포함한다.
CO2 흡수/분리 유닛(148)은 전송 요소(156)를 구비한 흡수 기둥(154)을 포함하고, 흡수 기둥(154)은 재기화기에서의 메탄올을 위한 입구(158), CO2가 함유된 기체 상태의 유체를 위한 입구(160), CO2가 배출된 기체상태의 유체를 위한 출구(162) 및 에탄올과 CO2의 혼합물을 위한 출구(164)를 구비한다. 또한 CO2 흡수/분리 유닛은 메탄올과 CO2의 혼합물을 위한 입구, 기체 형태의 CO2를 위한 출구(168) 및 CO2 의 매우 많은 부분이 배출된 메탄올을 위한 출구(170)를 구비한 플래쉬 드럼(166; flash drum)을 포함한다.
가열 유닛(149)은 도 1 및 도 2와 관련하여 이미 기술된 것과 동일한 요소, 즉 도 7에서 도시한 예에서 주위 온도에서의 외부 공기일 수 있는 가열 유체(38)와 드럼(166)의 출구(170)로부터 유입한 메탄올이 통과하여 흐르는 가열 장치를 포함한다. 또한 이 교환기는 외부 공기에서의 응축물을 위한 방출 라인(40)을 포함한다. 마지막으로 이 유닛은 출구(172)를 통해 가열 장치를 통과하여 메탄올이 통과한 후에 메탄올을 가열하도록 하는 열 교환기(174) 및 메탄올을 액체 형태로 분리시키는 플래쉬 드럼(175)를 포함하고, 메탄올은 메탄올 루프로 라인(176)을 통해 전송되고, 합류한 기체 형태의 CO2는 라인(178)을 통해 전송되며, 또한 라인(180)은 플래쉬 드럼(166)의 CO2 라인(168)에 연결된다.
액화 유닛(150)은 응축기(181)를 포함하는데, 응축기의 특별한 특징은 CO2의 액화 및 증기 형태의 천연 가스의 가열에 관여하기 위해서 에탄과 같은 중간 유체를 사용하는 것에 있다.
이 응축기는 각각 향류이고 바람직하게는 납땜한 알루미늄 핀형의 적어도 두 개의 응축기 부분(184, 186)을 구비한 인클로저(182)를 포함하며, 제1 부분에서 증기 형태의 CO2 와 에탄을 순환시키고 제2 부분에서 LNG와 에탄을 순환시킨다. 하부 응축기(184)는 인클로저의 하부에 배치되고, 이 응축기의 일측 및 상부에서 라인(180)에 연결된 CO2입구(188) 및 응축기의 하부 상의 액체 CO2출구(190)를 포함한다. 상부 응축기(186)는 LNG 라인(34)에 연결되고 이 응축기의 하부에 배치된 LNG 입구(192) 및 이 응축기의 상부에 배치된 출구(194)를 포함한다. 폐쇄 에탄 루프(196)는 에탄이 두 개의 교환기 사이에서 순환하게 한다. 더 상세하게는, 증기 에탄이 응축기의 상부에 위치한 입구(198)를 통해 상부 에탄 응축기(186) 안으로 흘러 들어가고, 이 응축기를 통해 흘러 이 응축기의 하부에 배치된 액체 에탄 출구에서 나와서, 하부 CO2응축기의 하부에 위치한 액체 에탄 입구(204)로 라인(202)을 통해 전달되고, 하부 응축기를 통해 흘러 이 응축기의 상부의 출구(206)에 도달하며, 결국에는 라인(208)을 통해 입구(198)에 도달한다.
전술한 처리 그룹의 작동 중에, LNG는 LNG 라인(34)의 바이패스가 CO2액화 유닛(150)에 도달하고 상부 응축기(186)를 통해 작동하며 라인(36)에 결합하기 위해 출구(194)를 통해 작동하는 것을 제외하고 도 1과 관련하여 기술한 것과 실질적으로 동일한 형을 따른다.
재기화기 출구에서, 메탄올은 입구(158)를 통해 기둥(156)으로 전달되고 기둥은 또한 입구(160)를 통해 12%정도의 CO2의 실질적인 부분을 함유한 유체를 수용한다. 이 기둥에서의 처리 이후에, CO2는 메탄올에 의해 흡수되고, 메탄올과 용해된 CO2의 혼합물이 출구(164)를 통해 방출된다. CO2방출 유체는 출구(162)를 통해 임의의 적절한 수단으로 방출된다. CO2와 메탄올의 혼합물은 플래쉬 드럼(166)에서 분리되고 증기상의 CO2는 출구(168)를 통해 라인(180)으로 방출되고 출구(170)에서의 액상의 메탄올은 가열 장치와 교환기(174)를 통해 잇따라 통과함으로써 가열 장치에서 가열된다. 교환기(174)의 출구에서, 메탄올에 함유된 잔여 CO2는 플래쉬 드럼(175) 내의 메탄올로부터 다시 분리된다. 이러한 분리중에, CO2는 출구(168)에 연결된 라인(180)에 결합하는 출구(178)를 통해 방출되고 CO2방출 메탄올은 출구(176)를 통해 메탄올 루프의 펌프(18)에 결합된다. 증기상의 CO2는 하부 응축기(184)에서 액화되고 두 개의 응축기 사이의 루프에서 순환하는 에탄과 열를 교환한다. 이러한 교환 후에, CO2는 출구(190)에서 액체 형태로 존재하고 저장 탱크로 전송할 수 있으며 가능하면 지하 저장소 내에 격리시키기 위해 제거될 수 있다.
본 발명은 기술한 실시예로 한정하지 아니하고 임의의 변형예 및 동등물을 포함한다.

Claims (14)

  1. 액체 형태로 가스를 저장하기 위한 탱크(10) 및 열 매체와 천연 가스가 통과하여 흐르는 LNG 재기화 장치(12; LNG regasification device)를 포함하는 액화 천연 가스(LNG) 재기화 설비로서,
    상기 액화 천연 가스 재기화 설비는 낮은 점도 및 낮은 결정점을 갖는 유기 유체의 형태로 상기 열 매체가 순환하는 루프 회로(16)를 포함하고, 상기 재기화 장치(12)는 적어도 두 개의 교환기(60, 62)를 포함하는 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  2. 제1항에 있어서, 열 매체 가열 유닛(14)을 포함하는 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  3. 제2항에 있어서, 공기가 상기 가열 유닛(14)을 통해 흐르는 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  4. 제1항 내지 제3항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 열 매체는 영하 90℃ 내지 영하 150℃ 사이의 결정화 온도를 갖는 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  5. 제1항 내지 제4항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 열 매체는 메탄올, 에탄올 또는 프로판올과 같은 알코올인 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  6. 제1항에 있어서, 상기 교환기 중 하나의 교환기(62)는 상기 LNG와 상기 열 매체간의 병류이고, 다른 교환기(60)는 향류인 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  7. 제6항에 있어서, 상기 향류 교환기(60)는 상 분리기(84)가 사이에 끼워지는 두 부분(60A, 60B)인 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  8. 제6항 또는 제7항에 있어서, 적어도 상기 향류 교환기(60)는 납땜한 평판 핀형 교환기 타입인 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  9. 제1항 내지 제8항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 열 매체 순환 회로(16)는 부가적인 열 교환기(100)를 포함하는 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  10. 제1항 내지 제9항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 열 매체로 열 교환을 함으로써 탄화 수소를 액화시키는 수단을 포함하는 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  11. 제10항에 있어서, 상기 탄화 수소는 터빈(136)을 구동시키기 위해 사용된 후에 기체 형태로 존재하는 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  12. 제10항 또는 제11항에 있어서, 상기 탄화 수소는 프로판인 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  13. 제1항 내지 제9항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 설비는 CO2를 상기 열 매체에 의해 포획하기 위한 수단을 포함하는 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
  14. 제13항에 있어서, 상기 열 매체는 상기 CO2의 용매로서 사용되는 것을 특징으로 하는 액화 천연 가스 재기화 설비.
KR1020077021367A 2005-02-17 2006-02-13 액화 천연 가스 재기화 설비 KR20070114167A (ko)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0501646A FR2882129A1 (fr) 2005-02-17 2005-02-17 Installation de regazeification de gaz naturel liquefie
FR0501646 2005-02-17

Publications (1)

Publication Number Publication Date
KR20070114167A true KR20070114167A (ko) 2007-11-29

Family

ID=35004364

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020077021367A KR20070114167A (ko) 2005-02-17 2006-02-13 액화 천연 가스 재기화 설비

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20080302103A1 (ko)
EP (1) EP1853846B1 (ko)
JP (1) JP2008530472A (ko)
KR (1) KR20070114167A (ko)
AT (1) ATE553330T1 (ko)
ES (1) ES2385575T3 (ko)
FR (1) FR2882129A1 (ko)
PT (1) PT1853846E (ko)
WO (1) WO2006087452A1 (ko)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4677338B2 (ja) * 2005-12-15 2011-04-27 石油コンビナート高度統合運営技術研究組合 冷熱供給方法
BRPI0716258A2 (pt) 2006-09-11 2013-08-06 Exxonmobil Upstream Res Co mÉtodo para importar gÁs natural liquefeito, sistema de transporte de fluido, e, mÉtodos para transportar gÁs natural liquefeito e para transportar fluido
US20080120983A1 (en) * 2006-11-04 2008-05-29 Dirk Eyermann System and process for reheating seawater as used with lng vaporization
US20080178611A1 (en) * 2007-01-30 2008-07-31 Foster Wheeler Usa Corporation Ecological Liquefied Natural Gas (LNG) Vaporizer System
FR2929369A1 (fr) * 2008-03-27 2009-10-02 Air Liquide Procede de vaporisation d'un liquide cryogenique par echange de chaleur avec un fluide calorigene
FR2931222B1 (fr) * 2008-05-16 2014-02-21 Batignolles Tech Therm Systeme et procede de vaporisation d'un fluide cryogenique, notamment du gaz naturel liquefie, a base de co2
FR2952161B1 (fr) * 2009-11-03 2012-01-13 Gea Batignolles Technologies Thermiques Systeme de vaporisation d'un fluide cryogenique avec des echangeurs centralises
NO331474B1 (no) * 2009-11-13 2012-01-09 Hamworthy Gas Systems As Installasjon for gjengassing av LNG
US8707730B2 (en) * 2009-12-07 2014-04-29 Alkane, Llc Conditioning an ethane-rich stream for storage and transportation
DE102010056581B4 (de) * 2010-12-30 2013-04-04 Gea Batignolles Technologies Thermiques Anordnung zur Verdampfung von flüssigem Erdgas
US9903232B2 (en) * 2011-12-22 2018-02-27 Ormat Technologies Inc. Power and regasification system for LNG
EP2708794A1 (de) * 2012-09-13 2014-03-19 Air Liquide Deutschland GmbH Verfahren und Konditionierungsvorrichtung zum diskontinuierlichen Bereitstellen von flüssigem Kohlenstoffdioxid
NO20151639A1 (en) * 2015-12-01 2017-06-02 Waertsilae Gas Solutions Norway As A plant and method for regasification of LNG
CN107560321B (zh) * 2017-09-15 2023-04-25 长江大学 Bog回收与氮气液化系统及工艺方法
CN111188996B (zh) * 2020-02-12 2024-03-19 中海石油气电集团有限责任公司 一种lng接收站浸没燃烧式气化器的低温余热回收装置

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3410339A (en) * 1964-05-18 1968-11-12 Cornell Res Foundation Inc Direct contact heat transfer apparatus having evaporator and condensing means
US3364685A (en) * 1965-03-31 1968-01-23 Cie Francaise D Etudes Et De C Method and apparatus for the cooling and low temperature liquefaction of gaseous mixtures
FR1551859A (ko) * 1967-01-23 1969-01-03
US3479832A (en) * 1967-11-17 1969-11-25 Exxon Research Engineering Co Process for vaporizing liquefied natural gas
FR2187702B1 (ko) * 1972-06-13 1976-11-12 Nuovo Pignone Spa
US4266958A (en) * 1978-07-17 1981-05-12 Dut Pty Limited Simultaneous cooling and removal of water from hydrocarbon gas mixtures
US4331129A (en) * 1979-07-05 1982-05-25 Columbia Gas System Service Corporation Solar energy for LNG vaporization
US4372124A (en) * 1981-03-06 1983-02-08 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of power from the vaporization of natural gas
US4437312A (en) * 1981-03-06 1984-03-20 Air Products And Chemicals, Inc. Recovery of power from vaporization of liquefied natural gas
JP3372277B2 (ja) * 1992-11-11 2003-01-27 三菱重工業株式会社 Ｌｎｇ冷熱による液化二酸化炭素の製造方法
US5417074A (en) * 1993-07-26 1995-05-23 Air Products And Chemicals, Inc. Liquid nitrogen immersion/impingement freezing method and apparatus
US5681360A (en) * 1995-01-11 1997-10-28 Acrion Technologies, Inc. Landfill gas recovery
TW432192B (en) * 1998-03-27 2001-05-01 Exxon Production Research Co Producing power from pressurized liquefied natural gas
TR200200154T2 (tr) * 1999-07-22 2002-10-21 Bechtel Corporation Bir kombine çevrim santralinde sıvı gazın buharlaştırılmasına yönelik yöntem ve düzenek.
US6813893B2 (en) * 2001-12-19 2004-11-09 Conversion Gas Imports, L.L.C. Flexible natural gas storage facility
WO2003072993A1 (en) * 2002-02-27 2003-09-04 Excelerate Energy, Llc Method and apparatus for the regasification of lng onboard a carrier
JP3628309B2 (ja) * 2002-05-21 2005-03-09 川崎重工業株式会社 Ｌｎｇ冷熱利用による炭酸ガスの液化装置

Also Published As

Publication number Publication date
EP1853846B1 (fr) 2012-04-11
WO2006087452A1 (fr) 2006-08-24
US20080302103A1 (en) 2008-12-11
EP1853846A1 (fr) 2007-11-14
ES2385575T3 (es) 2012-07-26
PT1853846E (pt) 2012-07-12
ATE553330T1 (de) 2012-04-15
JP2008530472A (ja) 2008-08-07
FR2882129A1 (fr) 2006-08-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR20070114167A (ko) 액화 천연 가스 재기화 설비
US6367258B1 (en) Method and apparatus for vaporizing liquid natural gas in a combined cycle power plant
US20030005698A1 (en) LNG regassification process and system
KR100910278B1 (ko) 이산화탄소의 액화 방법 및 액화 장치
JP6002841B2 (ja) 相変化を含む天然ガス液化方法
RU2304746C2 (ru) Способ и установка для сжижения природного газа
KR20060121187A (ko) 증발가스의 온도를 제어하기 위한 장치 및 방법
RU2464480C2 (ru) Способ и устройство для испарения сжиженного природного газа и его хранения
AU2008281777B2 (en) Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
CN101796343A (zh) 液化气再液化装置、具有该装置的液化气贮藏设备及液化气运输船、以及液化气再液化方法
US20140260253A1 (en) Thermal energy conversion system for regasification of cryogenic liquids
JP4677338B2 (ja) 冷熱供給方法
FR2952161A1 (fr) Systeme de vaporisation d'un fluide cryogenique avec des echangeurs centralises
US10907512B1 (en) Electric power generating system
KR101616333B1 (ko) 액화천연가스 재기화장치
KR102391286B1 (ko) 가스 복합발전 플랜트
KR20210028696A (ko) 천연가스 재기화를 수행하는 발전소 설비
EP4227498B1 (en) Cold recovery facility and marine vessel
KR102391284B1 (ko) 가스 복합발전 플랜트
JPH09209718A (ja) ガスタービン用空気冷却システムおよび冷却方法

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E601 Decision to refuse application