KR20110087464A - Apparatus and method for treating boil-off gas - Google Patents

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Abstract

PURPOSE: An apparatus and a method for processing evaporating gas are provided to compress evaporating gas which is generated from a sea surface structure using a minimum compressing unit. CONSTITUTION: An apparatus for processing evaporating gas includes a first supplying line, a compressing unit, a second supplying line, and a cargo tank. The first supplying line supplies evaporating gas, which is generated from a sea surface structure, to the gas turbine(4) of a liquefying unit(9). The compressing unit is installed on the first supplying line and compresses the evaporating gas. The second supplying line is branched form the first supplying line and supplies boil-off gas which is compressed in a boil-off gas compressor(3). The cargo tank stores gas returned from a shuttle tank.

Description

증발가스 처리장치 및 방법{APPARATUS AND METHOD FOR TREATING BOIL-OFF GAS}Evaporation gas treatment apparatus and method {APPARATUS AND METHOD FOR TREATING BOIL-OFF GAS}

본 발명은 해상 구조물에서의 증발가스 처리장치 및 방법에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 해상 구조물에서 발생되는 증발가스를 종래에 비해 적은 수의 압축기에 의해 압축시켜 처리함으로써 초기 제작비용과 전력 소비량 등을 절감할 수 있는 증발가스 처리장치 및 방법에 관한 것이다.The present invention relates to an apparatus and method for treating boil-off gas in offshore structures, and more particularly, to reduce the initial production cost and power consumption by compressing and treating boil-off gas generated in off-shore structures by using a smaller number of compressors. An apparatus and method for treating boil-off gas can be reduced.

근래, LNG(Liquefied Natural Gas)나 LPG(Liquefied Petroleum Gas) 등의 액화가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있는 추세이다. 액화가스는, 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 또는, 액화된 상태로 액화가스 운반선에 저장된 채 원거리의 소비처로 운반된다. LNG나 LPG 등의 액화가스는 천연가스 혹은 석유가스를 극저온(LNG의 경우 대략 -163℃)으로 냉각하여 얻어지는 것으로 가스 상태일 때보다 그 부피가 대폭적으로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.Recently, the consumption of liquefied gas such as LNG (Liquefied Natural Gas) and LPG (Liquefied Petroleum Gas) is increasing worldwide. The liquefied gas is transported in a gas state through a gas pipe on land or sea, or transported to a distant consumer while stored in a liquefied gas carrier in a liquefied state. Liquefied gas such as LNG or LPG is obtained by cooling natural gas or petroleum gas to cryogenic temperature (approximately -163 ℃ in case of LNG), and its volume is greatly reduced than in gas state, so it is very suitable for long distance transportation by sea. .

액화가스 운반선은, 액화가스를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 이 액화가스를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 액화가스의 극저온에 견딜 수 있는 저장탱크(흔히, '화물창'이라 함)를 포함한다.Liquefied gas carriers are used to load liquefied gas into the sea and unload this liquefied gas to land requirements. To this end, a liquefied gas carrier includes a storage tank (commonly referred to as a cargo hold) that can withstand the cryogenic temperature of liquefied gas. do.

이와 같이 극저온 상태의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크가 마련된 해상 구조물의 예로서는 액화가스 운반선 이외에도 LNG RV (Regasification Vessel)와 같은 선박이나 LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), LNG FPSO (Floating, Production, Storage and Off-loading)와 같은 구조물 등을 들 수 있다.Examples of offshore structures in which storage tanks for storing liquefied gas in such a cryogenic state are provided include vessels such as LNG Regasification Vessel (LV RV), LNG Floating Storage and Regasification Unit (FSRU), LNG Floating, Production, Structures such as storage and off-loading).

LNG RV는 자력 항해 및 부유가 가능한 액화가스 운반선에 LNG 재기화 설비를 설치한 것이고, LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에서 LNG 수송선으로부터 하역되는 액화 천연가스를 저장탱크에 저장한 후 필요에 따라 액화 천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 해상 구조물이다. 그리고, LNG FPSO는 채굴된 천연가스를 해상에서 정제한 후 직접 액화시켜 저장탱크 내에 저장하고, 필요시 이 저장탱크 내에 저장된 LNG를 LNG 수송선으로 옮겨싣기 위해 사용되는 해상 구조물이다. 본 명세서에서 해상 구조물이란, 액화가스 운반선, LNG RV 등의 선박을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU 등의 구조물까지도 모두 포함하는 개념이다.LNG RV is a LNG regasification facility installed on a liquefied gas carrier that can be self-driving and floating. LNG FSRU stores liquefied natural gas, which is unloaded from LNG carriers, in a storage tank after liquefaction as needed. It is an offshore structure that vaporizes natural gas and supplies it to land demand. In addition, LNG FPSO is a marine structure that is used to directly purify mined natural gas from the sea and liquefy directly to store it in a storage tank, and to transfer LNG stored in the storage tank to an LNG carrier if necessary. In the present specification, the offshore structure is a concept including not only vessels such as liquefied gas carriers and LNG RVs but also structures such as LNG FPSO and LNG FSRU.

천연가스의 액화온도는 상압에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃ 보다 약간만 높아도 증발된다. 종래의 LNG 운반선의 경우를 예를 들어 설명하면, LNG 운반선의 LNG 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의해 LNG를 수송하는 도중에 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 발생한다.The liquefaction temperature of natural gas is about -163 ° C at ambient pressure, so LNG is evaporated even if its temperature is slightly higher than -163 ° C at normal pressure. In the case of a conventional LNG carrier, for example, the LNG storage tank of the LNG carrier is insulated, but since the external heat is continuously transmitted to the LNG, LNG is transported while the LNG carrier is transporting the LNG. Boil-off gas (BOG) is generated in the LNG storage tank by continuously vaporizing it in the LNG storage tank.

발생된 증발가스는 저장탱크 내의 압력을 증가시키며 선박의 요동에 따라 액화가스의 유동을 가속시켜 구조적인 문제를 야기시킬 수 있기 때문에, 증발가스의 발생을 억제할 필요가 있다.Since the generated boil-off gas increases the pressure in the storage tank and accelerates the flow of the liquefied gas in response to the fluctuation of the vessel, it may cause structural problems, so it is necessary to suppress the generation of the boil-off gas.

종래, 액화가스 운반선의 저장탱크 내에서의 증발가스를 억제하기 위해, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 소각해 버리는 방법, 증발가스를 저장탱크의 외부로 배출시켜 재액화 장치를 통해 재액화시킨 후 다시 저장탱크로 복귀시키는 방법, 선박의 추진기관에서 사용되는 연료로서 증발가스를 사용하는 방법, 저장탱크의 내부압력을 높게 유지함으로써 증발가스의 발생을 억제하는 방법 등이 단독으로 혹은 복합적으로 사용되고 있었다.Conventionally, in order to suppress evaporated gas in a storage tank of a liquefied gas carrier, a method of discharging the evaporated gas to the outside of the storage tank for incineration, and discharging the evaporated gas to the outside of the storage tank to reliquefy through a reliquefaction apparatus. And the method of returning to the storage tank again, using the boil-off gas as fuel used in the ship's propulsion engine, and suppressing the generation of the boil-off gas by maintaining the internal pressure of the storage tank alone or in combination. It was used.

도 1에는 액화 장치가 탑재된 해상 구조물에서의 BOG 처리장치 및 방법을 설명하기 위한 개념도가 도시되어 있다.1 is a conceptual diagram illustrating a BOG treatment apparatus and method in an offshore structure equipped with a liquefaction apparatus.

도 1에 도시된 바와 같이, 종래의 BOG 처리장치는, LNG 등의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크(1)에서 발생한 BOG 중 일부를 액화 장치용 가스터빈(4)에 공급할 수 있도록 압축시키는 BOG(Boil Off Gas) 압축기(3)와, 이 BOG 중 또 다른 일부를 발전 장치용 가스터빈(6)에 공급할 수 있도록 압축시키는 FG(Fuel Gas) 압축기(5)를 포함한다.As shown in FIG. 1, a conventional BOG treatment apparatus compresses a portion of BOG generated in a storage tank 1 capable of storing liquefied gas such as LNG to be supplied to a gas turbine 4 for liquefaction apparatus. (Boil Off Gas) Compressor 3 and FG (Fuel Gas) compressor 5 which compresses another part of this BOG so that it can be supplied to gas turbine 6 for power generation apparatuses.

또한, 종래의 BOG 처리장치는, LNG FPSO 등의 해상 구조물 내에 설치된 저장탱크(1)로부터 셔틀 LNG 운반선 내에 설치된 저장탱크(2)에 LNG를 하역할 때 발생하는 BOG를 액화 장치나 플레어(flare) 등의 처리시설에 공급할 수 있도록 압축시키는 베이퍼(vapor) 압축기(7)를 더 포함한다.Moreover, the conventional BOG processing apparatus liquefyes or flares BOG which arises when unloading LNG from the storage tank 1 installed in offshore structures, such as LNG FPSO, to the storage tank 2 installed in the shuttle LNG carrier. It further includes a vapor compressor (7) for compressing to be supplied to a treatment facility, such as.

액화 장치용 가스터빈(4)과 발전 장치용 가스터빈(6)에서 필요로 하는 BOG의 양이 저장탱크에서 자연적으로 발생하는 BOG의 양보다 많은 경우에는, 부족한 양만큼의 천연가스를 액화 장치(9)의 입구부에서 공급받을 수 있다.When the amount of BOG required by the gas turbine 4 for liquefaction apparatus and the gas turbine 6 for power generation apparatus is larger than the amount of BOG naturally occurring in the storage tank, the insufficient amount of natural gas is liquefied. It can be supplied from the inlet of 9).

한편, 도면에 도시하지는 않았지만, LNG FPSO 등의 해상 구조물에는, 가스정 등으로부터 추출된 원료 천연가스로부터 수분, 이산화탄소, 황화합물 등을 제거하기 위한 장치, 천연가스의 발열량을 조절하기 위해 발열량이 높은 중탄화수소 성분을 적어도 부분적으로 분류하기 위한 NGL(Natural Gas Liquids) 분류 장치 등의 설비가 설치될 수 있다. NGL 분류 장치는 추출하고자 하는 가스의 성분에 따라 Demethanizer, Debutanizer, stabilizer 등의 칼럼(column)으로 구성될 수 있으며, NGL 분류 장치에서 사용되는 칼럼(특히 Demethanizer)은 효율적인 분류작업을 위해 통상 20 내지 30 bar g의 설계 압력으로 운용될 수 있다.On the other hand, although not shown in the drawings, offshore structures such as LNG FPSO are devices for removing moisture, carbon dioxide, sulfur compounds, etc. from raw natural gas extracted from gas wells, and heavy hydrocarbons with high calorific value to control the calorific value of natural gas. A facility, such as a Natural Gas Liquids (NGL) sorting device, for at least partially sorting the components may be installed. The NGL sorting device can be composed of columns such as demethanizer, debutanizer, stabilizer, etc. according to the component of the gas to be extracted, and the column (especially demethanizer) used in the NGL sorting device is usually 20 to 30 for efficient sorting. It can be operated at a design pressure of bar g.

이와 같이 종래기술에 따르면, BOG 압축기(3), FG 압축기(5) 및 베이퍼 압축기(7)는 각각 한 쌍의 압축기로 이루어지며, 처리할 BOG의 양에 따라 한 쌍의 압축기 중 한 대만을 교대로 운용하거나 필요시 2대 모두를 운용하고 있다.As described above, according to the related art, the BOG compressor 3, the FG compressor 5 and the vapor compressor 7 each consist of a pair of compressors, and alternate one Taiwan of a pair of compressors according to the amount of BOG to be processed. It is operated either as a vehicle or as needed.

압축기는 최초 설치시에 많은 비용이 소요될 뿐만 아니라 운용시에도 많은 운용비가 소요되는 장치이므로, 압축기의 설치 대수를 감소시킴으로써 비용을 절감할 수 있는 방법에 대한 연구가 지속적으로 이루어질 필요가 있다.Since the compressor is not only expensive in the initial installation but also expensive in operation, it is necessary to continuously study how to reduce the cost by reducing the number of compressors installed.

이러한 종래의 문제점들을 해결하기 위한 본 발명은, 해상 구조물에서 발생되는 증발가스를 최소한의 압축기에 의해 압축시켜 처리함으로써 비용을 최소화할 수 있는 증발가스 처리장치 및 방법을 제공하고자 하는 것이다.The present invention for solving the above problems, to provide a boil-off gas treatment apparatus and method that can minimize the cost by compressing and treating the boil-off gas generated in the offshore structure with a minimum of compressors.

상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 증발가스 처리장치로서, 상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스를 액화 장치용 가스터빈에 공급하는 제1 공급 라인과; 상기 제1 공급 라인에 설치되어 증발가스를 압축시키는 BOG 압축기와; 상기 BOG 압축기에서 압축된 가스를 발전 장치용 가스터빈으로 공급하는 제2 공급 라인과; 상기 BOG 압축기의 하류측에서 상기 제1 공급 라인으로부터 분기되어, 카고 탱크 내의 증발가스 또는 NGL 칼럼에서 나오는 증발가스를 발전 장치용 가스터빈에 공급하는 제3 공급 라인; 을 포함하는 증발가스 처리장치가 제공된다.According to an aspect of the present invention for achieving the above object, the boil-off gas treatment apparatus for treating the boil-off gas generated in the offshore structure, the agent for supplying boil-off gas generated in the offshore structure to the gas turbine for liquefaction apparatus 1 supply line; A BOG compressor installed in the first supply line to compress the boil-off gas; A second supply line for supplying the gas compressed in the BOG compressor to a gas turbine for a power generator; A third supply line branched from the first supply line on the downstream side of the BOG compressor to supply the boil-off gas in the cargo tank or the boil-off gas from the NGL column to a gas turbine for a power generation apparatus; There is provided an evaporative gas treatment apparatus comprising a.

상기 증발가스 압축기(3)의 용량은 액화 장치용 가스 터빈에서 필요로 하는 증발가스 양과 발전 장치용 가스 터빈에서 필요로 하는 증발가스의 양을 모두 처리할 수 있는 용량임이 바람직하다.The capacity of the boil-off compressor 3 is preferably a capacity capable of processing both the amount of boil-off gas required by the liquefied gas turbine and the amount of boil-off gas required by the gas turbine for power generation equipment.

만약 액화 장치용 가스 터빈이 작동할 필요가 없고 발전 장치용 가스 터빈만 작동하는 경우에는 FG 압축기(5)를 사용하여 증발가스를 공급할 수 있다.If the gas turbine for the liquefaction apparatus does not need to be operated and only the gas turbine for the power generator is operated, the FG compressor 5 can be used to supply the boil-off gas.

상기 액화 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 연료가스 압력이 상기 발전 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 연료가스 압력보다 높은 경우, 상기 제2 공급라인에는 이송되는 증발가스의 압력을 감소시킬 수 있는 압력 감소 밸브가 설치되는 것이 바람직하다.When the fuel gas pressure required by the gas turbine for the liquefaction apparatus is higher than the fuel gas pressure required by the gas turbine for the power generation apparatus, a pressure decrease may reduce the pressure of the boil-off gas to be delivered to the second supply line. Preferably, a valve is installed.

상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스에는, 자연 증발가스(액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크에서 자연적으로 발생한 BOG + 액화 장치 및 NGL 칼럼에서 발생하는 플래시 가스)와 상기 해상 구조물 내에 설치된 저장탱크로부터 셔틀 LNG 운반선 내에 설치된 저장탱크에 LNG를 하역할 때 발생하는 Returned 증발가스가 포함되는 것이 바람직하다.The boil-off gas generated in the offshore structure includes a natural boil-off gas (BOG + liquefaction device naturally generated in a storage tank capable of storing liquefied gas and a flash gas generated in an NGL column) and a storage tank installed in the offshore structure. The storage tank installed in the LNG carrier is preferably included in the returned boil-off gas generated when unloading the LNG.

상기 증발가스는, 상기 증발가스 압축기에서 압축되어 액화 장치용 가스 터빈으로 공급하고 일부는 발전 장치용 가스 터빈으로 공급되는 것이 바람직하다.The boil-off gas is preferably compressed by the boil-off gas compressor and supplied to the gas turbine for the liquefaction device, and partly supplied to the gas turbine for the power generation device.

하역시 되돌아오는 증발가스를 포함하지 않는 자연 증발가스의 양은 액화 장치용 가스 터빈과 발전 장치용 가스 터빈에서 동시에 필요로 하는 가스의 양보다 적으므로, 하역시 되돌아오는 증발가스를 (액화하거나 Flare에서 태우는 등) 별도로 처리하지 않고 카고 탱크의 내부 압력을 증가시켜 보관함으로써 가스 터빈에서 필요로 하는 가스의 양만큼 공급해 줄 수 있게 된다. 일정 시간 후, 카고 탱크 내부의 압력이 떨어지고 상기 액화 장치용 가스터빈과 상기 발전 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 증발가스의 양이 상기 해상 구조물에서 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에는, 상기 해상 구조물에 설치되는 NGL 칼럼으로부터 부족한 양만큼의 천연가스를 공급받을 수 있는 것이 바람직하다.Since the amount of natural boil-off gas which does not include returning boil-off gas at the time of unloading is less than the amount of gas simultaneously required by the liquefier gas turbine and the gas turbine for power generation equipment, It is possible to supply the amount of gas required by the gas turbine by increasing the internal pressure of the cargo tank without storing it separately. After a certain time, when the pressure inside the cargo tank drops and the amount of boil-off gas required by the liquefier gas turbine and the power plant gas turbine is greater than the amount of boil-off gas naturally occurring in the offshore structure, It is desirable to be able to receive a sufficient amount of natural gas from the NGL column installed in the offshore structure.

부족한 양만큼의 천연가스는 상기 NGL 칼럼에 포함된 디메타나이저로부터 공급받으며, 상기 디메타나이저의 설계 압력은 상기 액화 장치용 가스터빈에서 요구하는 압력과 같거나 큰 것이 바람직하다.Insufficient amount of natural gas is supplied from the demetrizer included in the NGL column, and the design pressure of the demetrizer is preferably equal to or greater than the pressure required by the gas turbine for the liquefaction device.

상기 해상 구조물은 LNG FPSO인 것이 바람직하다.The offshore structure is preferably LNG FPSO.

본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 증발가스 처리장치로서,증발가스를 연료로서 사용하는 복수의 에너지 발생장치와; 상기 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 복수의 상기 에너지 발생장치에서 요구하는 압력으로 압축시키는 압축기와; 하역시 되돌아오는 증발가스를 별도로 처리하지 않고 내부 압력을 증가시킴으로써 모두 보관할 수 있는 카고 탱크와; 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 복수의 상기 에너지 발생장치까지 공급하기 위하여 상기 압축기로부터 분기하는 복수의 공급 라인; 을 포함하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치가 제공된다.According to still another aspect of the present invention, there is provided an apparatus for treating an evaporated gas generated in an offshore structure, comprising: a plurality of energy generating devices using evaporated gas as a fuel; A compressor for compressing the boil-off gas generated in the offshore structure to a pressure required by the plurality of energy generating devices; A cargo tank which can be stored by increasing the internal pressure without separately treating the boil-off gas returned during unloading; A plurality of supply lines branching from the compressor for supplying the boil-off gas compressed in the compressor to the plurality of energy generating devices; There is provided an evaporative gas treatment apparatus comprising a.

복수의 상기 에너지 발생장치 중 각각의 에너지 발생장치에서 요구하는 압력이 서로 상이한 경우, 상기 압축기는 각각의 상기 에너지 발생장치에서 요구하는 압력 중 가장 높은 압력으로 증발가스를 압축하는 것이 바람직하다.When the pressures required by the respective energy generators among the plurality of energy generators are different from each other, it is preferable that the compressor compresses the boil-off gas to the highest pressure among the pressures required by the respective energy generators.

본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 증발가스 처리방법으로서, 상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스를 BOG 압축기에 집중시켜 압축시킨 후, 압축된 증발가스를 연료로서 사용하는 복수의 가스터빈에 분기시켜 공급하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리방법이 제공된다.According to another aspect of the present invention, the boil-off gas treatment method for treating the boil-off gas generated in the offshore structure, by compressing the boil-off gas generated in the off-shore structure concentrated on the BOG compressor, and compressed There is provided an evaporative gas treatment method characterized by branching and supplying a plurality of gas turbines used as fuels.

상술한 바와 같은 본 발명에 의하면, 해상 구조물에서 발생되는 증발가스를 최소한의 압축기에 의해 압축시켜 처리함으로써 비용을 최소화할 수 있는 증발가스 처리장치 및 방법이 제공될 수 있다.According to the present invention as described above, there can be provided a boil-off gas treatment apparatus and method that can minimize the cost by compressing and treating the boil-off gas generated in the offshore structure with a minimum of compressors.

본 발명의 증발가스 처리장치에 의하면, 종래의 증발가스 처리장치에서는 필수적으로 설치되던 한 쌍의 베이퍼 압축기를 모두 삭제할 수 있는 동시에 한 쌍의 FG 압축기 중 한 대를 삭제할 수 있어, 초기 설치비용과 운용비용을 절감할 수 있게 된다.According to the boil-off gas treatment apparatus of the present invention, in the conventional boil-off gas treatment apparatus, one pair of vapor compressors, which are essentially installed, can be deleted, and one of the pair of FG compressors can be deleted. The cost can be reduced.

도 1은 종래의 증발가스 처리방법을 설명하기 위한 도면,
도 2는 본 발명의 바람직한 실시형태에 따른 증발가스 처리장치의 개념도이다.1 is a view for explaining a conventional boil-off gas treatment method,
2 is a conceptual diagram of a boil-off gas treating apparatus according to a preferred embodiment of the present invention.

이하, 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시형태에 따른 BOG 처리장치 및 방법을 상세히 설명한다.EMBODIMENT OF THE INVENTION Hereinafter, with reference to drawings, the BOG processing apparatus and method which concern on preferred embodiment of this invention are demonstrated in detail.

본 명세서에서 해상 구조물이란, LNG와 같이 극저온 상태로 적재되는 액체 화물을 저장하는 저장탱크를 가지면서 해상에서 부유된 채 사용되는 구조물과 선박을 모두 포함하는 개념으로, 예를 들어 LNG FPSO(Floating, Production, Storage and Offloading)나 LNG FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 해상 구조물뿐만 아니라 LNG RV(LNG Regasification Vessel)와 같은 선박을 모두 포함하는 것이다.In the present specification, a marine structure is a concept including both a structure and a vessel used while floating in the sea while having a storage tank for storing a liquid cargo loaded at a cryogenic state, such as LNG, for example, LNG FPSO (Floating, This includes both offshore structures such as production, storage and offloading and LNG floating storage and regasification units, as well as vessels such as LNG regasification vessels.

도 2에는 본 발명의 바람직한 실시형태에 따른 증발가스 처리장치의 개념도가 도시되어 있다.Figure 2 is a conceptual diagram of the boil-off gas treatment apparatus according to a preferred embodiment of the present invention.

도 2에 도시된 바와 같이, 본 발명의 BOG 처리장치는, 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스를 제1 공급 라인(L1)을 통하여 액화 장치용 가스터빈(4)에 공급할 수 있도록 압축시키는 BOG(Boil Off Gas) 압축기(3)와, 이 BOG 압축기(3)에서 압축된 가스를 발전 장치용 가스터빈으로 공급하는 제2 공급 라인(L2)과, 이 BOG 압축기(3)의 하류측에서 제1 공급 라인(L1)으로부터 분기되어 카고 탱크 내의 증발가스 또는 NGL 칼럼에서 나오는 증발가스를 발전 장치용 가스터빈(6)에 공급하는 제3 공급 라인(L3)을 포함한다.As shown in FIG. 2, the BOG treatment apparatus of the present invention includes a BOG for compressing the boil-off gas generated in the offshore structure to be supplied to the gas turbine 4 for the liquefaction apparatus through the first supply line L1 ( Boil Off Gas compressor 3, a second supply line L2 for supplying the gas compressed by the BOG compressor 3 to the gas turbine for the power generation device, and a first downstream of the BOG compressor 3 And a third supply line L3 branched from the supply line L1 to supply the boil-off gas in the cargo tank or the boil-off gas from the NGL column to the power turbine gas turbine 6.

해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스에는, 자연 증발가스(LNG 등의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크(1)에서 발생한 BOG + 액화 장치(9) 및 NGL 칼럼(10) 등에서 발생하는 플래시 가스(flash gas))와 LNG FPSO 등의 해상 구조물 내에 설치된 저장탱크(1)로부터 셔틀 LNG 운반선 내에 설치된 저장탱크(2)에 LNG를 하역할 때 발생하는 returned 증발가스가 포함될 수 있다.In the boil-off gas generated in the offshore structure, the flash gas generated in the BOG + liquefaction apparatus 9 and the NGL column 10 generated in the storage tank 1 capable of storing natural boil-off gas (liquefied gas such as LNG) gas)) and returned evaporation gas generated when unloading LNG from the storage tank (1) installed in the offshore structure, such as LNG FPSO, to the storage tank (2) installed in the shuttle LNG carrier.

본 발명에 따르면, 이들 증발가스는 모두 BOG 압축기(3)에 공급되며, 이 BOG 압축기(3)에서 압축된 후 액화 장치용 가스터빈(4)과 발전 장치용 가스터빈(6)에 공급된다.According to the present invention, all of these boil-off gases are supplied to the BOG compressor 3, and after being compressed in the BOG compressor 3, are supplied to the gas turbine 4 for the liquefaction apparatus and the gas turbine 6 for the power generation apparatus.

통상 액화 장치용 가스터빈(4)에서 필요로 하는 연료가스 압력은 발전 장치용 가스터빈(6)에서 필요로 하는 연료가스 압력보다 높으므로, 제1 공급 라인(L1)에서 분기하여 발전 장치용 가스터빈(6)에 연료가스, 즉, 압축된 BOG를 공급하는 제2 공급라인(L2)에는 압력 감소 밸브(PRV; Pressure Reducing Valve)(13)가 설치되는 것이 바람직하다.Since the fuel gas pressure normally required by the gas turbine 4 for liquefaction apparatus is higher than the fuel gas pressure required by the gas turbine 6 for power generation apparatus, it diverges from the 1st supply line L1, and is a gas for power generation apparatus. A pressure reducing valve (PRV) 13 is preferably installed in the second supply line L2 for supplying fuel gas, ie, compressed BOG, to the turbine 6.

상기 증발가스 압축기(3)의 용량은 액화 장치용 가스 터빈에서 필요로 하는 증발가스 양과 발전 장치용 가스 터빈에서 필요로 하는 증발가스의 양을 모두 처리할 수 있는 용량이므로 평상시에는 FG 압축기(5)는 운전하지 않을 수 있다.Since the capacity of the boil-off gas compressor 3 is capable of processing both the amount of boil-off gas required by the liquefied gas turbine and the amount of boil-off gas required by the gas turbine for power generation equipment, the FG compressor 5 is normally used. May not drive.

만약 액화 장치용 가스 터빈이 작동할 필요가 없고 발전 장치용 가스 터빈만 작동하는 경우에는 FG 압축기(5)를 사용하여 증발가스를 공급할 수 있다.If the gas turbine for the liquefaction apparatus does not need to be operated and only the gas turbine for the power generator is operated, the FG compressor 5 can be used to supply the boil-off gas.

상기 증발가스는, 상기 증발가스 압축기(3)에서 압축되어 액화 장치용 가스 터빈으로 공급하고 일부는 발전 장치용 가스 터빈으로 공급되는 것이 바람직하다.It is preferable that the said boil-off gas is compressed by the said boil-off gas compressor 3, and is supplied to the gas turbine for liquefaction apparatus, and a part is supplied to the gas turbine for power generation apparatus.

하역시 되돌아오는 증발가스를 포함하지 않는 자연 증발가스의 양은 액화 장치용 가스 터빈과 발전 장치용 가스 터빈에서 동시에 필요로 하는 가스의 양보다 작으므로, 하역시 되돌아오는 증발가스를 (액화하거나 Flare에서 태우는 등) 별도로 처리하지 않고 카고 탱크의 내부 압력을 증가시켜 보관함으로써 가스 터빈에서 필요로 하는 가스의 양만큼 공급해 줄 수 있게 된다. 일정 시간 후, 카고 탱크 내부의 압력이 떨어지고 상기 액화 장치용 가스터빈과 상기 발전 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 증발가스의 양이 상기 해상 구조물에서 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에는, 상기 해상 구조물에 설치되는 NGL 칼럼으로부터 부족한 양만큼의 천연가스를 공급받을 수 있는 것이 바람직하다.Since the amount of natural boil-off gas which does not contain the boil-off gas returned at the time of unloading is smaller than the amount of gas simultaneously required by the liquefier gas turbine and the gas turbine for the power generation device, It is possible to supply the amount of gas required by the gas turbine by increasing the internal pressure of the cargo tank without storing it separately. After a certain time, when the pressure inside the cargo tank drops and the amount of boil-off gas required by the liquefier gas turbine and the power plant gas turbine is greater than the amount of boil-off gas naturally occurring in the offshore structure, It is desirable to be able to receive a sufficient amount of natural gas from the NGL column installed in the offshore structure.

상술한 BOG 압축기(3)는 한 쌍의 압축기로 이루어지며, 평상시에는 1대를 운용하고, 1대가 고장나거나 기타 필요한 경우 나머지 1대를 운용하고 있다.The above-described BOG compressor (3) is composed of a pair of compressors, usually operating one unit, and if one is broken or other necessary one is operated.

본 발명에 따르면 상술한 바와 같이 평상시에는 FG 압축기(5)를 운전하지 않으므로, 종래와는 달리 FG 압축기(5)는 한 대만이 설치될 수 있다. 또한, LNG의 하역시 발생하는 증발가스를 BOG 압축기(3)에서 처리할 수 있으므로, 종래 하역시 발생하는 증발가스를 처리하기 위하여 설치되던 베이퍼 압축기가 본 발명에서는 불필요하게 된다.According to the present invention, as described above, since the FG compressor 5 is not normally operated, only one Taiwan may be installed in the FG compressor 5 unlike the conventional art. In addition, since the BOG compressor 3 can process the boil-off gas generated at the time of unloading LNG, a vapor compressor, which is conventionally installed for treating the boil-off gas generated at the time of unloading, is unnecessary in the present invention.

이와 같이 본 발명의 증발가스 처리장치에 의하면, 종래의 증발가스 처리장치에서는 필수적으로 설치되던 한 쌍의 베이퍼 압축기를 모두 삭제할 수 있는 동시에 한 쌍의 FG 압축기 중 한 대를 삭제할 수 있어, 초기 설치비용과 운용비용을 절감할 수 있게 된다.Thus, according to the boil-off gas treatment apparatus of the present invention, it is possible to delete all of a pair of vapor compressors, which are essentially installed in the conventional boil-off gas treatment apparatus, and at the same time, one of the pair of FG compressors can be deleted. And operating costs can be reduced.

한편, 도면에 도시하지는 않았지만, 본 발명의 BOG 처리장치가 설치되는 LNG FPSO 등의 해상 구조물에는, 가스정 등으로부터 추출된 원료 천연가스로부터 수분, 이산화탄소, 황화합물 등을 제거하기 위한 장치, 천연가스의 발열량을 조절하기 위해 발열량이 높은 중탄화수소 성분을 적어도 부분적으로 분류하기 위한 NGL(Natural Gas Liquid) 분류 장치 등의 설비가 설치될 수 있다. NGL 분류 장치는 추출하고자 하는 가스의 성분에 따라 Demethanizer, Debutanizer, stabilizer 등의 칼럼(column)으로 구성될 수 있다. 다만, 본 발명에 따르면, NGL 분류 장치에서 사용되는 칼럼(특히 Demethanizer)은, 대략 20 내지 30 bar g의 설계 압력으로 운용되던 종래와는 달리, 액화 장치용 가스터빈(4)에서 필요로 하는 압력과 동일하거나 다소 높은 설계 압력으로 운용되는 것이 바람직하다.On the other hand, although not shown in the drawings, an offshore structure, such as LNG FPSO, in which the BOG treatment apparatus of the present invention is installed, is an apparatus for removing water, carbon dioxide, sulfur compounds, etc. from raw natural gas extracted from a gas well, and calorific value of natural gas. In order to control the pressure, a facility such as a natural gas liquid (NGL) classification device for classifying at least partly a heavy hydrocarbon component having a high calorific value may be installed. The NGL sorting apparatus may be configured with a column such as a demethanizer, a debutanizer, a stabilizer, and the like depending on a component of a gas to be extracted. However, according to the present invention, the column (particularly the demethanizer) used in the NGL sorting device is different from the pressure required in the gas turbine 4 for the liquefaction device, unlike the conventional one which was operated at a design pressure of approximately 20 to 30 bar g. It is desirable to operate at design pressures equal to or slightly higher than.

이상과 같이 본 발명을, 예시된 도면을 참조하여 설명하였으나, 본 발명은 이상에서 설명된 실시예와 도면에 의해 한정되지 않으며, 특허청구범위 내에서 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자들에 의해 다양한 수정 및 변형이 이루어질 수 있음은 물론이다.As described above, the present invention has been described with reference to the illustrated drawings, but the present invention is not limited to the above-described embodiments and drawings, and has a general knowledge in the technical field to which the present invention belongs within the claims. Of course, various modifications and variations can be made by them.

1 : 해상 구조물의 저장탱크, 2 : 셔틀 LNG선의 저장탱크, 3 : BOG 압축기, 4 : 액화 장치용 가스터빈, 5 : FG 압축기, 6 : 발전 장치용 가스터빈, 9 : 액화 장치, 10 : NGL 칼럼, 11 : 디메타나이저, 13 : 압력 감소 밸브, L1 : 제1 공급 라인, L2 : 제2 공급 라인, L3 : 제3 공급 라인1: storage tank of offshore structure, 2: storage tank of shuttle LNG carrier, 3: BOG compressor, 4: gas turbine for liquefaction unit, 5: FG compressor, 6: gas turbine for power generation unit, 9: liquefaction unit, 10: NGL Column, 11: demeterizer, 13: pressure reducing valve, L1: first supply line, L2: second supply line, L3: third supply line

Claims (11)

해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 증발가스 처리장치로서,
상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스를 액화 장치용 가스터빈에 공급하는 제1 공급 라인과;
상기 제1 공급 라인에 설치되어 증발가스를 압축시키는 압축기와;
상기 압축기의 하류측에서 상기 제1 공급 라인으로부터 분기되어, 상기 BOG 압축기에서 압축된 BOG를 가스터빈에 공급하는 제2 공급 라인;
을 포함하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.Evaporation gas treatment apparatus for treating the boil-off gas generated in the offshore structure,
A first supply line for supplying boil-off gas generated in the offshore structure to a gas turbine for liquefaction apparatus;
A compressor installed in the first supply line to compress the boil-off gas;
A second supply line branched from the first supply line on a downstream side of the compressor to supply BOG compressed in the BOG compressor to a gas turbine;
Evaporating gas treatment apparatus comprising a. 청구항 1에 있어서,
화물 하역시 셔틀 탱크에서 되돌아오는 가스를 별도의 고압 압축기를 사용하여 처리하지 않고 카고 탱크 내부에 보관할 수 있도록 설계된 카고 탱크를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.The method according to claim 1,
Evaporating gas treatment device further comprises a cargo tank designed to store the gas returned from the shuttle tank during cargo loading inside the cargo tank without processing using a separate high pressure compressor. 청구항 1에 있어서,
상기 액화 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 연료가스 압력이 상기 발전 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 연료가스 압력보다 높은 경우, 상기 제2 공급라인에는 이송되는 증발가스의 압력을 감소시킬 수 있는 압력 감소 밸브가 설치되는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.The method according to claim 1,
When the fuel gas pressure required by the gas turbine for the liquefaction apparatus is higher than the fuel gas pressure required by the gas turbine for the power generation apparatus, a pressure decrease may reduce the pressure of the boil-off gas to be delivered to the second supply line. Evaporating gas treatment apparatus, characterized in that the valve is installed. 청구항 1에 있어서,
상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스에는, 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크에서 자연적으로 발생한 BOG와, 압력 변경시 발생하는 플래시 가스와, 액화 장치 및 NGL 칼럼에서 발생하는 가스와, 상기 해상 구조물 내에 설치된 화물 저장탱크로부터 LNG 운반선 내에 설치된 저장탱크에 LNG를 하역할 때 발생하는 가스가 포함되는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.The method according to claim 1,
The boil-off gas generated in the offshore structure includes BOG naturally occurring in a storage tank capable of storing liquefied gas, flash gas generated when pressure changes, gas generated in a liquefaction apparatus and an NGL column, and in the offshore structure. Evaporation gas treatment apparatus comprising a gas generated when unloading LNG from the installed cargo storage tank to the storage tank installed in the LNG carrier. 청구항 1에 있어서,
상기 증발가스 중 일부는, 상기 제1 공급 라인에서 분기되는 제3 공급 라인을 통하여 우회되어 FG 압축기에서 압축된 후 상기 발전 장치용 가스터빈에 공급될 수 있는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.The method according to claim 1,
And a portion of the boil-off gas may be bypassed through a third feed line branched from the first feed line, compressed in an FG compressor, and then supplied to the gas turbine for the power generator. 청구항 1에 있어서,
상기 액화 장치용 가스터빈과 상기 발전 장치용 가스터빈에서 필요로 하는 증발가스의 양이 상기 해상 구조물에서 자연적으로 발생하는 증발가스의 양보다 많은 경우에는, 상기 해상 구조물에 설치되는 NGL 칼럼으로부터 부족한 양만큼의 천연가스를 공급받을 수 있는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.The method according to claim 1,
If the amount of boil-off gas required by the gas turbine for the liquefaction device and the gas turbine for the power generation device is larger than the amount of boil-off gas naturally occurring in the offshore structure, the amount insufficient from the NGL column installed in the offshore structure. Evaporative gas treatment apparatus, characterized in that as much natural gas can be supplied. 청구항 6에 있어서,
부족한 양만큼의 천연가스는 상기 NGL 칼럼에 포함된 디메타나이저로부터 공급받으며, 상기 디메타나이저의 설계 압력은 상기 액화 장치용 가스터빈에서 요구하는 압력과 같거나 큰 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.The method of claim 6,
The insufficient amount of natural gas is supplied from the demetrizer included in the NGL column, and the design pressure of the demetrizer is equal to or greater than the pressure required by the gas turbine for the liquefaction device. . 청구항 1에 있어서,
상기 해상 구조물은 LNG FPSO인 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.The method according to claim 1,
The offshore structure is boil-off gas treatment apparatus, characterized in that the LNG FPSO. 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 증발가스 처리장치로서,
증발가스를 연료로서 사용하는 복수의 에너지 발생장치와;
상기 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 복수의 상기 에너지 발생장치에서 요구하는 압력으로 압축시키는 압축기와;
상기 압축기에서 압축된 증발가스를 복수의 상기 에너지 발생장치까지 공급하기 위하여 상기 압축기로부터 분기하는 복수의 공급 라인; 을 포함하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.Evaporation gas treatment apparatus for treating the boil-off gas generated in the offshore structure,
A plurality of energy generating devices using evaporated gas as fuel;
A compressor for compressing the boil-off gas generated in the offshore structure to a pressure required by the plurality of energy generating devices;
A plurality of supply lines branching from the compressor for supplying the boil-off gas compressed in the compressor to the plurality of energy generating devices; Evaporating gas treatment apparatus comprising a. 청구항 9에 있어서,
복수의 상기 에너지 발생장치 중 각각의 에너지 발생장치에서 요구하는 압력이 서로 상이한 경우, 상기 압축기는 각각의 상기 에너지 발생장치에서 요구하는 압력 중 가장 높은 압력으로 증발가스를 압축하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리장치.The method according to claim 9,
When the pressures required by the respective energy generators among the plurality of energy generators are different from each other, the compressor compresses the boil-off gas to the highest pressure among the pressures required by the respective energy generators. Processing unit. 해상 구조물에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 증발가스 처리방법으로서,
상기 해상 구조물 내에서 발생하는 증발가스를 BOG 압축기에 집중시켜 압축시킨 후, 압축된 증발가스를 연료로서 사용하는 복수의 가스터빈에 분기시켜 공급하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리방법.As a boil-off gas treatment method for treating boil-off gas generated in offshore structures,
And condensing the boil-off gas generated in the offshore structure in a BOG compressor and compressing the boil-off gas into a plurality of gas turbines using the compressed boil-off gas as fuel.
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KR101521570B1 (en) * 2014-12-05 2015-05-19 대우조선해양 주식회사 BOG Re-liquefaction Apparatus and Method for Vessel
KR20160134200A (en) 2015-05-15 2016-11-23 대우조선해양 주식회사 Indeck Tank for Offshore
CN108071936A (en) * 2017-11-17 2018-05-25 深圳市燃气集团股份有限公司 A kind of tank body pressure-retaining system and its pressurize method

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