KR20080113030A - 대기를 이용한 ｌｎｇ의 연속재기화 - Google Patents

대기를 이용한 ｌｎｇ의 연속재기화 Download PDF

Info

Publication number
KR20080113030A
KR20080113030A KR1020087022689A KR20087022689A KR20080113030A KR 20080113030 A KR20080113030 A KR 20080113030A KR 1020087022689 A KR1020087022689 A KR 1020087022689A KR 20087022689 A KR20087022689 A KR 20087022689A KR 20080113030 A KR20080113030 A KR 20080113030A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
lng
natural gas
atmospheric
heater
medium fluid
Prior art date
Application number
KR1020087022689A
Other languages
English (en)
Other versions
KR101363998B1 (ko
Inventor
솔로몬 알라드자 파카
Original Assignee
우드사이드 에너지 리미티드
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 우드사이드 에너지 리미티드 filed Critical 우드사이드 에너지 리미티드
Publication of KR20080113030A publication Critical patent/KR20080113030A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101363998B1 publication Critical patent/KR101363998B1/ko

Links

Images

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
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum 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
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/10—Arrangements for preventing freezing
    • 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
    • F17C5/00—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures
    • F17C5/06—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures for filling with compressed gases
    • 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
    • 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
    • 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
    • F17C2225/035—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
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • F17C2227/0142—Pumps with specified pump type, e.g. piston or impulsive type
    • 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
    • F17C2227/0311—Air heating
    • F17C2227/0313—Air heating by forced circulation, e.g. using a fan
    • 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
    • F17C2227/0367—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
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/04—Indicating or measuring of parameters as input values
    • F17C2250/0404—Parameters indicated or measured
    • F17C2250/0439—Temperature
    • 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
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/06—Controlling or regulating of parameters as output values
    • F17C2250/0605—Parameters
    • F17C2250/0636—Flow or movement of content
    • 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
    • F17C2260/01—Improving mechanical properties or manufacturing
    • F17C2260/016—Preventing slosh
    • 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
    • F17C2260/032—Avoiding freezing or defrosting
    • 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
    • F17C2260/04—Reducing risks and environmental impact
    • 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
    • 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
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • 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
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/011—Barges
    • 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
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0118—Offshore
    • F17C2270/0123—Terminals

Abstract

기화기 및 대기히터 사이에서의 매개유체의 순환을 포함하여, 매개유체가 대기히터를 통하여 지나면서 대기와 열을 교환함으로써 매개유체가 데워지고, 매개유체가 기화기를 통하여 지나면서 LNG와 열을 교환함으로써 매개유체가 냉각되어, 액화천연가스는 천연가스를 형성하기 위하여 재기화된다. 대기히터로 유입되는 매개유체의 온도를 보조열원을 사용하여 0℃보다 큰 온도로 간헐적으로 조절함으로써 대기히터는 제빙 사이클을 거친다.

Description

대기를 이용한 ＬＮＧ의 연속재기화 {Continuous regasification of LNG using ambient air}
관련출원에 관한 상호참조
본 출원은 2006년 3월 15일자로 출원되고 발명의 명칭이 "LNG의 선상 재기화"인 미국 가특허출원 제60/782,282 및 2007년 2월 16일자로 출원된 미국 정규특허출원 제11/675,651을 우선권 주장한다. 상기 특허출원들 각각의 개시사항은 완전히 여기에 편입된다.
기술분야
본 발명은 기화를 위한 주열원으로서 대기(ambient air)에 의존하며 실질적으로 연속적으로 작동될 수 있는 액화천연가스(LNG)의 재기화공정 및 장치에 관한 것이다.
천연가스는 석탄 또는 석유보다 적은 배출물 및 오염물을 생성하므로 가장 청정하게 연소하는 화석연료이다. 천연가스(NG)는 일상적으로 액화천연가스(LNG)로서 액체상태로 일 지점에서 다른 지점으로 수송된다. LNG가 차지하는 부피는 동 일한 양의 천연가스가 기체상태에서 차지하는 부피의 약 1/600 만을 차지하므로 천연가스를 액화하면 보다 경제적으로 수송할 수 있게 된다. 일 지점에서 다른 지점으로의 LNG의 수송은 "LNGC들"로 불리며 극저온 저장능력을 가지는 이중선체 원양 선박들을 이용하여 이루어지는 것이 가장 일반적이다. LNG는 대체로 LNGC 선상의 극저온 저장탱크들에 저장되며, 상기 저장탱크들은 대기압하 또는 대기압보다 약간 높은 압력에서 작동한다. 현존하는 대다수의 LNGC들은 120,000㎥ 내지 150,000㎥의 크기 범위의 LNG 화물저장능력을, 일부 LNGC들은 264,000㎥에 이르는 저장능력을 가진다.
최종사용자들의 배달조건들에 맞는 온도 및 압력으로 파이프라인 또는 다른 분배네트워크를 통하여 최종사용자들에게 분배되기 전에 LNG는 일반적으로 천연가스로 재기화된다. 상기 LNG의 재기화는 정해진 압력에서 LNG의 끓는점 이상으로 LNG의 온도를 상승시킴으로써 달성되는 것이 가장 일반적이다. LNGC는 일반적으로 어느 국가에 위치된 "수출터미널"에서 LNG 화물을 수취하고, 다른 국가에 위치된 "수입터미널"에서 화물을 전달하기 위하여 대양을 항해한다. 수입터미널에 도착하면, 상기 LNGC는 전통적으로 부두 또는 방파제(jetty)에 정박하고, 상기 LNG를 액체로 수입터미널에 위치된 해안의 저장 및 재기화시설로 하역한다. 상기 해안의 재기화시설은 일반적으로 다수개의 히터들 또는 기화기들, 펌프들, 및 압축기들을 포함한다. 이와 같은 해안의 저장 및 재기화시설들은 일반적으로 크고 건조 및 작동에 수반되는 비용들은 상당히 많다.
최근에는 해안의 재기화시설들의 건설에 수반되는 비용 및 소버린리스크(sovereign risk)에 관한 공통의 관심사가 거주지역 및 해안활동에서 제거된 해안의 재기화 터미널들의 건설에 이르게 되었다. 다른 특징 및 조합들을 가지는 다양한 해안 터미널들이 제안되고 있다. 예를 들면, 미국특허 US6,089,022는 재기화된 천연가스가 해안시설로의 배달을 위하여 해안으로 전달되기 전에 운반선 상에서 LNG를 재기화하는 시스템 및 방법을 개시하고 있다. 상기 LNG는 운반선을 둘러싸는 물속에서 얻은 해수를 이용하여 재기화되며, 상기 해수는 LNG 운반선에 장착된 재기화시설을 통하여 흐르며 LNG 운반선과 함께 수출터미널에서 수입터미널로 함께 이동한다. 상기 해수는 상기 LNG와 열을 교환하여 상기 LNG가 천연가스로 기화되고, 냉각된 해수는 운반선을 둘러싸는 물속으로 귀환된다. 해수는 LNG의 재기화를 위한 비싸지 않은 매개유체의 소스이나, 환경문제, 특히 냉각된 해수를 귀환시킬 때 해안환경에 대한 환경영향으로 인하여 덜 매력적이다.
LNG의 재기화는 일반적으로 다음과 같은 세가지 타입의 기화기들 중 어느 하나를 이용하여 수행된다: 개방 랙(Open rack) 타입, 매개유체 타입 또는 수중연소 타입.
개방 랙 타입 기화기들은 일반적으로 LNG의 기화를 위한 열원으로 해수를 이용한다. 이러한 기화기들은 히터 외부로의 1회통과 해수유동을 기화를 위한 열원 으로 이용한다. 이러한 기화기들은 물의 결빙으로 방해하지 않으며, 작동 및 유지가 용이하나, 건조 비용이 비싸다. 상기 기화기들은 일본에 널리 사용된다. 상기 기화기들의 미국 및 유럽에서의 사용은 제한되며, 여러 가지 이유들 때문에 경제적으로 정당화하기 어렵다. 첫째 현재 허용되는 환경은 해양 생물의 환경적 고려로 인하여 매우 차가운 온도로 바다에 해수를 되돌리는 것을 허용하지 않는다. 또한 미국 남부와 같은 해변의 바다들은 대개 깨끗하지 않고 여과가 필요할 수 있는 많은 부유물질들을 포함하고 있다. 이러한 제한들 때문에 개방 랙 타입 기화기들을 미국에서 사용하는 것은 환경적으로 그리고 경제적으로 알맞지 않다.
물 또는 스팀(steam)으로 직접 가열하여 액화천연가스를 기화하는 대신에, 매개유체 타입의 기화기들은 프로판, 불소화 탄화수소들 또는 낮은 어는점을 가지는 유사 냉각제를 사용한다. 액화천연가스의 기화를 위한 상기 냉각제의 증발 및 응축을 이용하기 위하여 상기 냉각제는 뜨거운 물 또는 스팀으로 먼저 가열된다. 이러한 타입의 기화기들은 개방 랙 타입보다 건조하기 위한 비용이 적으나, 뜨거운 물 또는 스팀의 준비를 위하여 버너와 같은 가열수단이 필요하고, 따라서 연료 연소로 인하여 작동하는데 비용이 비싸다.
수중연소 타입의 기화기들은 물에 잠긴 튜브를 포함하며, 상기 튜브는 버너로부터 분사되는 연소가스로 가열되다. 매개유체 타입과 같이, 수중연소 타입의 기화기들은 연료비용을 수반하며, 작동하는데 비용이 비싸다. 수중연소 타입의 증 발기들은 중탕을 포함하며, 상기 중탕에서 액화천연가스의 기화를 위한 교환기튜브다발은 물론 가스버너의 굴뚝가스튜브가 설치된다. 상기 가스버너는 물을 가열하고 액화천연가스의 기화를 위한 열을 제공하는 연소굴뚝가스를 상기 중탕으로 배출한다. 상기 액화천연가스는 상기 튜브다발을 통하여 흐른다. 이러한 타입의 증발기들은 신뢰성이 있으며 크기가 작으나, 연료가스의 사용을 수반하며 따라서 작동하기에 비싸다.
특정한 하류 작동을 위하여 극저온 액체를 기체형태로 기화시키는 "대기" 또는 "공기" 기화기들을 사용하는 것이 알려져 있다.
예를 들면, 1983년 8월 23일자로 보글러 주니어(Vogler, Jr.) 등의 이름으로 등록된 미국특허 US4,399,660는 연속적으로 극저온 액체의 기화에 적합한 대기 기화기 개시하고 있다. 이 장치는 대기에서 흡수한 열을 사용한다. 실질적으로 수직인 적어도 세 개의 통로들이 함께 설치된다. 각 통로는 실질적으로 일정한 간격을 가지는 다수개의 핀(fin)들을 주변에 가지는 중앙 튜브를 포함한다.
1993년 10월 12일자로 엘.제트. 위더(L.Z. Widder)의 이름으로 등록된 미국특허 US5,251,452는 극저온 액체용 대기기화기 및 히터를 개시하고 있다. 이 장치는 수직으로 장착되고 평행하게 연결되는 다수개의 열교환 튜브들을 사용한다. 각 튜브는 다수개의 외부 핀(fin)들 및 대칭적으로 배열되고 중앙 개구부와 유체교환 을 하는 다수개의 내부 주변 통로들을 가진다. 기체상의 극저온 유체와 대기와의 열교환 속도를 증가시키기 위하여 속이 찬 바(bar)가 미리 결정된 각 튜브의 길이만큼 상기 중앙개구부 내로 연장된다. 상기 유체는 상기 튜브들의 바닥에서 그 끓는 점으로부터 그 꼭대기에서 생산 및 다른 작동에 적합한 온도로 상승된다.
2003년 9월 23일자로 아이어만(Eyermann)의 이름으로 등록된 미국특허 US6,622,492는 순환수(circulating water)를 가열하기 위하여 대기로부터 열의 추출을 포함하는 액화천연가스를 기화하기 위한 장치 및 공정을 개시한다. 상기 열교환 공정은 액화천연가스의 기화를 위한 히터, 순환수 시스템, 및 상기 순환수를 가열하기 위하여 대기로부터 열을 추출하는 워터타워(water tower)를 포함한다.
2003년 11월 11일자로 아이어만(Eyermann)의 이름으로 등록된 미국특허 US6,644,041는 물의 온도를 상승시키기 위하여 워터타워에 물을 통과시키는 단계와, 제1히터를 통하여 온도가 상승된 물을 펌핑하는 단계와, 상기 온도가 상승된 물로부터 순환유체로 열을 전달하기 위하여 상기 제1히터를 통하여 상기 순환유체를 통과시키는 단계와, 액화천연가스를 제2히터로 통과시키는 단계와, 상기 순환유체로부터 상기 액화천연가스로 열을 전달하기 위하여 상기 제1히터로부터 상기 제2히터로 가열된 상기 순환유체를 펌핑하는 단계와, 상기 제2히터로부터 기화된 천연가스를 배출하는 단계를 포함하는 액화천연가스의 기화공정을 개시한다.
대기기화기의 외측표면에 얼음과 서리가 형성되어 지속적인 사용기간 후에 유닛을 비효율적으로 하기 때문에 대기기화기들은 연속 서비스에는 일반적으로 사용되지 않는다. 외부 핀(fin)들 상의 얼음축적속도는 주변온도와 상기 튜브 내의 극저온 액체의 온도 사이의 온도차이에 일부 의존한다. 주변온도가 영하부근 또는 그 이하인 경우가 아니면 거의 발생되지 않지만 출구에 가까운 튜브들에서의 적은 얼음축적과 함께 전형적으로 상기 얼음들의 가장 큰 부분은 입구에 가장 가까운 튜브들에 형성되는 경향이 있다. 따라서 대기기화기가 그 튜브들 상에 얼음이 불균일하게 분포되고 그 결과 유닛의 무게중심을 바꾸고 튜브들 사이에서 차별적인 열적 구배를 초래하는 것은 이상하지 않다.
상기와 같은 종래기술의 발전에도 불구하고, 대기를 주 열원으로 이용하는 LNG의 재기화를 위한 향상된 장치 및 방법들이 본 기술분야에서 여전히 필요하다.
본 발명의 제1측면에 따르면,
(a) 기화기와 대기히터 사이에서 매개유체를 순환시키는 단계로서, 상기 매개유체가 상기 대기히터를 통과하면서 상기 대기와 열을 교환하여 데워지고, 상기 매개유체가 상기 기화기를 통과하면서 LNG와 열을 교환하여 냉각되는 단계; 및
(b) 상기 대기히터에 공급된 상기 매개유체의 온도를 보조열원을 사용하여 0℃보다 큰 온도로 간헐적으로 조절함으로써 상기 대기히터가 제빙 사이클을 거치도록 하는 단계;를 포함하는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정을 제공한다.
일 실시예에서, 상기 단계 (b)는 상기 대기히터의 하류에서 수행된다.
상기 보조열원은 배기가스히터, 전기 물 또는 유체 가열기, 선박의 추진유닛, 디젤엔진, 또는 가스터빈 추진플랜트, 또는 파워생산플랜트로부터의 배기가스스트림으로 구성되는 그룹에서 선택될 수 있다.
일 실시예에서, 상기 LNG의 재기화는 LNG 운반선의 선상에서 수행되고, 상기 보조열원은 상기 LNG 운반선의 엔진들로부터 회수된 열이다.
상기 대기히터에서의 상기 대기 및 상기 매개유체 사이의 열교환은 강제송풍팬들을 사용하여 촉진될 수 있다.
상기 매개유체는 글리콜, 글리콜-물 혼합물, 메탄올, 프로판올, 프로판, 부탄, 암모니아, 포르산염, 담수(fresh water) 또는 조절된 물(tempered water)로 구성되는 그룹에서 선택될 수 있다. 바람직하게는 상기 매개유체는 알칼리금속 포르산염 또는 알칼리금속 아세트산염을 함유하는 용액을 포함할 수 있다. 보다 구체적으로 상기 알칼리금속 포르산염은 칼슘 포르산염, 나트륨 포르산염, 또는 암모늄 포르산염 수용액일 수 있으며, 또는 상기 알칼리금속 아세트산염은 칼슘 아세트산염 또는 암모늄 아세트산염이다.
일 실시예에서, 상기 대기히터는 다수개의 대기히터들 중에 하나이고, 상기 단계 (b)는 연속적으로 상기 다수개의 대기히터들 각각에서 수행된다. 대체로서 또는 추가로 상기 대기히터는 상기 대기의 온도가 0℃ 이상일 때 상기 매개유체와 열을 교환하는 수평튜브다발과, 상기 대기온도의 온도가 0℃ 이하로 떨어질 때 대기와 열을 교환하는 수직튜브다발을 포함한다. 상기 수평튜브다발이 상기 수직튜브다발 위에 강제송풍팬들에 더 가깝게 위치되도록 하여 상기 대기히터에서의 상기 대기 및 상기 매개유체 사이의 열교환은 상기 강제송풍팬들을 사용하여 촉진될 수 있다.
본 발명의 제2측면에 따르면,
LNG를 천연가스로 재기화하기 위한 기화기;
대기를 주열원으로 하여 매개유체를 가열하기 위한 대기히터;
상기 매개유체가 상기 대기히터를 통과할 때 상기 대기와 열을 교환하여 상기 매개유체가 데워지고, 상기 매개유체가 상기 기화기를 통과할 때 상기 LNG와 열을 교환하여 상기 매개유체가 냉각되도록, 상기 기화기와 상기 대기히터 사이에서 상기 매개유체를 순환시키기 위한 순환펌프; 및
상기 대기히터가 제빙 사이클을 거치도록 상기 대기히터에 공급되는 상기 매개유체의 온도를 보조열원을 사용하여 0℃보다 크게 조절하기 위한 제어장치를 포함하는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화시설을 제공한다.
일 실시예서, 상기 보조열원은 상기 대기히터의 하류에 위치된다. 상기 보조열원은 배기가스히터; 전기 물 또는 유체 가열기; 선박의 추진유닛; 디젤엔진; 가스터빈 추진플랜트; 또는 파워생산플랜트로부터의 배기가스스트림으로 구성된 그룹에서 선택될 수 있다.
일 실시예에서, 상기 재기화시설은 LNG 운반선의 선상에 설치되며, 상기 보조열원은 상기 LNG 운반선의 엔진들로부터 회수된 열이 된다. 대체로서 또는 추가로, 상기 장치는 상기 대기히터에서 상기 대기와 상기 매개유체 사이의 열교환을 촉진하기 위한 강제송풍팬을 추가로 포함한다.
일 실시예에서, 상기 대기히터는 다수개의 대기히터들 중에 하나이며, 상기 제어장치는 상기 다수개의 대기히터들이 각각 순차적으로 제빙 사이클을 거치도록 조정된다. 바람직하게는, 상기 대기히터는 상기 대기온도가 0℃ 이상일 때 상기 매개유체와 열을 교환하는 수평튜브다발과, 상기 대기온도의 온도가 0℃ 이하로 떨어질 때 대기와 열을 교환하는 수직튜브다발을 포함한다. 상기 대기히터에서의 상기 대기 및 상기 매개유체 사이의 열교환은 강제송풍팬들을 사용하여 촉진될 수 있으며, 상기 수평튜브다발은 상기 수직튜브다발 위에 강제송풍팬들에 더 가깝게 위치된다.
본 발명에 대한 보다 자세히 이해를 도모하기 위하여 본 발명의 여러 실시예들을 예로서만 다음과 같은 첨부된 도면을 참조하여 자세히 설명한다.
도 1은 천연가스가 선상의 재기화시설로부터 해저 파이프라인과 연결되는 해안수직도관을 경유하여 해안으로 천연가스가 전달되는 터렛계류부표에 계류된 RLNGC의 개략적인 측면도이다;
도 2는 최저 대기온도가 약 10 내지 15℃인 적도기후에 적합한 재기화시설의 제1실시예를 보여주는 공정도이다.
도 3은 수평튜브다발 및 수직튜브다발이 구비된 도 2의 대기히터의 일 실시예를 보여주는 도면이다.
도 4는 온화하게 추운 기후에 적합한 재기화시설의 제2실시예를 보여주는 공정도이다.
도 5는 열회수에 의하여 제공되고 또한 물-글리콜 혼합물 또는 기타 보조유체가 가열로의 열을 사용하여 가열되는 폐루프시스템을 사용하는 백업히터의 작동로부터의 보조열을 사용하는 매우 추운 기후에 적합한 재기화시설의 제3실시예를 보여주는 공정도이다.
대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정 및 장치들의 구체적인 실시예들을 특히 예시만의 형태로 LNG 운반선의 선상에서의 LNG의 해상 재기화를 참조하여 설명한다. 본 발명은 육상의 재기화시설에의 사용 또는 고정된 해상플랫폼 또는 바지에서의 사용에 똑같이 적용될 수 있다. 여기서 사용된 용어는 특정 실시예들만을 설명하기 위한 목적이며 본 발명의 범위의 한정을 의도한 것은 아니다. 다르게 정의되지 않는다면, 여기서 사용되는 모든 기술적 과학적 용어들은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 의하여 상식적으로 이해되는 것과 동일한 의미를 가진다. 도면들에서는 유사한 참조번호들은 유사한 구성들을 지시한 것으로 이해되어야 한다.
본 명세서 전체를 통하여, 용어 "RLNGC"는 LNG를 천연가스로 변환하는데 사용되는 선상 재기화시설이 구비된 자기추진선, 선박 또는 LNG 운반선을 가리킨다. 상기 알엘엔지씨(RLNGC)는 변경된 원양 LNG선 또는 선상 재기화시설을 포함하도록 맞춤형 또는 목적형으로 건조된 선박이 될 수 있다.
용어 "기화기"는 액체에서 기체로 변환하는데 사용되는 장치를 말한다.
이하 본 발명의 시스템의 제1실시예를 도 1 및 도 2를 참조하여 설명한다. 제1실시예에 따르면, 재기화시설(14)은 RLNGC(12)의 선상에 설치되며, RLNGC의 선상에서 하나 이상의 극저온 저장탱크(16)들 내에 저장된 LNG를 재기화하는데 사용 된다. 상기 선상 재기화시설(14)은 대기를 LNG의 재기화를 위한 주열원으로 이용하고, 상기 대기에서 상기 LNG로 열을 전달하기 위하여 순환하는 매개열전달유체에 의존한다. 상기 선상 재기화시설(14)를 사용하여 생산된 상기 천연가스는 해안의 가스분배시설(미도시)로의 천연가스의 배달를 위하여 해저 파이프라인(18)으로 전달된다.
본 발명의 일 실시예에서, 30,000㎥ 내지 50,000㎥ 범위의 전체저장능력을 각각 가지는 상기 RLNGC(12)의 선상에 있는 4 내지 7개의 각형 자기지지(prismatic self-supporting) 극저온 저장탱크들에 LNG가 저장된다. 상기 RLNGC(12)가 거칠고, 다방향의 환경조건들에 노출될 때 상기 RLNGC(12)는 상기 저장탱크(16)들 내의 중간충전 수준으로부터 가해지는 부하들을 견딜 수 있는 지지선체구조를 가진다. 상기 저장탱크들이 일부만 채워져 있을 때 또는 상기 RLNGC(12)가 계류중에 폭풍을 견딜 때 상기 RLNGC(12) 선상의 상기 저장탱크(16)(들)은 LNG의 슬로싱(sloshing)에 강건하거나 슬로싱을 감소시킨다. 슬로싱의 영향을 감소시키기 위해서는, 상기 저장탱크(16)(들)은 다수의 내부배플(baffle)들 또는 강화된 맴브레인(membrane)을 구비한다. 맴브레인 탱크들의 사용은 상기 RLNGC(12)의 갑판(22)에 재기화시설(14)을 위한 공간을 더 많이 허용한다. 상기 RLNGC(12)가 선상 재기화시설(14)를 구비한 경우 모스형탱크들은 재기화시설(14)을 상기 RLNGC(12)의 갑판에 위치시킬 수 있는 갑판면적을 감소시키기 때문에, 자기지지 구형 극저온저장탱크들, 예를 들면 모스형(Moss type) 탱크들은 적합하지 않은 것으로 고려된다.
고압의 선상 파이프시스템(24)이 적어도 하나의 극저온 방출펌프(26)를 경유하여 LNG를 저장탱크(16)들로부터 상기 재기화시설(14)로 전달하는데 사용된다. 적절한 극저온 방출펌프들의 실시예들은 원심펌프, 용적식펌프(positive-displacement pump), 스크류펌프, 속도수두펌프(velocity-head pump), 로터리펌프, 기어펌프, 플런저펌프, 피스톤펌프, 베인펌프(vane pump), 레이디얼플런저펌프(radial plunger pump), 사판펌프(swash-plate pump), 스무드플로펌프(smooth flow pump), 맥동류펌프(pulsating flow pump), 또는 기타 기화기들의 토출수두(discharge head) 및 유속 요건들에 만족하는 펌프들을 포함한다. 상기 펌프의 용량은 설치될 기화기들의 형태 및 수량, 기화기들의 표면적 및 효율, 및 요구되는 잉여도를 기준으로 선택된다. 또한 상기 펌프들은 최대값의 범위가 12,000 내지 16,000m3/hr이며, 10,000m3/hr(공칭)의 유속으로 상기 RLNGC(12)가 일반적인 수입터미널에서 그 화물을 방출할 수 있는 크기를 가진다.
도 2 및 도 3은 최저 대기온도가 약 10 내지 15℃인 적도기후에 특히 적합한 재기화시설(14)의 제1실시예를 보여주고 있다. 상기 재기화시설(14)은 LNG를 천연가스로 재기화하기 위한 적어도 하나의 기화기(30)와, 순환하는 매개유체를 가열하기 위한 적어도 하나의 대기히터(12)를 포함한다. 열교환을 위한 충분한 표면적을 제공하기 위하여, 상기 기화기(30)는 예를 들면 직렬, 병렬 또는 층(in banks)을 이루는 등 다양한 형태로 배치된 다수개의 기화기들 중에 하나일 수 있다. 상기 기화기(30)는 외피 및 튜브 히터, 핀이 구비된 튜브 히터, 벤트튜브 고정튜브시트 교환기(bent-tube fixed-tube-sheet exchanger), 스파이럴 튜브 교환기(spiral tube exchanger), 판형 히터, 또는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 일반적으로 알려진 재기화될 LNG 양에 필요한 온도, 체적 및 열흡수 조건들을 만족하는 기타 히터가 될 수 있다.
본 실시예에서, LNG는 방출펌프(26)에 의하여 고압의 선상 파이프시스템(24)을 통하여 상기 저장탱크(16)로부터 기화기(30)의 튜브측 입구(32)로 필요한 방출압력으로 펌핑된다. 상기 기화기(30)에서, LNG는 순환하는 상기 매개열전달유체와의 열교환을 통하여 천연가스로 재기화된다. 따뜻한 매개유체는 순환펌프(36)를 사용하여 상기 기화기(30)의 외피측 입구(38)로 유도된다. 따뜻한 상기 매개유체는 천연가스로 기화시키기 위하여 상기 LNG로 열을 전달하고, 이 과정에서 상기 매개유체는 냉각된다. 상기 LNG가 튜브들 내에서 기화된 후, LNG는 천연가스로서 상기 기화기(30)의 튜브측 출구(34)에서 배출된다. 상기 기화기(30)의 튜브측 출구(34)에서 배출되는 천연가스가 아직 해저파이프라인(18)으로의 분배에 적절한 온도가 아닌 경우, 그 온도 및 압력은 예를 들면 트림히터(미도시)를 사용하여 상승될 수 있다.
상기 기화기(30)의 외피측 출구(40)에서 배출되는 차가운 상기 매개유체는 서지탱크(surge tank; 28)를 경유하여 대기와 상기 대기히터(42)로 유입되는 차가운 상기 매개유체의 온도 사이의 온도편차의 함수로 순환하는 상기 매개유체를 데우는 하나 이상의 대기히터(42)(들)로 유도된다. 상기 냉각된 매개유체는 외측 표면에서의 대기의 작용과 함께 상기 대기히터(42)의 튜브들을 통하여 지나간다. 상기 대기 및 상기 매개유체 사이의 열교환은 공기흐름을 상기 대기히터(42)로, 바람작하게는 아래쪽으로 향하게 유도하도록 배치된 강제송풍팬(44)들의 사용에 의하여 보조될 수 있다.
상기 대기히터(42)에서 배출되는 따뜻한 상기 매개유체는 상기 기화기(30)로 LNG를 재기화하기 위하여 귀환한다. 이러한 방식으로, 대기는 LNG를 재기화하기 위한 주열원으로 사용된다. 대기는 아산화질소(nitrous oxide), 이산화황(sulphur dioxide), 이산화탄소(carbon dioxide), 휘발성 유기화합물 및 미립물질들의 방출을 최소로 유지하기 위하여 (연료가스의 연소로부터 발생되는 열 대신에) LNG의 재기화를 위한 주열원으로 사용된다. 상기 대기 및 냉각된 상기 매개유체 사이의 온도편차에 의하여 대기로부터 매개유체로 열이 전달된다. 그 결과, 따뜻한 공기는 냉각되고, 공기 중의 수분은 응축되고, 응축에 의한 잠열은 공기로부터 지각가능한 열에 더하여 순환하는 상기 매개유체에 전달될 추가열원을 제공한다.
상기 대기온도가 미리 결정된 설계 평균 대기온도 이하로 떨어지면, 상기 매개유체가 상기 기화기(30)의 외피측 입구(38)에 유입되기 전에 상기 매개유체의 온 도를 요구되는 귀환온도로 상승시키기 위하여 보조열원(50)이 사용된다. 상기 대기온도가 충분히 높아 (예를 들면 여름개월들 동안) 대기가 LNG의 재기화에 필요한 충분한 열을 공급할 수 있으면 상기 보조열원(56)은 정지될 수 있다. 이러한 방식으로 상기 매개유체의 귀환온도를 제어하게 되면 대기온도의 변화에 관계없이 상기 기화기(30)가 실질적으로 정상상태 조건하에서 작동할 수 있게 하는 이점이 있다.
상기 보조열원(50)은 엔진냉각; 파워생산시설들로부터 회수된 폐열 및/또는 파워생산시설들부터의 초과파워에 의한 전기가열; 배기가스히터; 전기 물 또는 유체 가열기; 선박의 추진유닛(재기화시설이 RLNGC의 선상에 있을 때); 디젤엔진; 또는 가스터빈 추진플랜트들로부터 선택될 수 있다.
대기온도가 0℃에 가깝게 떨어지면, 상기 대기히터(42)의 튜브측 입구(41)에 유입되는 차가운 상기 매개유체의 온도는 0℃보다 훨씬 낮아질 것이다. 그 결과, 상기 대기로부터 응축된 수분은 상기 대기히터(42)의 외부 표면에서 결빙되어 얼음이 형성된다. 발생되는 결빙속도 및 결빙도는 한정되는 것은 아니지만 대기의 온도 및 상대습도, 상기 대기히터(42)를 통과하는 매개유체의 유속, 및 매개유체 및 상기 대기히터를 구성하는 물질들의 열전달특성을 포함하는 많은 관련팩터들에 좌우된다. 대기의 온도 및 상대습도는 재기화가 수행되는 지역에서의 계절 또는 기후형태에 따라서 변화될 수 있다.
대기온도가 일년내내 충분하게 0℃ 이상이지만 \밤에 0℃ 이하로 떨어지는 적도기후하에는, 밤 동안 상기 대기히터(42)의 외부표면에 얼음이 형성되며 상기 대기히터(42)는 일광작용 동안 제빙 사이클을 거치게 된다. 상기 대기히터(42)의 튜브측 입구(41)로 유입되는 차가운 상기 매개유체의 온도가 0℃ 이상으로 상승시키고 유지되는 것을 확보하고자, 일광작용 동안 대기온도가 상승하면서, 제어장치(53)는 유동제어밸브(57)와 협업적으로 연결되어 온도센서(55)의 형태로 사용된다. 상기 대기히터(42)의 튜브측 입구(41)로 유입되는 차가운 상기 매개유체의 온도가 0℃ 이상으로 상승시키고 유지함으로써, 상기 대기히터(42)의 외부표면 상에 밤동안 축적된 얼음은 낮에 해빙되도록 유도된다. 이러한 방식으로, 상기 대기히터(42)는 매일 일상적인 제빙을 거치게 되어 효율이 향상되고, 상기 재기화시설(14)가 연속적으로 작동할 수 있게 한다.
도 2에 도시된 실시예에서, 상기 온도센서(55)는 서지탱크(28)에서의 상기 매개유체의 온도를 측정하고 상기 보조열원(50)을 통하여 매개유체의 바이패스스트림(58)의 백분율 유동을 조절하는 유동제어밸브(57)에 대한 신호를 생성한다. 순환하는 상기 매개유체 모두가 상기 보조열원(50)으로 흐르도록 유도되었음에도 불구하고 낮 시간 대기온도가 낮아 제빙이 이루어질 수 없는 경우, 상기 제어장치(53)는 유동제어밸브(59)를 사용하여 상기 방출펌프(26)들을 통한 LNG의 유속을 감소시키는데 대신 사용될 수 있다. 상기 기화기(30)로의 상기 LNG의 유동속도를 감소시킴으로써, 상기 기화기(30)의 외피측 출구(40)에서 배출되는 차가운 상기 매 개유체의 온도는 상승한다. 상기 제어장치(53)는 이러한 방식으로 상기 대기히터들의 튜브측 입구(41)에 유입되는 차가운 상기 매개유체의 온도를 제빙을 달성하기 위하여 0℃ 이상으로 상승시키고 유지하는데 사용된다.
어떠한 기후에서도 도 2의 공정 및 장치의 사용을 용이하게 하기 위해서, 하나의 특정 실시예의 상기 대기히터(42)가 유사한 구성에 대하여 유사한 도면부호가 부여된 도 3에 도시되었다. 도 3을 참조하면, 상기 대기히터(42)는 수평튜브다발(43) (대류 핀(fin) 팬히터의 튜브들과 유사한 방식으로 배열된 튜브들로) 및 수직튜브다발(45)를 포함한다. 상기 기화기(30)의 외피측 출구(40)에서 배출되는 차가운 상기 매개유체는 제1서지탱크(28')로 유도되고 차가운 상기 매개유체의 온도는 유동제어밸브(57)와 협업적으로 연결되고 상기 제1서지탱크(28')에 위치된 온도센서(55)의 형태의 제어장치(53)를 사용하여 측정된다. 상기 제어장치(53)는 상기 온도센서(55)에 의하여 측정된 차가운 상기 매개유체의 온도의 함수로서, 상기 수평 및 수직 튜브다발들(43, 45) 각각을 통하여 흐르도록 허용된 매개유체의 비율을 조절하는데 사용된다.
상기 수평튜브다발(43)은 결빙이 발생하는 조건하에서의 작동에 부적합하다. 따라서 상기 제어장치(53)는 상기 온도센서(55)에 의하여 측정된 차가운 상기 매개유체의 온도가 0℃보다 큰 경우에만 차가운 상기 매개유체가 상기 수평튜브다발(43)을 통하여 흐르도록 허용한다. 상기 수직튜브다발(45)은 튜브다발의 수직배 치로 인하여 결빙조건을 완화시킬 수 있다. 따라서 상기 제어장치(53)는 상기 온도센서(55)에 의하여 측정된 차가운 상기 매개유체의 온도가 0℃보다 작거나 같은 경우에 차가운 상기 매개유체가 상기 수직튜브다발(45)를 통하여 흐르도록 유도한다.
차가운 상기 매개유체는 상기 수직튜브다발(45)의 최하단에서 상기 수직튜브다발(45)에 유입되고, 상측으로 흐르도록 유도된다. 상기 수직튜브다발(45)에서 배출되는 부분적으로 데워진 상기 매개유체의 스트림(67)은 제2서지탱크(28")로 유도된다. 상기 제2서지탱크(28")로 유입되는 상기 매개유체의 온도는 0℃ 이상으로 상승되고, 상기 매개유체가 상기 기화기(30)로 귀환하기 전에 상기 매개유체의 온도를 추가로 상승시키기 위하여 부분적으로 데워진 상기 매개유체의 스트림(67)은 상기 수평튜브다발(43)를 통하여 흐르도록 허용된다.
도 3의 실시예에서, 상기 수평튜브다발(43)은 상기 수직튜브다발(45) 위에 위치되고 상기 수평튜브다발(43)을 가로지르는 대기의 흐름을 유도하는 강제송풍팬들에 더 가까이 위치되도록 물리적으로 배치된다. 이러한 배치는 재기화시설(14)의 전체 설치공간을 감소시키고 최적의 열전달효율을 제공하기 위하여 채택된 것이다.
유사한 구성에 대하여 유사한 도면부호가 부여된 도 4는 제한되지 않은 본 발명의 제2실시예를 도시하고 있다. 본 실시예는 온화하게 추운 기후에 특히 적합하다. 본 실시예에서, LNG는 상술한 방출펌프(26)를 사용하여 명목속도로 상기 저장탱크(16)로부터 상기 기화기(30)로 펌핑된다. 차가운 상기 매개유체는 상기 외피에서 배출되어 다수개의 대기히터(42)들로 향하고 각각의 히터는 대기와 열을 교환하도록 배치된다.
도 4을 참조하면, 상기 제1대기히터(42')는 상기 기화기(30)로부터 차가운 매개유체가 유입되도록 배치된다. 상기 제2대기히터(42")는 상기 보조열원(50)을 통하여 상기 제2대기히터(42")의 상류로 흐르도록 유도되는 상기 매개유체의 바이패스스트림(61)이 유입되도록 배치된다. 상기 기화기(30)의 외피측 출구(40)에서 배출되는 차가운 상기 매개유체의 온도는 유동제어밸브(57)와 협업적으로 연결되는 온도센서(55)의 형태로 상기 제어장치(53)를 사용하여 측정된다. 상기 제어밸브(57)는 바이패스스트림(61)의 백분율 유동을 제어함으로써 상기 각각의 대기히터(42', 42")들을 통하여 흐르도록 허용된 매개유체의 비율을 조절하는데 사용된다. 상기 보조열원(50')은 상기 매개유체가 상기 제2대기히터(42")에 유입되기 전에 상기 바이패스스트림(61)의 온도를 0℃ 이상으로 상승시키는데 사용되고, 이는 상기 제2대기히터(42")의 외부표면에 형성된 얼음을 제거하기 위하여 상기 제2대기히터(42")가 제빙 사이클을 거치도록 하기 위하여 수행된다. 나머지 순환하는 차가운 상기 매개유체는 상기 제1대기히터(42')의 튜브들로 직접 유입되고 제1실시예와 관련하여 상술한 방식으로 열을 교환한다.
도 4는 상기 제2대기히터(42")의 제빙을 배치하는데 사용되는 공정도를 도시하였지만, 상기 제어장치(53)가 상기 다수개의 대기히터(42', 42")들 각각 및 전체를 순서대로 제빙을 허용하도록 배치되는 것은 명백하게 이해되어야 한다. 2개만의 대기히터(42)들을 도 4에 도시되었지만, 상기 재기화시설(14)은 상기 재기화시설로부터 배달될 천연가스의 용량에 적합하도록 많은 수의 히터들을 똑같이 포함할 수 있는 것으로 이해되어야 한다. 이러한 대기히터(42)들은 예를 들면 직렬, 병렬 또는 층(in banks)을 이루는 등 다양한 형태로 배치될 수 있다. 대기기화기들은 얼음이 그 외부표면 상에 형성되는 것이 허용될 때 발생되는 힘들을 견딜 수 있는 것이 바람직하며, 이러한 점에서 수직튜브다발들이 수평튜브다발들보다 선호된다.
이러한 배치를 사용하여, LNG를 천연가스로 형성하기 위하여 재기화에 필요한 주열원으로 대기를 이용하도록 상기 다수개의 히터(42)들 중 적어도 하나가 최대의 열전달용량에서 (차가운 상기 매개유체와 대기 사이의 온도편차가 최대로 유지된 상태에서) 작동한다. 동시에, 상기 다수개의 히터들 중 적어도 하나는 결빙으로 인한 효율의 감소를 극복하기 위하여 제빙 사이클을 거치게 된다. 필요하다면, 따뜻한 매개유체가 상기 기화기(30)의 외피측 입구(38)로 귀환되기 전에 제1실시예에 관하여 상술한 방식으로 제2보조열원(50")을 사용하여 상기 다수개의 히터(42)들의 하류에서 순환하는 상기 매개유체의 온도는 상승될 수 있다.
유사한 구성에 대하여 유사한 도면부호가 부여된 도 5는 제한되지 않은 본 발명의 제3실시예를 도시하고 있다. 본 실시예는 보다 추운 기후에 특히 적합하다. 본 실시예에서, 도 4에 도시된 실시예와 유사하며, 주요한 차이는 바이패스트트림(61)의 온도를 상승시키기 위하여 사용되는 보조열원(50)이 폐루프 보조열교환기(52)의 형태인 점에 있다. 상기 바이패스스트림(61)은 보조열교환기(52)의 튜브들을 통하여 지나가고, 가열로(62)에 의하여 가열되는 보조매개열전달유체(담수, 조절된 물(tempered), 글리콜 또는 그 혼합물과 같은)와 열을 교환한다.
도 1에 도시된 실시예를 참조하면, 내부 터렛계류부표(64)와의 RLNGC(12)의 도킹을 용이하게 하기 위하여 오목한 공간 또는 "문풀(moonpool)"을 포함하도록 상기 RLNGC(12)는 설계 또는 개조된다. 상기 RLNGC(12)는 상기 터렛계류부표(64) 근방의 풍향계와 같은 모양으로 상기 계류부표(64)와 연결된다. 상기 계류부표(64)는 해저(78)에 앵커라인(76)들에 의하여 계류된다. 상기 계류부표(64)는 상기 계류부표(64)를 통한 해저파이프라인(18)으로의 재기화된 천연가스의 배달을 위한 도관들로서 기능을 수행하는 하나 이상의 해양 수직도관(66)들을 구비한다. 상기 해양 수직도관(66)의 입구와 가스배달라인(72) 사이에는 상기 RLNGC(12) 선상의 재기화시설(14)로부터 해양 수직도관(66)로의 천연가스의 전달이 허용되도록 유체밀폐결합(fluid-tight connection)이 이루어진다. 상기 RLNGC(12)의 선수(88) 위에서의 단일 지점에 대한 고정암 연결 또는 수직도관 터렛계류가 동일하게 사용될 수 있으나 선호되는 것은 아니다.
상기 RLNGC(12)가 보조없이 계류부표(64)를 픽업하는 것을 허용하기 위해서, 상기 RLNGC(12)는 고도로 조종이 가능하다. 일 실시예에서, 상기 RLNGC(12)는 360도 회전이 가능한 방향제어 프로펠러(48)들을 구비한다. 상기 RLNGC(12)의 상기 추진플렌트는 트윈 스크류, 전후에 위치되어 계류 및 위치 능력을 상기 RLNGC(12)에 제공하는 횡방향 스러스터(82)들을 가지는 고정피치 프로펠러(80)들을 포함한다. 중력기반구조 또는 바지(barge)와 같은 영구적으로 계류되는 해상저장구조 상에서 상기 RLNGC(12)를 사용할 때의 핵심장점은 극단적 날씨조건을 피하기 위하거나, 테러의 위협을 피하기 위하거나, 조선소로 이동하기 위하거나, 다른 LNG 수입 또는 수출터미널로 이동하기 위하여 상기 RLNGC(12)가 그 자체의 출력으로 해상 또는 해안선을 따라 상하로 이동할 수 있다는 것이다. 이 경우, 선상에 저장된 LNG의 유무에 관계없이 이동하는 동안 상기 RLNGC(12)는 그렇게 할 수 있다. 유사하게는, 특정 저점에서 가스에 대한 요구가 없는 경우, 상기 RLNGC(12)는 자체 출력으로 요구가 더 높은 다른 지점으로 항해할 수 있다.
상기 RLNGC(12)는 일지점에서 다른 지점으로 선박을 이동시키기 위하여 상기 RLNGC(12)의 프로펠러들에 기계적 구동을 제공하는 엔진(20), 바람직하게는 듀얼급유엔진을 구비한다. 유익하게는, 재기화 중에, 상기 RLNGC는 계류부표에 계류될 때, 이때 엔진(20)은 열의 생성 및/또는 펌프(26, 36)들 및 재기화시설(14)과 관련 된 기타 장치의 구동을 위하여 전기를 제공하는데 사용될 수 있다. 이렇게 하여, 도 5에 도시된 실시예에서, 보조히터(50)를 통하여 흐르는 바이패스스트림(61)은 담수 또는 조절된 물과 같은 보조열교환유체와 열을 교환하며, 이때 바이패스스트림(61)은 상기 RLNGC(12)의 엔진(20)으로부터 폐열을 사용하여 가열된다. 상기 공정에서, 상기 매개유체는 데워지고 상기 RLNGC(12)의 엔진(20)은 냉각된다. 이러한 배치는 그렇지 않은 경우 전형적인 LNG 운반선의 엔진들을 냉각하는데 사용될 많은 양의 해수를 사용하지 않게 하는 이점이 있다.
본 발명에 따른 공정 및 장치에 사용되는데 적당한 매개유체는 글리콜(에틸렌 글리콜, 디에틸렌 글리콜(diethylene glycol), 트라이에틸렌 글리콜(triethylene glycol), 또는 그 혼합물과 같은), 글리콜-물 혼합물들, 메탄올, 프로판올, 프로판, 부탄, 암모니아, 포르산염, 조절된 물(tempered water) 또는 담수(fresh water) 또는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 일반적으로 알려진 것으로 적당한 열용량, 어느점 및 끊는점을 가지는 다른 기타 유체를 포함한다. 매개유체로서 글리콜보다 환경적으로 보다 무난한 물질을 사용하는 것이 바람직하다. 이러한 점에서, 물에 함유된 칼슘 포르산염 또는 나트륨 포르산염 또는 암모늄 포르산염 수용액과 같은 알칼리금속 포르산염을 포함하는 용액을 포함하는 매개유체를 사용하는 것이 바람직하다. 대체로서 또는 추가로 칼슘 아세트산염 또는 암모늄 아세트산염과 같은 알칼리금속 아세트산염이 사용될 수 있다. 상기 용액들은 조합에 의하여 동결저항을 향상, 즉 칼슘 포르산염 용액 만인 수준이상으로 어 는점을 낮추기 위하여 의도된 다량의 할로겐화 알칼리 금속을 포함할 수 있다. 예를 들면, 칼슘 포르산염은 북아메리가, 유럽, 캐나다 및 대기온도들이 0℃ 이하로 떨어지는 여타한 지역에서 추운 날씨 조건들 동안 -70℃ 이하의 온도들에서 작동하는데 사용될 수 있다.
낮은 어는점을 가지는 매개유체를 사용하는 이점은 기화기(30)의 외피측 출구(40)에서 배출되는 차가운 상기 매개유체가 선택된 특정 타입의 매개유체의 어느점에 따라서 -20 내지 -70℃ 범위의 온도로 떨어지는 것이 허용될 수 있다. 이는 대기온도가 0℃로 떨어짐에도 불구하고 대기히터(42)가 효과적으로 작동하는 것을 가능케 한다. 이와 같은 조건하에서, 튜브측 출구(34)에서 배출되는 천연가스는 파이프라인 사양을 충족하도록 가열이 필요할 수 있다.
이상 본 발명의 여러가지 실시예들을 자세히 설명하였으며, 주요한 발명개념으로부터 벗어나지 않고 여러가지 변화 및 변경이 이루어질 수 있음은 관련기술에 통상의 지식을 가진 자들에게 명백할 것이다. 예를 들면, 설명의 목적으로 도 2에 하나만의 기화기(30) 및 하나만의 대기히터(42)가 도시되었으나, 상기 선상의 재기화시설은 각 기화기의 용량 및 기화될 LNG의 양에 따라 병렬 또는 직렬로 배열된 어떠한 수의 기화기들 및 히터들을 포함할 수 있는 것으로 이해되어야 한다. 상기 기화기들, 히터들, 팬들(사용되는 경우)은 재기화시 해상에 계류 중일 때 가해지는 부하는 물론, 이동에 의하여 수반되는 하중들 및 경우에 따라서는 발생될 수 있는 녹조하중들을 포함하는 해상에서 선박의 이동 중에 RLNGC의 갑판에 배치되는 것에 의하여 수반되는 구조적 부하들을 견딜 수 있도록 설계된다. 모든 변경 및 변화는 본 발명의 범위에 속하는 것으로 간주되며, 그 범위는 상기 설명 및 첨부된 청구범위에 따라서 결정될 것이다.
본 명세서에 인용된 모든 특허들은 참조에 의하여 통합된다. 비록 많은 종래기술문헌들이 참조되었지만 이러한 참조가 이러한 문서들 어떠한 것도 호주 또는 다른 어떠한 국가에서 기술분야에서 공유의 일반지식의 일부를 형성하는 것으로 인정하는 것은 아님이 명백히 이해되어야 할 것이다. "발명의 상세한 설명", "실시예" 및 다음의 "특허청구범위"에서, 속성언어(express language) 또는 필요한 암시(necessary implication)로 인하여 문맥이 다르게 되는 경우를 제외하고는, 단어, "들이 포함하다" 또는 "포함하다" 또는 "포함하는"와 같은 변형들은 내포되는 의미, 즉 본 발명의 여러가지 실시예들에서의 추가적 특징들의 존재 또는 추가를 제외하지 않고 기술된 특징들의 존재를 특정하는 것으로 사용된다.

Claims (20)

  1. (a) 기화기와 대기히터 사이에서 매개유체를 순환시키는 단계로서, 상기 매개유체가 상기 대기히터를 통과하면서 대기와 열을 교환하여 데워지고, 상기 매개유체가 상기 기화기를 통과하면서 LNG와 열을 교환하여 냉각되는 단계; 및
    (b) 상기 대기히터에 공급된 상기 매개유체의 온도를 보조열원을 사용하여 0℃보다 큰 온도로 간헐적으로 조절함으로써 상기 대기히터가 제빙 사이클을 거치도록 하는 단계;
    를 포함하는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 단계 (b)는 상기 대기히터의 하류에서 수행되는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  3. 청구항 1에 있어서,
    상기 보조열원은 배기가스히터, 전기 물 또는 유체 가열기, 선박의 추진유닛, 디젤엔진, 또는 가스터빈 추진플랜트, 및 파워생산플랜트로부터의 배기가스스트림으로 구성되는 그룹에서 선택되는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공 정.
  4. 청구항 1에 있어서,
    상기 LNG의 재기화는 LNG 운반선의 선상에서 수행되고, 상기 보조열원은 상기 LNG 운반선의 엔진들로부터 회수된 열인 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  5. 청구항 1에 있어서,
    상기 대기히터에서의 상기 대기 및 상기 매개유체 사이의 열교환은 강제송풍팬들을 사용하여 촉진되는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  6. 청구항 1에 있어서,
    상기 매개유체는 글리콜, 글리콜-물 혼합물, 메탄올, 프로판올, 프로판, 부탄, 암모니아, 포르산염, 담수(fresh water) 및 조절된 물(tempered water)로 구성되는 그룹에서 선택되는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  7. 청구항 1에 있어서,
    상기 매개유체는 알칼리금속 포르산염 또는 알칼리금속 아세트산염을 함유하는 용액을 포함하는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  8. 청구항 7에 있어서,
    상기 알칼리금속 포르산염은 칼슘 포르산염, 나트륨 포르산염, 또는 암모늄 포르산염 수용액인 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  9. 청구항 7에 있어서,
    상기 알칼리금속 아세트산염은 칼슘 아세트산염 또는 암모늄 아세트산염인 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  10. 청구항 1에 있어서,
    상기 대기히터는 다수개의 대기히터들 중에 하나이고, 상기 단계 (b)는 연속적으로 상기 다수개의 대기히터들 각각에서 수행되는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  11. 청구항 1에 있어서,
    상기 대기히터는 상기 대기온도가 0℃ 이상일 때 상기 매개유체와 열을 교환하는 수평튜브다발과, 상기 대기온도의 온도가 0℃ 이하로 떨어질 때 대기와 열을 교환하는 수직튜브다발을 포함하는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  12. 청구항 11에 있어서,
    상기 대기히터에서의 상기 대기 및 상기 매개유체 사이의 열교환은 강제송풍팬들을 사용하여 촉진되고, 상기 수평튜브다발은 상기 수직튜브다발 위에 강제송풍팬들에 더 가깝게 위치되는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  13. LNG를 천연가스로 재기화하기 위한 기화기;
    대기를 주열원으로 하여 매개유체를 가열하기 위한 대기히터;
    상기 매개유체가 상기 대기히터를 통과할 때 상기 대기와 열을 교환하여 상기 매개유체가 데워지고 상기 매개유체가 상기 기화기를 통과할 때 LNG와 열을 교환하여 상기 매개유체가 냉각되도록 상기 기화기와 상기 대기히터 사이에서 상기 매개유체를 순환시키기 위한 순환펌프; 및
    상기 대기히터가 제빙 사이클을 거치도록 상기 대기히터에 공급되는 상기 매 개유체의 온도를 보조열원을 사용하여 0℃보다 크게 조절하기 위한 제어장치를 포함하는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화시설.
  14. 청구항 13에 있어서,
    상기 보조열원은 상기 대기히터의 하류에 위치된 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화시설.
  15. 청구항 13에 있어서,
    상기 보조열원은 배기가스히터; 전기 물 또는 유체 가열기; 선박의 추진유닛; 디젤엔진; 가스터빈 추진플랜트; 및 파워생산플랜트로부터의 배기가스스트림으로 구성되는 그룹에서 선택되는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화시설.
  16. 청구항 13에 있어서,
    상기 재기화시설은 LNG 운반선의 선상에 설치되며, 상기 보조열원은 상기 LNG 운반선의 엔진들로부터 회수된 열인 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화시설.
  17. 청구항 13에 있어서,
    상기 대기히터에서 상기 대기와 상기 매개유체 사이의 열교환을 촉진하기 우한 강제송풍팬을 추가로 포함하는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화시설.
  18. 청구항 13에 있어서,
    상기 대기히터는 다수개의 대기히터들 중에 하나이며, 상기 제어장치는 상기 다수개의 대기히터들이 각각 순차적으로 제빙 사이클을 거치도록 조정된 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  19. 청구항 13에 있어서,
    상기 대기히터는 상기 대기온도가 0℃ 이상일 때 상기 매개유체와 열을 교환하는 수평튜브다발과, 상기 대기온도의 온도가 0℃ 이하로 떨어질 때 대기와 열을 교환하는 수직튜브다발을 포함하는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  20. 청구항 19에 있어서,
    상기 대기히터에서의 대기 및 상기 매개유체 사이의 열교환은 강제송풍팬들 을 사용하여 촉진되고, 상기 수평튜브다발은 상기 수직튜브다발 위에 강제송풍팬들에 더 가깝게 위치되는 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
KR1020087022689A 2006-03-15 2007-02-28 대기를 이용한 ｌｎｇ의 연속재기화 KR101363998B1 (ko)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US78228206P 2006-03-15 2006-03-15
US60/782,282 2006-03-15
US11/675,651 US8069677B2 (en) 2006-03-15 2007-02-16 Regasification of LNG using ambient air and supplemental heat
US11/675,651 2007-02-16
PCT/AU2007/000224 WO2007104076A1 (en) 2006-03-15 2007-02-28 Continuous regasification of lng using ambient air

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20080113030A true KR20080113030A (ko) 2008-12-26
KR101363998B1 KR101363998B1 (ko) 2014-02-26

Family

ID=38508947

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020087022689A KR101363998B1 (ko) 2006-03-15 2007-02-28 대기를 이용한 ｌｎｇ의 연속재기화

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8069677B2 (ko)
EP (1) EP2005055A4 (ko)
JP (1) JP5260326B2 (ko)
KR (1) KR101363998B1 (ko)
AU (1) AU2007224990B2 (ko)
WO (1) WO2007104076A1 (ko)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101324958B1 (ko) * 2011-12-20 2013-11-04 삼성중공업 주식회사 선박의 열전달시스템
KR102059124B1 (ko) * 2018-09-20 2019-12-24 한국해양대학교 산학협력단 액화천연가스의 냉열을 이용한 선박용 냉각시스템 및 그의 제어방법

Families Citing this family (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080120983A1 (en) * 2006-11-04 2008-05-29 Dirk Eyermann System and process for reheating seawater as used with lng vaporization
MX2009012347A (es) * 2007-05-24 2009-12-01 Fluor Tech Corp Configuraciones y metodos para vaporizadores de aire ambiental.
US20090090131A1 (en) * 2007-10-09 2009-04-09 Chevron U.S.A. Inc. Process and system for removing total heat from base load liquefied natural gas facility
US20090126372A1 (en) * 2007-11-16 2009-05-21 Solomon Aladja Faka Intermittent De-Icing During Continuous Regasification of a Cryogenic Fluid Using Ambient Air
KR20090106682A (ko) * 2008-04-07 2009-10-12 대우조선해양 주식회사 대기식 기화기를 통하여 회수된 ｌｎｇ의 냉열을 이용한가스 터빈의 효율 증가 방법 및 상기 가스 터빈을 갖는해상 구조물
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
WO2009143261A1 (en) * 2008-05-20 2009-11-26 Charles Neill Delivery system for liquefied natural gas
WO2009143263A1 (en) * 2008-05-20 2009-11-26 Charles Neill Lng terminal apparatus and operations
DE102008002531A1 (de) 2008-06-19 2009-12-24 Tge Gas Engineering Gmbh Vorrichtung für das Mischen von Flüssigkeit und Dampf sowie Verfahren für das Verdampfen eines Fluids mit der Mischung
KR100992576B1 (ko) * 2008-06-30 2010-11-08 에스티엑스조선해양 주식회사 담수를 이용한 액화천연가스 재기화 설비
MX2011000428A (es) * 2008-07-17 2011-02-23 Fluor Tech Corp Configuraciones y metodos para la recuperacion de calor residual y vaporizadores de aire ambiente en regasificacion de gas natural licuado.
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
NO332122B1 (no) * 2010-05-10 2012-07-02 Hamworthy Gas Systems As Fremgangsmate for regulering av en mellommediumskrets ved varmeveksling av et primaermedium
US20110289940A1 (en) * 2010-05-27 2011-12-01 Lummus Technology Inc. Liquid natural gas vaporization
EP2541061B1 (en) 2011-06-29 2014-01-08 Westport Power Inc. Cryogenic pumps
US9494281B2 (en) * 2011-11-17 2016-11-15 Air Products And Chemicals, Inc. Compressor assemblies and methods to minimize venting of a process gas during startup operations
US20140130521A1 (en) * 2012-11-12 2014-05-15 Fluor Technologies Corporation Configurations and Methods for Ambient Air Vaporizers and Cold Utilization
US8662149B1 (en) 2012-11-28 2014-03-04 Robert E. Bernert, Jr. Frost free cryogenic ambient air vaporizer
EP2948365B1 (en) * 2013-01-25 2017-12-20 TMT Pte. Ltd. Offshore facility
WO2015106238A1 (en) 2014-01-13 2015-07-16 Carrier Corporation Fuel regeneration using waste heat of refrigeration unit
WO2016098916A1 (ko) * 2014-12-16 2016-06-23 한국가스공사 해수식 기화기용 해수 공급 장치
ITUB20156071A1 (it) * 2015-12-02 2017-06-02 Nuovo Pignone Tecnologie Srl Sistema e metodo di controllo per cabine remi
ITUB20161236A1 (it) * 2016-03-03 2016-06-03 Albert Alberto Sistema per il recupero del calore per LNG vaporizzato a bordo delle navi
CN108974315A (zh) * 2018-08-01 2018-12-11 广州中臣碧阳船舶科技有限公司 一种船用的海水融霜系统
CN109780757A (zh) * 2019-01-03 2019-05-21 大连理工大学 一种利用凝缩性物质的自抑霜换热器
CN112303489A (zh) * 2020-10-26 2021-02-02 广西电网有限责任公司电力科学研究院 一种新型环保绝缘介质的恒温电加热快速充气方法及系统
US11976789B2 (en) 2021-03-11 2024-05-07 Praxair Technology, Inc. System and method for cryogenic vaporization using ambient air vaporizer
US11953159B2 (en) 2021-03-11 2024-04-09 Praxair Technology, Inc. System and method for cryogenic vaporization with parallel vaporizer arrangements
CN113154250A (zh) * 2021-04-27 2021-07-23 陇东学院 一种lng汽化装置

Family Cites Families (125)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2833121A (en) * 1953-11-24 1958-05-06 Union Carbide Corp Apparatus for vaporizing volatile liquids
BE530808A (ko) 1954-05-10
US2795937A (en) 1955-03-31 1957-06-18 Phillips Petroleum Co Process and apparatus for storage or transportation of volatile liquids
US2938359A (en) * 1955-07-21 1960-05-31 Phillips Petroleum Co Method and apparatus for storage and transportation of acetylene
US2903860A (en) 1955-09-13 1959-09-15 Constock Liquid Methane Corp Apparatus for unloading cold low temperature boiling liquids from storage reservoir
US2938259A (en) 1957-11-23 1960-05-31 Benninger Ag Maschf Leasing device
BE579483A (ko) 1958-06-11
US3001379A (en) 1959-01-26 1961-09-26 Garrett Corp Heat transfer system
US3154928A (en) 1962-04-24 1964-11-03 Conch Int Methane Ltd Gasification of a liquid gas with simultaneous production of mechanical energy
GB1084295A (ko) 1965-06-03 1900-01-01
US3350876A (en) 1966-01-19 1967-11-07 Roy W P Johnson Internal combustion engine plant
US3421574A (en) 1966-03-11 1969-01-14 Niagara Blower Co Method and apparatus for vaporizing and superheating cold liquefied gas
US3438216A (en) 1967-05-09 1969-04-15 Texas Eastern Trans Corp Cryogenic recovery vaporizer
US3435623A (en) * 1967-08-22 1969-04-01 Liquid Carbonic Corp Cryogenic vaporizer
US3590407A (en) 1968-11-13 1971-07-06 Mobil Oil Corp Swivel tanker floating storage system
FR2122307B1 (ko) 1971-01-19 1975-01-17 Denis Louis
US3720057A (en) 1971-04-15 1973-03-13 Black Sivalls & Bryson Inc Method of continuously vaporizing and superheating liquefied cryogenic fluid
CH570296A5 (ko) 1972-05-27 1975-12-15 Sulzer Ag
GB1472533A (en) 1973-06-27 1977-05-04 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil-off gas from a ships cargo of liquefied natural gas
CH584837A5 (ko) 1974-11-22 1977-02-15 Sulzer Ag
NL7600308A (nl) 1975-02-07 1976-08-10 Sulzer Ag Werkwijze en inrichting voor het verdampen en verwarmen van vloeibaar natuurlijk gas.
US3986340A (en) 1975-03-10 1976-10-19 Bivins Jr Henry W Method and apparatus for providing superheated gaseous fluid from a low temperature liquid supply
DE2523672C3 (de) 1975-05-28 1980-03-20 Gutehoffnungshuette Sterkrade Ag, 4200 Oberhausen Einrichtung zur Verdampfung von verflüssigtem Erdgas mit Hilfe einer Gasturbinenanlage mit geschlossenem Kreislauf
JPS535207A (en) 1976-07-05 1978-01-18 Osaka Gas Co Ltd Vaporizer of liquefied natural gas
US4045972A (en) * 1976-07-23 1977-09-06 Lewis Tyree Jr CO2 Cooling of vehicles
GB2018967B (en) 1978-03-28 1982-08-18 Osaka Gas Co Ltd Apparatus and process for vaporizing liquefied natural gas
US4197712A (en) 1978-04-21 1980-04-15 Brigham William D Fluid pumping and heating system
US4331129A (en) 1979-07-05 1982-05-25 Columbia Gas System Service Corporation Solar energy for LNG vaporization
JPS56120895A (en) * 1980-02-25 1981-09-22 Kobe Steel Ltd Regasification for liquid natural gas
NO800935L (no) 1980-03-31 1981-10-01 Moss Rosenberg Verft As Fremdriftsmaskineri for lng-skip.
DE3035349C2 (de) 1980-09-19 1985-06-27 Uhde Gmbh, 4600 Dortmund Anlage zur Verdampfung von flüssigem Erdgas
US4399660A (en) 1981-02-10 1983-08-23 Union Carbide Corporation Atmospheric vaporizer
GB2094461A (en) 1981-03-06 1982-09-15 Boc Nowsco Ltd Revaporising liquified gases
US4420942A (en) 1982-07-16 1983-12-20 Davis Warren E Nitrogen liquid to gas converter employing water heat exchangers
US4519213A (en) 1983-08-01 1985-05-28 Zwick Energy Research Organization, Inc. Ambient air heated electrically assisted cryogen vaporizer
DE3338237A1 (de) 1983-10-21 1985-05-02 Messer Griesheim Gmbh, 6000 Frankfurt Einrichtung zum verdampfen und erwaermen von verfluessigtem erdgas
JPS63203996A (ja) 1987-02-19 1988-08-23 Tokyo Gas Co Ltd 低温液体気化装置
JPS63203995A (ja) 1987-02-19 1988-08-23 Tokyo Gas Co Ltd 低温液体気化装置
US4813632A (en) 1987-03-31 1989-03-21 Allied-Signal Inc. Ballast management system for lighter than air craft
HU203778B (en) * 1987-09-10 1991-09-30 Peter Kardos Glycol-free anti-freeze solution
EP0308567A1 (de) 1987-09-22 1989-03-29 Cryomec AG Vorrichtung zum Verdampfen eines cryogenen Fluidums
US4819454A (en) 1988-01-22 1989-04-11 Zwick Energy Research Organization, Inc. Liquid cryogenic vaporizer utilizing ambient air and a nonfired heat source
SE464529B (sv) 1988-10-31 1991-05-06 Gunnar Haeggstroem Drivanordning foer motorfordon, saerskilt bussar
US4995234A (en) 1989-10-02 1991-02-26 Chicago Bridge & Iron Technical Services Company Power generation from LNG
JP2659822B2 (ja) 1989-10-13 1997-09-30 三菱重工業株式会社 スカートで支持された舶用ｌｎｇタンク
US5095709A (en) 1989-10-16 1992-03-17 Billiot Henry M Liquid nitrogen to gas system
DE4105772A1 (de) 1991-02-23 1992-08-27 Cassella Ag Verfahren zum faerben von leder mit wasserunloeslichen schwefelfarbstoffen
US5129848A (en) 1991-06-21 1992-07-14 Sofec, Inc. Controllable variable depth mooring system and method
US5316509A (en) 1991-09-27 1994-05-31 Sofec, Inc. Disconnectable mooring system
US5356321A (en) 1991-09-27 1994-10-18 Sofec, Inc. Disconnectable mooring system
US5529521A (en) 1991-11-27 1996-06-25 Breivik; Kare Locking mechanism for securing a loading buoy to a vessel
US5251452A (en) 1992-03-16 1993-10-12 Cryoquip, Inc. Ambient air vaporizer and heater for cryogenic fluids
FI922191A (fi) 1992-05-14 1993-11-15 Kvaerner Masa Yards Oy Sfaerisk lng-tank och dess framstaellningsfoerfarande
US5351487A (en) 1992-05-26 1994-10-04 Abdelmalek Fawzy T High efficiency natural gas engine driven cooling system
NO175424C (no) 1992-06-15 1994-10-12 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og fartöy for offshore oljelasting
US5295350A (en) 1992-06-26 1994-03-22 Texaco Inc. Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas
JP3499258B2 (ja) 1992-10-16 2004-02-23 株式会社神戸製鋼所 液化天然ガスを燃料として用いるガスタービンの運転方法およびガスタービン機構
US5375582A (en) 1993-12-03 1994-12-27 Mk Rail Corporation Method and apparatus for regulating temperature of natural gas fuel
WO1995016105A1 (en) 1993-12-10 1995-06-15 Cabot Corporation An improved liquefied natural gas fueled combined cycle power plant
BR9400639A (pt) 1994-02-22 1995-10-24 Bluewater Terminal Systems Nv Sistema de amarração de ponto único
NO302159B1 (no) 1994-11-04 1998-02-02 Norske Stats Oljeselskap Anordning ved laste/losseböye for anvendelse på grunt vann
NO179986C (no) 1994-12-08 1997-01-22 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
NO180469B1 (no) 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
NO180426C (no) 1995-03-16 1997-04-16 Kvaerner Moss Tech As Anordning ved varmevekslere
CN1112505C (zh) 1995-06-01 2003-06-25 特雷克特贝尔Lng北美公司 液化天然气作燃料的混合循环发电装置及液化天然气作燃料的燃气轮机
FI954953A (fi) * 1995-10-17 1997-04-18 Abb Installaatiot Oy Lämmösiirtoneste
US5598709A (en) 1995-11-20 1997-02-04 Thermo King Corporation Apparatus and method for vaporizing a liquid cryogen and superheating the resulting vapor
JP2877098B2 (ja) 1995-12-28 1999-03-31 株式会社日立製作所 ガスタービン，コンバインドサイクルプラント及び圧縮機
NO301792B1 (no) 1996-07-01 1997-12-08 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og anlegg for flytendegjöring/kondisjonering av en komprimert gass/hydrokarbonström utvunnet fra en petroleumforekomst
US5727492A (en) 1996-09-16 1998-03-17 Marinex International Inc. Liquefied natural gas tank and containment system
US5762119A (en) 1996-11-29 1998-06-09 Golden Spread Energy, Inc. Cryogenic gas transportation and delivery system
DZ2528A1 (fr) 1997-06-20 2003-02-01 Exxon Production Research Co Conteneur pour le stockage de gaz natural liquéfiesous pression navire et procédé pour le transport de gaz natural liquéfié sous pression et système de traitement de gaz natural pour produire du gaz naturel liquéfié sous pression.
US5944840A (en) 1997-09-10 1999-08-31 Bluewater Systems, Inc. Continuous monitor for interrupt latency in real time systems
GB2330157B (en) 1997-10-07 2001-11-07 Bluewater Terminal Systems Nv Riser system for connecting a seabed installation with a floating vessel
US6089022A (en) 1998-03-18 2000-07-18 Mobil Oil Corporation Regasification of liquefied natural gas (LNG) aboard a transport vessel
EP0947464A1 (en) 1998-04-01 1999-10-06 Single Buoy Moorings Inc. Fluid transfer boom with coaxial fluid ducts
US6263818B1 (en) 1998-04-24 2001-07-24 Exmar Offshore Company Split monohull vessel
EP0962384A1 (en) 1998-06-05 1999-12-08 Single Buoy Moorings Inc. Loading arrangement
US6571548B1 (en) 1998-12-31 2003-06-03 Ormat Industries Ltd. Waste heat recovery in an organic energy converter using an intermediate liquid cycle
GB2347724B (en) 1999-03-11 2001-01-17 Bluewater Terminal Systems Nv Apparatus for transferring fluid between the seabed and a floating vessel
NO308714B1 (no) 1999-07-09 2000-10-16 Moss Maritime As Undervannsfordamper for LNG
WO2001007765A1 (en) 1999-07-22 2001-02-01 Bechtel Corporation A method and apparatus for vaporizing liquid gas in a combined cycle power plant
NL1013075C1 (nl) 1999-09-17 2001-03-20 Bluewater Terminal Systems Nv Stelsel voor het afmeren van een op een watermassa drijvend lichaam.
NO312715B1 (no) 1999-10-27 2002-06-24 Statoil Asa System for offshore overföring av flytendegjort naturgass
JP2001182894A (ja) * 1999-12-24 2001-07-06 Seibu Gas Co Ltd 強制循環型空温式液化ガス気化装置及び液化ガスの気化方法
US6298671B1 (en) 2000-06-14 2001-10-09 Bp Amoco Corporation Method for producing, transporting, offloading, storing and distributing natural gas to a marketplace
US6960839B2 (en) 2000-07-17 2005-11-01 Ormat Technologies, Inc. Method of and apparatus for producing power from a heat source
FR2813111B1 (fr) 2000-08-18 2002-11-29 Gaz Transport & Technigaz Cuve etanche et thermiquement isolante aretes longitudinales ameliorees
JP2002089791A (ja) * 2000-09-14 2002-03-27 Sumitomo Precision Prod Co Ltd 液化ガス気化装置
US20020073619A1 (en) 2000-12-14 2002-06-20 William Perkins Method and apparatus for delivering natural gas to remote locations
US20020124575A1 (en) 2001-01-05 2002-09-12 Atul Pant Gas delivery at high flow rates
JP2002340296A (ja) * 2001-05-16 2002-11-27 Sumitomo Precision Prod Co Ltd 液化ガス気化・加熱装置
US6546739B2 (en) 2001-05-23 2003-04-15 Exmar Offshore Company Method and apparatus for offshore LNG regasification
WO2002097252A1 (en) 2001-05-30 2002-12-05 Conoco Inc. Lng regasification process and system
JP4684497B2 (ja) * 2001-09-04 2011-05-18 東京瓦斯株式会社 液化天然ガス用エアフィン式気化装置
US6829901B2 (en) 2001-12-12 2004-12-14 Exxonmobil Upstream Research Company Single point mooring regasification tower
EP1478875B1 (en) 2002-02-27 2009-07-22 Excelerate Energy Limited Partnership Method and apparatus for the regasification of lng onboard a carrier
WO2003076262A2 (en) 2002-03-08 2003-09-18 Fmc Technologies, Inc. Disconnectable mooring system and lng transfer system and method
CA2480618C (en) 2002-03-29 2007-09-18 Excelerate Energy Limited Partnership Improved lng carrier
AU2002250476A1 (en) * 2002-03-29 2003-10-20 Excelerate Energy Limited Partnership Method and apparatus for the regasification of lng onboard a carrier
US6598408B1 (en) 2002-03-29 2003-07-29 El Paso Corporation Method and apparatus for transporting LNG
AU2003226548A1 (en) * 2002-04-17 2003-11-03 Clearwater International, Llc Optimizing inlet air temperature for gas trubines using heat exchanging fluid comprising alkali metal formate
US6692192B2 (en) 2002-05-03 2004-02-17 Single Buoy Moorings Inc. Spread moored midship hydrocarbon loading and offloading system
US6622492B1 (en) 2002-06-03 2003-09-23 Volker Eyermann Apparatus and process for vaporizing liquefied natural gas (lng)
US6644041B1 (en) 2002-06-03 2003-11-11 Volker Eyermann System in process for the vaporization of liquefied natural gas
US6889522B2 (en) 2002-06-06 2005-05-10 Abb Lummus Global, Randall Gas Technologies LNG floating production, storage, and offloading scheme
DE10235477A1 (de) * 2002-08-02 2004-02-12 Basf Ag Glykolfreie wässrige Gefrierschutzmittel enthaltend Dicarbonsäuresalze
US7073457B2 (en) 2002-08-06 2006-07-11 Fmc Technologies, Inc. Duplex yoke mooring system
US7007623B2 (en) 2002-11-12 2006-03-07 Fmc Technologies, Inc. Retrieval and connection system for a disconnectable mooring yoke
FR2852590B1 (fr) 2003-03-20 2005-06-17 Snecma Moteurs Alimentation en energie d'un terminal gazier a partir d'un navire transportant du gaz liquefie
JP4261582B2 (ja) 2003-08-12 2009-04-30 エクセルレイト・エナジー・リミテッド・パートナーシップ Ｌｎｇ搬送体に関する交流推進設備を使用した船上での再ガス化
JP4342292B2 (ja) 2003-09-01 2009-10-14 大阪瓦斯株式会社 液化ガスの気化装置
US7293417B2 (en) 2004-02-11 2007-11-13 Mustang Engineering, L.P. Methods and apparatus for processing, transporting and/or storing cryogenic fluids
US7360367B2 (en) 2004-07-18 2008-04-22 Wood Group Advanced Parts Manufacture Apparatus for cryogenic fluids having floating liquefaction unit and floating regasification unit connected by shuttle vessel, and cryogenic fluid methods
US7225636B2 (en) 2004-04-01 2007-06-05 Mustang Engineering Lp Apparatus and methods for processing hydrocarbons to produce liquified natural gas
US7155917B2 (en) 2004-06-15 2007-01-02 Mustang Engineering L.P. (A Wood Group Company) Apparatus and methods for converting a cryogenic fluid into gas
WO2005105565A1 (en) 2004-04-29 2005-11-10 Single Buoy Moorings Inc. Side-by-side hydrocarbon transfer system
US7080673B2 (en) 2004-04-30 2006-07-25 Sbm-Imodco, Inc. Quick LNG offloading
MX2007002937A (es) 2004-09-13 2008-03-05 Argent Marine Operations Inc Sistema y proceso para transportar gas natural licuado mediante un transportador de gas natural licuado, marino, no auto-propulsado.
US20060075762A1 (en) 2004-09-16 2006-04-13 Wijngaarden Wim V LNG regas
EP1814784B1 (en) 2004-10-15 2015-11-18 ExxonMobil Upstream Research Company Subsea cryogenic fluid transfer system
NO20050856L (no) 2005-02-17 2006-08-18 Statoil Asa System og fremgangsmate for offshore lossing og regassifisering av LNG
US8402983B2 (en) 2005-02-17 2013-03-26 Single Bouy Moorings, Inc. Gas distribution system
US7543613B2 (en) 2005-09-12 2009-06-09 Chevron U.S.A. Inc. System using a catenary flexible conduit for transferring a cryogenic fluid
US20070214805A1 (en) * 2006-03-15 2007-09-20 Macmillan Adrian Armstrong Onboard Regasification of LNG Using Ambient Air

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101324958B1 (ko) * 2011-12-20 2013-11-04 삼성중공업 주식회사 선박의 열전달시스템
KR102059124B1 (ko) * 2018-09-20 2019-12-24 한국해양대학교 산학협력단 액화천연가스의 냉열을 이용한 선박용 냉각시스템 및 그의 제어방법

Also Published As

Publication number Publication date
KR101363998B1 (ko) 2014-02-26
JP5260326B2 (ja) 2013-08-14
EP2005055A1 (en) 2008-12-24
AU2007224990B2 (en) 2012-01-19
US20070214806A1 (en) 2007-09-20
EP2005055A4 (en) 2016-07-06
WO2007104076A1 (en) 2007-09-20
US8069677B2 (en) 2011-12-06
AU2007224990A1 (en) 2007-09-20
JP2009529630A (ja) 2009-08-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101363998B1 (ko) 대기를 이용한 ｌｎｇ의 연속재기화
AU2007226253B2 (en) Combined direct and indirect regasification of LNG using ambient air
JP5283514B2 (ja) Ｌｎｇの船上再ガス化
AU2008323610B2 (en) Intermittent de-icing during continuous regasification of a cryogenic fluid using ambient air
US20070214804A1 (en) Onboard Regasification of LNG
ES2881005T3 (es) Dispositivo y método de refrigeración de un gas licuado
KR20080047471A (ko) 탄화수소 가열 및 전달 장치와 방법
US20110030391A1 (en) Mechanical Defrosting During Continuous Regasification of a Cryogenic Fluid Using Ambient Air
Madsen et al. Intermediate Fluid Vaporizers for LNG Regasification Vessels (SRVs) and FSRUs
KR20240025519A (ko) 수역에 배치되도록 의도된 설비에 의해 전기를 생산하기 위한 방법

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant
FPAY Annual fee payment

Payment date: 20170119

Year of fee payment: 4

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20180118

Year of fee payment: 5

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20190116

Year of fee payment: 6

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20200115

Year of fee payment: 7