KR20160020721A - Bog 재액화 장치 및 이를 이용한 bog 재액화 방법 - Google Patents

Abstract

본 발명은 FSRU에 적용되는 BOG 재액화 장치 및 BOG 재액화 방법에 관한 것으로서, 보다 상세하게는, BOG와 저장탱크로부터 배출되는 액화천연가스를 열교환시켜 BOG를 재액화시키는 것을 특징으로 하는 FSRU용 BOG 재액화 장치 및 BOG 재액화 방법에 관한 것이다.
본 발명에 따르면, FSRU에 설치된 재액화기를 이용하여 BOG와 액화천연가스를 열교환시켜 재액화시킴으로써, BOG를 재액화시키기 위한 추가 설비 없이도 BOG를 재액화시킬 수 있으므로 경제적이다.

Description

BOG 재액화 장치 및 이를 이용한 BOG 재액화 방법 {BOG Reliquefaction System and Method for Liquefying BOG Using the Same}

본 발명은 FSRU(Floating Storage and Reliquefaction Apparatus)에 적용될 수 있는 BOG(Boil Off Gas) 재액화 장치 및 BOG 재액화 방법에 관한 것이다.

근래, 천연가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있는 추세이다. 천연가스는, 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 또는, 액화된 액화천연가스의 상태로 LNG 캐리어(특히, LNG 수송선)에 저장된 채 원거리의 소비처로 운반된다. 액화천연가스는 천연가스를 극저온(대략 -163℃)으로 냉각하여 얻어지는 것으로 가스 상태의 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 줄어들므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.

LNG 수송선은, 액화천연가스를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 액화천연가스를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 액화천연가스의 극저온에 견딜 수 있는 LNG 저장탱크(흔히, '화물창'이라 함)를 포함한다. 통상, 이러한 LNG 수송선은 LNG 저장탱크 내의 액화천연가스를 액화된 상태 그대로 육상에 하역하며, 하역된 LNG는 육상에 설치된 LNG 재기화 설비에 의해 재기화된 후 천연가스의 소비처로 가스배관을 통해 운반된다.

이러한 육상의 LNG 재기화 설비는 천연가스 시장이 잘 형성되어 있어 안정적으로 천연가스의 수요가 있는 곳에 설치하는 경우에는 경제적으로 유리한 것으로 알려져 있다. 그러나, 천연가스의 수요가 계절적, 단기적 또는 주기적으로 있는 천연가스 소요처의 경우에는, 높은 설치비와 관리비로 인해, 육상에 LNG 재기화 설비를 설치하는 것이 경제적으로 매우 불리하다.

특히 자연재해 등에 의해 육상의 LNG 재기화 설비가 파괴될 경우, LNG 수송선이 소요처에 LNG를 싣고 도달한다 하더라도, 그 LNG를 재기화할 수 없다는 점에서 기존 LNG 수송선을 이용한 천연가스 운반은 한계성을 안고 있다.

이에 따라, LNG 수송선이나 해상 부유물에 LNG 재기화 설비를 마련하여 해상에서 액화천연가스를 재기화하고, 그 재기화를 통해 얻어진 천연가스를 육상으로 공급하는 해상 LNG 재기화 시스템이 개발되었다.

이와 같이 LNG 재기화 설비가 마련된 해상 구조물의 예로서는 LNG RV (Regasification Vessel)와 같은 선박이나 LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 구조물 등을 들 수 있다. 그 밖에도 LNG FPSO (Floating, Production, Storage and Off-loading)와 같은 해상 구조물에도 LNG 재기화 설비가 마련될 수 있다.

LNG RV는 자력 항해 및 부유가 가능한 LNG 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 부유식 해상 구조물이다. 그리고, LNG FPSO는 생산된 천연가스를 해상에서 직접 액화시켜 LNG 저장탱크 내에 저장하고, 필요시 이 LNG 저장탱크 내에 저장된 LNG를 LNG 수송선으로 옮겨싣기 위해 사용되는 부유식 해상 구조물이다.

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(Boil-Off Gas)가 발생한다.

이렇게 LNG 저장 탱크 내에서 지속적으로 증발가스가 발생하면, LNG 저장탱크의 압력이 상승하여 위험하게 된다.

종래에는 LNG 저장탱크의 압력을 안전한 상태로 유지하기 위해서 LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 LNG 운반선의 추진 연료로서 사용하곤 했었다. 즉, 종래의 저온 액체 상태로 LNG를 운반하는 LNG 운반선의 경우에는 운송중에 탱크 내의 LNG 온도를 -163℃ 내외에서 거의 상압 (ambient pressure)을 유지, 거의 동일한 온도와 동일한 압력으로 유지하는 것을 기본 개념으로 하고 있기 때문에 발생하는 BOG를 외부로 배출하여 처리하고 있었다.

그러나, LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 선박 구동용 스팀 터빈에서 연료로서 사용하는 경우에는 추진 효율이 낮은 문제점이 있었다.

또한, LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 압축하여 디젤 엔진의 연료로 사용하는 이중 연료 디젤 전기 추진 시스템(dual fuel diesel electric propulsion system)은, 스팀 터빈 추진 방식에 비해 효율은 높아지나 중속 엔진과 전기 추진 장치가 복잡하여 장비의 유지 보수에 많은 어려움이 있었다.

또한, 이러한 방식은 증발가스를 연료로 공급해야 하므로 액체압축에 비해 설치비 및 운전비가 큰 기체압축 방법이 적용될 수밖에 없었다. 그리고, 이렇게 증발가스를 추진용 연료로서 사용하는 방식은, 어떠한 경우에도 일반선박에 사용되는 2행정 저속 디젤 엔진의 효율에는 미치지 못한다.

한편, LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 재액화하여 다시 LNG 저장탱크로 복귀시키는 방식도 있었다. 그러나, 이렇게 증발가스를 재액화하는 방식은 LNG 운반선에 복잡한 시스템의 증발가스 재액화 장치를 설치해야 하는 문제점이 있었다.

그리고, 추진 장치에서 연료로 사용할 수 있거나 증발가스 재액화 장치에서 처리할 수 있는 양 이상의 증발 가스가 발생하는 경우에는, 잉여의 증발가스를 가스 연소기나 플레어 등에서 소각 또는 방출하여 처리해야 하므로, 잉여의 증발가스의 처리를 위한 가스 연소기나 플레어 등의 별도의 장비들이 추가되는 문제점이 있었다.

예컨대, 종래의 LNG 저장탱크의 압력을 거의 동일한 상태로 유지하는 것을 기본 개념으로 하는 LNG 운반선을 살펴보면, LNG를 선적한 후 초기(선적후 3~5일간)에는 LNG 저장탱크에 대한 극저온의 LNG에 의한 냉각이 충분하지 않은 상태이므로, 운항중의 BOG 발생량(NBOG, natural BOG)과 비교하여 상당히 많은 양의 초과BOG(Excessive BOG)가 발생하며, 이 초과 BOG는 선박 추진 시스템의 연료 소모량 이상이다.

따라서 선박 추진 시스템에 사용되는 양 이상의 초과 BOG는 가스 연소기 (GCU; Gas Combustion Unit)를 통하여 태워버리거나 플레어(Flare)를 통하여 방출해 버릴 수밖에 없었다. 또한, LNG 운반선이 운하를 통과할 경우에도 보일러나 엔진에서의 BOG 소비가 없거나(운하 대기 시), 적으므로(운하 통과 시) 엔진 요구 이상의 BOG는 버릴 수밖에 없었다. 또한, LNG 운반선이 적재 상태에서 입항 대기하거나 입항할 경우에도 BOG의 소모량이 없거나 적은 경우가 발생하며, 이때에도 잉여의 BOG를 그대로 버릴 수밖에 없었다.

이와 같이 버려지는 BOG의 양은 150,000㎥ 용량의 LNG 운반선에서 연간 1500 내지 2000톤에 달하며 금액으로 환산하면 6억원에 해당된다. 더 나아가 BOG를 태우거나 그대로 방출해 버리므로 환경오염의 문제도 발생한다.

한편, 상기와 같은 탱크, 즉 저압 탱크와는 달리, LNG 저장탱크에 단열벽을 형성하지 않고 LNG 저장탱크 내에서 증발가스를 200 바(게이지압) 내외의 고압으로 유지하여 LNG 저장탱크 내에 증발가스가 발생하는 것을 억제하는 기술이 개발된 바 있다.

그러나, 이렇게 LNG 저장탱크가 그 내부에 증발가스를 200 바 내외의 고압으로 수용할 수 있기 위해서는 LNG 저장탱크의 두께가 상당히 두꺼워야 하므로 제조비용이 증가할 뿐만 아니라 증발가스를 200 바 내외의 고압으로 유지하기 위한 고압 압축기 등의 별도의 장비들이 추가되는 문제점이 있었다.

이러한 기술과 달리 압력탱크라고 알려진 기술도 있는데 이러한 압력탱크도 휘발성이 높은 액체를 상온 초고압의 탱크에 보관하므로 BOG의 처리문제는 발생하지 않지만 탱크의 크기를 크게 할 수 없는 제한이 있고, 그 제조비용이 증가하는 문제점이 있었다.

이상에서와 같이, 종래에 LNG 운반선의 LNG 탱크(저압 탱크)는 극저온 상태의 액체를 상압 근처의 압력에서 운송중에 그 압력을 일정하게 유지하고 BOG 발생을 허용하는 방식으로서, BOG의 소모량이 크거나 별도의 재액화장치를 장착하여야 하는 문제점이 있었다. 또한, 상기의 극저온 상태의 액체를 대기압 수준의 저압에서 운송하는 저압 탱크와는 달리, 압력탱크와 같이 다소 고압의 압력에 견딜 수 있는 고압 탱크로 운송하는 방법은 BOG의 처리는 필요하지 않으나 탱크의 크기에 제한이 있고 제조비용이 많이 소요된다는 문제점이 있었다.

도 1에는 종래의 증발가스 처리방법을 설명하기 위한 도면이 도시되어 있다. 도 1에 도시된 바와 같이, 종래에는 LNG 저장탱크(10)에서 발생한 증발가스를 재기화 설비에 공급하거나 가스 연소기(17) 혹은 플레어(18)를 통해 소모하였다.

LNG 저장탱크(10)로부터 배출되는 증발가스를 재기화 설비에 공급하기 위해서는, 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 공급된 증발가스를 우선 제1 및 제2 압축기(11, 12)에 의해 압축한 후 재응축기(14)에서 LNG와 혼합시킴으로써 재응축(재액화)한다.

이와 같이 종래에는, 재응축기(14)를 통하여 증발가스를 재응축하기 위해서 증발가스를 대략 10 바 정도의 고압으로 압축해야 하므로, 증발가스의 압축에 많은 동력이 소모되는 등, 재응축기(14)의 설치 및 운용에 많은 비용이 소요된다는 문제가 있었다.

한편, LNG 공급라인(L2)을 통하여 LNG 펌프(13)에 의해 LNG 저장탱크(10)로부터 이송되어 온 LNG와 혼합되어 재응축된 증발가스는, LNG와 함께 고압 펌프(15)에 의해 기화기(16)로 공급되며, 기화기(16)에서 기화된 후 수요처에 공급된다.

이때, 기화기(16) 등의 재기화 설비에서 재기화 로드가 작은 경우에는, 제1 압축기(11)와 제2 압축기(12)의 사이에서 분기되는 증발가스 배출라인(L3)을 통해 잉여의 증발가스를 가스 연소기(17) 혹은 플레어(18)에 공급하여 모두 소모해 버렸다.

이와 같이 종래에는 재기화 설비에서 처리할 수 없는 잉여의 증발가스를 모두 연소시키거나 그대로 방출함으로써 에너지를 심각하게 낭비하였다는 문제가 있었으며, 증발가스의 연소나 방출로 인하여 환경이 오염되는 문제까지 있었다.

본 발명은 열교환 방식을 이용하는 BOG 재액화 장치를 제공하고자 한다.

본 발명은 또한, 열교환 방식을 이용하는 BOG 재액화 방법을 제공하고자 한다.

본 발명은 또한, 열교환 방식을 이용하는 BOG 재액화 장치를 포함하는 FSRU(Floating Storage and Regasification Uint)을 제공하고자 한다.

이에 본 발명은 바람직한 제1 구현예로서, FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)에 설치되는 BOG(Boil Off Gas) 재액화 장치로서, 액화천연가스(LNG)가 저장되는 저장탱크; 상기 저장탱크에서 발생되어 배출되는 BOG를 압축시키는 압축기; 및 상기 압축기에서 압축되어 배출되는 BOG와 상기 저장탱크로부터 공급되는 액화천연가스를 열교환시켜 상기 BOG를 재액화시키는 재액화기를 포함하는, FSRU용 BOG 재액화 장치를 제공한다.

상기 구현예에 의한 재액화기는 스파이럴 열교환기(Spiral Heat Exchanger)인 것일 수 있다.

상기 구현예에 의한 FSRU용 BOG 재액화 장치는 상기 재액화기에서 재액화된 BOG를 상기 저장탱크로 회수하기 위한 배관을 추가로 포함하는 것일 수 있다.

본 발명은 또한 바람직한 제2 구현예로서, FSRU에 사용되는 BOG 재액화 방법으로서, (S1) 액화천연가스(LNG)가 저장되는 저장탱크에서 발생되는 BOG를 압축기로 배출하는 단계; (S2) 상기 압축기에서 BOG를 압축시키는 단계; 및 (S3) 상기 저장탱크로부터 이송된 액화천연가스와 상기 압축기에서 압축된 BOG를 재액화기에서 열교환시켜, 상기 BOG를 재액화시키는 단계를 포함하는, FSRU용 BOG 재액화 방법을 제공한다.

상기 구현예에 의한 재액화기는 스파이럴 열교환기(Spiral Heat Exchanger)인 것일 수 있다.

상기 구현예에 의한 FSRU용 BOG 재액화 방법은 상기 (S3) 단계 후에, 재액화기에서 재액화된 BOG를 상기 저장탱크로 회수하는 것일 수 있다.

본 발명은 또한 바람직한 제3 구현예로서, FSRU에 설치되는 BOG 재액화 장치로서, 저장탱크로부터 이송되는 액화천연가스와 저장탱크에서 발생되어 배출된 BOG를 스파이럴 열교환기를 이용하여 열교환시켜 BOG를 재액화시키는 재액화기를 포함하는 FSRU용 BOG 재액화 장치를 제공한다.

본 발명에 따르면, 액화천연가스를 저장하는 저장탱크 내에서 발생되는 BOG를 액화천연가스와 열교환시켜 다시 저장탱크로 복귀시킴으로써 BOG를 처리하는데 소모되는 비용을 절감할 수 있다.

또한, FSRU에 설치된 재액화기를 이용하여 BOG와 액화천연가스를 열교환시켜 재액화시킴으로써 역시 BOG를 처리하는데 소모되는 비용을 절감할 수 있다.

도 1은 종래의 증발가스 처리방법을 설명하기 위한 모식도이다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 FSRU에서의 BOG 재액화 장치를 나타낸 모식도이다.
도 3은 본 발명의 일 실시예에 따른 FSRU에서의 BOG 재액화 방법에 대한 흐름도이다.

이하, 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 구성 및 작용을 도면을 참조하여 상세히 설명하면 다음과 같다. 또한 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.

도 2에는 본 발명의 일 실시예에 따른 FSRU에서의 BOG 재액화 장치를 나타낸 모식도가 도시되어 있다.

도 2를 참조하면, 본 발명의 일 실시예에 따른 BOG 재액화 장치는 FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)에 설치되는 BOG(Boil Off Gas) 재액화 장치로서, 액화천연가스(LNG)가 저장되는 저장탱크(10); 상기 저장탱크(10)에서 발생되어 배출되는 BOG를 압축시키는 압축기(20); 및 상기 압축기(20)에서 압축되어 배출되는 BOG와 상기 저장탱크로부터 공급되는 액화천연가스를 열교환시켜 상기 BOG를 재액화시키는 재액화기를 포함할 수 있으며, 상기 BOG 재액화 장치는 FSRU용 BOG 재액화 장치일 수 있다.

본 발명에 있어서, 저장탱크(10)는 LNG 수송선으로부터 공급된 액화천연가스를 육상의 수요처에 공급하기 전까지 저장할 수 있다.

BOG는 저장탱크(10) 내에 저장된 액화천연가스가 증발되어 발생된 증발가스로서, 본 발명에서 저장탱크(10)는 또한, 상기 BOG가 재액화된 후 회수될 때, 재액화된 BOG도 함께 저장할 수 있다.

본 발명에 있어서, 압축기(20)는 상기 저장탱크(10)에서 발생되어 배출되는 BOG를 압축시킬 수 있다.

본 발명에 있어서, 재액화기(30)는 상기 압축기(20)에서 압축되어 배출되는 BOG와 상기 저장탱크(10)로부터 공급되는 액화천연가스를 열교환시켜 상기 BOG를 재액화시키는 것일 수 있다.

한편, 상기 재액화기(30)는 열교환 효율을 향상시킬 수 있도록 스파이럴 열교환기(Spiral Heat Exchanger)(31)일 수 있다.

상술한 바와 같은 재액화기(30)에서 재액화된 BOG는 상기 재액화기(30)와 저장탱크(10) 사이에 마련된 배관(32)을 통해 저장탱크(10)로 회수될 수 있다.

도 3에는 본 발명의 일 실시예에 따른 FSRU에서의 BOG 재액화 장치 및 BOG 재액화 방법을 나타낸 모식도가 도시되어 있다.

도 3을 참조하면, 본 발명의 일 실시예에 따른 BOG 재액화 방법은 FSRU에 사용되는 BOG 재액화 방법으로서, (S1) 액화천연가스(LNG)가 저장되는 저장탱크에서 발생되는 BOG를 압축기로 배출하는 단계; (S2) 상기 압축기에서 BOG를 압축시키는 단계; 및 (S3) 상기 저장탱크로부터 이송된 액화천연가스와 상기 압축기에서 압축된 BOG를 재액화기에서 열교환시켜, 상기 BOG를 재액화시키는 단계를 포함할 수 있으며, 상기 BOG 재액화 방법을 FSRU용 BOG 재액화 방법일 수 있다.

본 발명에 있어서, (S1) 단계는 액화천연가스(LNG)가 저장되는 저장탱크에서 발생되는 BOG를 압축기로 배출하는 단계일 수 있다.

상기 저장탱크는 LNG 수송선으로부터 공급된 액화천연가스를 육상의 수요처에 공급하기 전까지 저장할 수 있다.

이때, 저장탱크 내에서 발생한 BOG에 의해 저장탱크 내부의 압력이 높아지면 저장탱크 내에서 압축기로 BOG를 배출할 수 있다.

본 발명에 있어서, (S2) 단계는 상기 압축기에서 BOG를 압축시키는 단계이다.

상기 압축기에서는 BOG를 압축시켜, 재액화기에서 BOG의 재액화 효율을 향상시킬 수 있도록 할 수 있다.

본 발명에 있어서, (S3) 단계는 상기 저장탱크로부터 이송된 액화천연가스와 상기 압축기에서 압축된 BOG를 재액화기에서 열교환시켜, 상기 BOG를 재액화시키는 단계이다.

한편, 상기 재액화기는 열교환 효율을 향상시킬 수 있도록 스파이럴 열교환기(Spiral Heat Exchanger)일 수 있다.

상술한 바와 같은 재액화기에서 재액화된 BOG는 상기 (S) 단계 후에 상기 재액화기와 저장탱크 사이에 마련된 배관을 통해 저장탱크로 회수될 수 있다.

본 발명은 또한 FSRU에 설치되는 BOG 재액화 장치로서, 저장탱크로부터 이송되는 액화천연가스와 저장탱크에서 발생되어 배출된 BOG를 스파이럴 열교환기를 이용하여 열교환시켜 BOG를 재액화시키는 재액화기를 포함하는 FSRU용 BOG 재액화 장치에 관한 것이다.

본 발명은 또한 FSRU에 사용되는 BOG 재액화 방법으로서, 저장탱크로부터 이송되는 액화천연가스와 저장탱크에서 발생되어 배출된 BOG를 스파이럴 열교환기를 이용하여 열교환시켜 BOG를 재액화시키는 것을 특징으로 하는 FSRU용 BOG 재액화 방법에 관한 것이다.

본 발명은 상기 BOG 재액화 장치를 포함하는 FSRU에 관한 것으로서, FSRU에 BOG와 액화천연가스를 열교환시켜 BOG를 재액화하되, 기존의 FSRU에 설치되어 있던 재액화기를 이용하여 BOG를 재액화시킴으로써, BOG를 재액화하기 위한 추가 장치를 설치하지 않아도 되는 이점이 있다.

이상과 같이 본 발명에 따른 부유식 저장장치의 구조를, 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.

1: FSRU
10: 저장탱크
20: 압축기
30: 재액화기
31: 스파이럴 열교환기
32: (재액화된 BOG를 회수하기 위한) 배관

Claims (7)

1. FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)에 설치되는 BOG(Boil Off Gas) 재액화 장치로서,
   액화천연가스(LNG)가 저장되는 저장탱크;
   상기 저장탱크에서 발생되어 배출되는 BOG를 압축시키는 압축기; 및
   상기 압축기에서 압축되어 배출되는 BOG와 상기 저장탱크로부터 공급되는 액화천연가스를 열교환시켜 상기 BOG를 재액화시키는 재액화기를 포함하는, FSRU용 BOG 재액화 장치.
2. 청구항 1에 있어서,
   상기 재액화기는 스파이럴 열교환기(Spiral Heat Exchanger)인 것을 특징으로 하는 FSRU용 BOG 재액화 장치.
3. 청구항 1에 있어서,
   상기 재액화기에서 재액화된 BOG를 상기 저장탱크로 회수하기 위한 배관을 추가로 포함하는 것을 특징으로 하는 FSRU용 BOG 재액화 장치.
4. FSRU에 사용되는 BOG 재액화 방법으로서,
   (S1) 액화천연가스(LNG)가 저장되는 저장탱크에서 발생되는 BOG를 압축기로 배출하는 단계;
   (S2) 상기 압축기에서 BOG를 압축시키는 단계; 및
   (S3) 상기 저장탱크로부터 이송된 액화천연가스와 상기 압축기에서 압축된 BOG를 재액화기에서 열교환시켜, 상기 BOG를 재액화시키는 단계를 포함하는, FSRU용 BOG 재액화 방법.
5. 청구항 4에 있어서,
   상기 재액화기는 스파이럴 열교환기(Spiral Heat Exchanger)인 것을 특징으로 하는 FSRU용 BOG 재액화 방법.
6. 청구항 4에 있어서,
   상기 (S3) 단계 후에, 재액화기에서 재액화된 BOG를 상기 저장탱크로 회수하는 것을 특징으로 하는 FSRU용 BOG 재액화 방법.
7. FSRU에 설치되는 BOG 재액화 장치로서, 저장탱크로부터 이송되는 액화천연가스와 저장탱크에서 발생되어 배출된 BOG를 스파이럴 열교환기를 이용하여 열교환시켜 BOG를 재액화시키는 재액화기를 포함하는 FSRU용 BOG 재액화 장치.

Images