KR20160082033A - 증발가스 재액화 시스템 및 방법 - Google Patents

Abstract

증발가스 재액화 시스템 및 방법이 개시된다. 본 발명의 증발가스 재액화 시스템은, 선박에 마련되는 LNG 저장탱크; 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기; 상기 압축기의 상류에 마련되며 상기 압축기에서 압축된 압축가스를 상기 압축기로 도입될 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기; 및 상기 열교환기의 상류에 마련되며 상기 열교환기로 도입될 상기 증발가스에, 상기 LNG 저장탱크로부터 공급된 LNG를 분사하여 냉각시키는 인라인 믹서(in-line mixer)를 포함하는 것을 특징으로 한다.

Description

증발가스 재액화 시스템 및 방법{Boil Off Gas Reliquefaction System And Method}

본 발명은 증발가스 재액화 시스템 및 방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 증발가스를 압축하는 압축기와, 압축기에서 압축된 압축가스를 압축기로 도입될 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기를 마련하여, LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 재액화하되, 열교환기로 도입될 증발가스에 LNG를 분사하여 냉각시키는 인라인 믹서(in-line mixer)를 열교환기의 상류에 마련하여, 재액화 성능을 높일 수 있도록 하는 증발가스 재액화 시스템 및 방법에 관한 것이다.

근래, LNG(Liquefied Natural Gas)나 LPG(Liquefied Petroleum Gas) 등의 액화가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있는 추세이다.

특히, 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 "LNG"라 함)는 연소시 대기오염 물질 배출이 적은 친환경 연료로서 여러 분야에서 사용이 늘어나고 있다. 액화천연가스는 메탄(methane)을 주성분으로 하는 천연가스를 약 -162℃로 냉각해서 액화시킴으로써 얻을 수 있는 무색투명한 액체로서, 천연가스와 비교해 약 1/600 정도의 부피를 갖는다. 따라서, 천연가스 이송 시 LNG로 액화시켜 이송할 경우 매우 효율적으로 이송할 수 있게 된다.

그러나 천연가스의 액화온도는 상압 -162 ℃의 극저온이므로, LNG는 온도변화에 민감하여 쉽게 증발된다. LNG 운반선의 LNG 저장탱크의 경우 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG 저장탱크에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의한 LNG 수송과정에서 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 자연 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(Boil-Off Gas, BOG)가 발생한다.

BOG는 일종의 LNG 손실로서 LNG의 수송효율에 있어서 중요한 문제이며, LNG 저장탱크 내에 증발가스가 축적되면 LNG 저장탱크 내의 압력이 과도하게 상승하여 탱크가 파손될 위험이 있으므로, LNG 저장탱크 내에서 발생하는 BOG를 처리하기 위한 다양한 방법이 연구되고 있다.

최근에는 BOG의 처리를 위해, BOG를 재액화하여 저장탱크로 복귀시키는 방법, BOG를 선박의 엔진의 에너지원으로 사용하는 방법 등이 사용되고 있다. 그리고 잉여의 BOG에 대해서는 가스연소유닛(gas combustion unit, GCU)에서 연소시키는 방법을 사용하고 있다.

최근에는 LNG 운반선 자체에서 추진 장치나 발전 장치에서 자연 기화 또는 강제 기화된 가스와 디젤 연료를 연료로 사용하는 이종연료 엔진인 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric Engine)나 DFDG(Dual Fuel Diesel Generator)가 개발되어 사용되고 있어, BOG가 선내 연료로 공급되기도 한다.

저장탱크에서 발생하는 증발가스를 선내 연료로 공급하더라도, 발생하는 증발가스의 양이 많아 연료 공급량을 초과하는 경우에는 증발가스 잔량을 재액화나 연소 등의 방법으로 증발가스를 처리해야 하는데, 에너지 낭비를 막고 연료 수송 효율을 높이기 위해서는 재액화하는 것이 바람직하다.

본 발명은 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 효과적으로 재액화할 수 있는 시스템을 제안하고자 한다.

본 발명의 일 측면에 따르면, 선박에 마련되는 LNG 저장탱크;

상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기;

상기 압축기의 상류에 마련되며 상기 압축기에서 압축된 압축가스를 상기 압축기로 도입될 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기; 및

상기 열교환기의 상류에 마련되며 상기 열교환기로 도입될 상기 증발가스에, 상기 LNG 저장탱크로부터 공급된 LNG를 분사하여 냉각시키는 인라인 믹서(in-line mixer)를 포함하는 증발가스 재액화 시스템이 제공된다.

바람직하게는 시스템은, 상기 열교환기와 인-라인 믹서 사이에 마련되어 상기 증발가스를 기액분리하여 기체는 상기 열교환기로 공급하는 제1 세퍼레이터와, 상기 LNG 저장탱크에 마련되어 LNG를 펌핑하여 상기 인라인 믹서로 공급하는 펌프를 더 포함할 수 있다.

바람직하게는 시스템은, 상기 열교환기의 상류에서 상기 열교환기로 도입될 상기 증발가스의 온도를 감지하는 온도 센서를 더 포함할 수 있다.

바람직하게는 시스템은, 상기 열교환기의 하류에 마련되며 상기 열교환기에서 냉각된 상기 압축가스를 팽창시켜 감압하는 감압장치와, 상기 감압장치의 하류에 마련되며 상기 압축가스를 기액분리하는 제2 세퍼레이터를 더 포함할 수 있다.

바람직하게는 상기 감압장치는, 상기 압축가스를 단열팽창시키는 제 1 및 제2 감압밸브를 포함할 수 있다.

바람직하게는, 상기 압축기는 복수의 컴프레서와 복수의 쿨러가 교대로 배열되어 상기 증발가스를 압축하는 다단 압축기일 수 있다.

바람직하게는, 상기 압축기에서 압축된 상기 압축가스는 상기 선박에 마련되는 제1 엔진으로 공급되고, 상기 다단 압축기 중 일부를 거쳐 압축된 상기 증발가스는, 상기 선박에 마련되며 상기 제1 엔진보다 저압인 가스를 연료로 공급받는 제2 엔진으로 공급될 수 있다.

본 발명의 다른 측면에 따르면, 1) 선박의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축기로 압축하는 단계;

2) 상기 압축기에서 압축된 압축가스를 열교환기에서, 상기 압축기로 도입될 상기 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 단계; 및

3) 냉각된 상기 압축가스를 감압하는 단계를 포함하되,

상기 LNG 저장탱크에 저장된 LNG를 펌핑하여, 상기 압축기의 상류에서 상기 증발가스에 분사하여 상기 증발가스를 냉각시켜 상기 압축기로 공급할 수 있는 것을 특징으로 하는 증발가스 재액화 방법이 제공된다.

상기 LNG 저장탱크에서 펌핑된 상기 LNG를 분사하여 상기 증발가스를 냉각시킨 후, 기액분리하여 기체인 상기 증발가스는 상기 압축기로 공급하고, 액체인 LNG는 상기 LNG 저장탱크로 공급할 수 있다.

상기 압축기는 다단 압축기이고, 상기 압축기에서 압축된 상기 압축가스는 상기 선박에 마련되는 제1 엔진으로 공급되며, 상기 다단 압축기 중 일부를 거쳐 압축된 상기 증발가스는, 상기 선박에 마련되며 상기 제1 엔진보다 저압인 가스를 연료로 공급받는 제2 엔진으로 공급될 수 있다.

본 발명의 증발가스 재액화 시스템에서는, 별도의 냉매 없이, 증발가스 자체의 냉열을 이용하여 증발가스를 재액화시킬 수 있고, 열교환기로 도입될 증발가스에 LNG를 분사하여 냉각시키는 인라인 믹서(in-line mixer)를 열교환기의 상류에 마련함으로써, 증발가스의 온도를 낮추어 재액화 성능을 높일 수 있다.

특히 LNG를 선적하여 LNG 저장탱크 상부의 온도가 재액 성능을 최대로 높일 수 있는 온도까지 낮아지려면 수일이 경과해야 하지만, 본 발명을 적용하면 LNG를 분사하여 시간의 제약 없이 증발가스의 온도를 낮출 수 있어, 언제라도 재액화 시스템을 가동할 수 있다.

또한 증발가스의 온도가 변화하면 재액 효율이 변화할 수 있는데, 본 발명을 적용하면 증발가스의 온도 편차를 줄여, 재액 효율의 편차를 줄이고 시스템의 예측성을 높일 수 있다.

도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 증발가스 재액화 시스템의 기본 구성을 개략적으로 도시한다.
도 2는 도 1에 도시된 본 발명의 일 실시예에 따른 증발가스 재액화 시스템의 확장 구성을 개략적으로 도시한다.

본 발명과 본 발명의 동작상의 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부 도면 및 첨부 도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.

이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예를 설명함으로써, 본 발명을 상세히 설명한다. 각 도면에 제시된 동일한 참조부호는 동일한 부재를 나타낸다.

도 1에는 본 발명의 일 실시예에 따른 증발가스 재액화 시스템의 기본 구성을 개략적으로 도시하고, 도 2에는 그로부터 확장된 구성의 시스템을 개략적으로 도시하였다.

후술하는 실시예들이 적용되는 선박은 LNG 운반선, LFS(LNG Fueled Ship), RV(Regasification Vessel), LNG-FPSO(Floating Production, Storage and Offloading) 등의 선박 및 특수 선박을 모두 포함하는 것으로, 본 실시예들은 LNG 저장탱크가 마련되는 선박에 적용될 수 있다. LNG 저장탱크는 바람직하게는 멤브레인형 탱크일 수 있으나, 본 실시예들은 독립형 탱크가 마련된 선박에도 적용될 수 있다.

도 1에 도시된 바와 같이 본 실시예의 증발가스 재액화 시스템은, 저장탱크에 저장된 LNG에서 발생하는 증발가스를 압축기(10)로 압축하여 엔진(E)으로 공급하면서, 압축기 후단에서 재액화 라인(RL)을 마련하여, 증발가스를 재액화할 수 있도록 구성된다. 특히 재액화 라인(RL)을 통해, 압축된 증발가스를 열교환기(20)로 보내어, 압축기로 도입될 저온의 증발가스와 열교환시켜 냉각함으로써 재액화시킨다. 압축된 증발가스는 열교환기를 거쳐 재액화된 후, 감압기(30)에서 감압하고, 기액분리기(40)에서 재액화된 LNG와 기체 상태인 천연가스를 분리하여, LNG는 재저장시킨다.

이러한 본 실시예 재액화 시스템의 특징은, 증발가스의 재액화를 위해 별도의 냉매를 사용하지 않고, 증발가스 자체의 냉열을 이용한다는 점에 있다.

엔진의 필요 압력에 따라 다르지만, 예를 들어 ME-GI와 같은 엔진이 마련된 경우라면, 압축기에서 증발가스를 150 내지 400 bar로 압축하게 된다. 압축 과정에서 증발가스의 온도가 상승하므로, 압축기로 도입되기 이전의 증발가스는 압축된 증발가스보다 저온이고, 따라서 서로 열교환시킴으로써 압축된 증발가스를 냉각시켜 액화시킬 수 있다.

열교환기에서 냉매로 공급되는 증발가스의 온도가 낮을수록 재액 성능은 높아지는데, 이론적으로 최대 재액 성능은 63 % 내외이며, 이는 저장탱크에서 발생하는 증발가스의 온도가 -130℃일 때를 기준으로 한다. 그러나 증발가스의 온도가 -130℃에 도달하려면 저장탱크 상부까지 냉각되어야 하고, 선박의 저장탱크에 LNG를 선적(loading)한 후 3 내지 5일의 시간이 경과해야 한다.

선박의 운항 초기에 저장탱크 내부의 온도가 높으므로, LNG로부터 발생하는 증발가스의 양은 많을 것이다. 따라서 이때에도 증발가스의 재액화가 필요하고, 특히 증발가스의 온도를 낮추어 재액 성능을 높일 수 있는 방법이 필요하다. 이에 본 실시예의 확장 구성은 증발가스의 온도를 낮출 수 있는 시스템을 제시한다.

도 2에 도시된 바와 같이 본 확장 구성의 재액화 시스템도, 선박에 마련되는 LNG 저장탱크(T)와, LNG 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기(100)와, 압축기(100)의 상류에 마련되며 압축기(100)에서 압축된 압축가스를 압축기(100)로 도입될 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기(200)를 포함하여 구성된다.

이때 열교환기(200)로 도입될 증발가스의 온도를 낮출 수 있도록, LNG 저장탱크(T)로부터 공급된 LNG를 분사하여 증발가스를 냉각시키는 인라인 믹서(in-line mixer, 300)를 열교환기(200)의 상류에 마련한 것이 특징이다.

LNG 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스는 선박의 엔진 연료로 우선 공급될 수 있으나, 발생하는 증발가스의 양이 많거나 선박의 저속 운항 등으로 엔진의 연료 필요량이 적어 증발가스 잔량이 발생하는 경우 에너지 낭비를 막기 위해 재액화시켜 저장하는 것이 바람직하다.

전술한 바와 같이 증발가스를 재액화를 위한 냉매로 이용하는 경우, 증발가스의 온도가 낮을수록 재액 성능이 높아지지만, LNG 저장탱크(T) 상부의 증발가스 온도가 -130℃까지 낮아지려면 수 일의 시간이 소요된다. 따라서 본 확장 구성에서는 인라인 믹서(300)를 마련하여 LNG를 열교환기(200)로 도입될 증발가스에 분사함으로써, 증발가스를 냉각시켜 열교환기(200)로 공급한다.

인라인 믹서(300)로 LNG를 펌핑하여 공급하기 위한 펌프(350)가 LNG 저장탱크(T) 내부에 마련된다. 펌프(350)는 LNG에 잠길 수 있는 액중(液中) 펌프로 마련하고, LNG 저장탱크(T)의 하부에 배치하여 탱크 하부의 LNG를 펌핑하도록 하는 것이 증발가스 냉각을 위해 바람직하다.

한편, 인라인 믹서(300)에서 분사된 LNG 중 일부는 기화되고, 증발가스에는 이러한 기화된 가스와 미스트 상태의 LNG가 혼합된 상태가 된다. 증발가스에 혼합된 미스트를 제거할 수 있도록 열교환기(200)와 인-라인 믹서 사이에는 증발가스를 기액분리하여 액체인 LNG는 LNG 저장탱크(T)로 공급하고 기체는 열교환기(200)로 공급하는 제1 세퍼레이터(400)가 마련된다. 제1 세퍼레이터(400)에서 분리된 액체는 LNG 저장탱크(T)로 공급하는 외에도, 별도의 탱크를 마련하여 저장하거나, 엔진 등의 연료 소비처에 연료로 공급할 수도 있다.

열교환기(200)의 상류에는 온도 센서(700)와 압력 센서(750)가 마련되어, 열교환기(200)로 도입될 증발가스의 온도와 압력을 각각 감지한다.

열교환기(200)의 하류에는 감압장치(500)가 마련되어, 열교환기(200)에서 냉각된 압축가스를 팽창시켜 감압하고, 감압장치(500)에서 감압된 압축가스는 제2 세퍼레이터(600)로 도입되어 기액분리된다. 제2 세퍼레이터(600)에서 기액분리 후, 액화된 LNG는 LNG 저장탱크(T)로 공급하여 재저장하거나, 별도로 탱크를 마련하여 저장할 수 있고, 필요에 따라 엔진 등의 연료 소비처에 연료로 공급할 수도 있다. 기액분리하여 분리된 기체는 제1 세퍼레이터(400) 하류의 증발가스 흐름에 합류시켜 열교환기(200)로 도입시키거나, 필요에 따라 냉열원으로써 다양한 수요처에 공급할 수 있다. 한편, 제2 세퍼레이터(600)로부터 기액 분리 후 LNG 저장탱크(T)와 열교환기(200)로 도입될 LNG와 가스는, 감압 밸브(800, 850)를 거쳐 추가로 감압하여 각각의 장치로 공급될 수 있다.

감압장치(500)는 압축가스를 단열팽창시키는 줄-톰슨 밸브(J-T valve)인, 제 1 및 제2 감압밸브(510, 520)를 포함하여 구성될 수 있다. 감압밸브 대신 팽창기(expander)가 적용될 수도 있다.

압축기(100)에서 증발가스를 150 내지 400 bara의 고압으로 압축하게 되면 증발가스는 초임계 상태이므로 열교환기(200)에서 냉각 후 감압장치(500)를 거쳐 감압시킬 때 액화될 수도 있다.

한편, 본 실시예에서 압축기(100)는 복수의 컴프레서(미도시)와 복수의 쿨러(미도시)가 교대로 배열되어 증발가스를 압축하는 다단 압축기일 수 있다.

압축기(100)에서 압축된 압축가스는 선박에 마련되는 제1 엔진(E1)으로 공급되고, 다단 압축기(100) 중 일부를 거쳐 압축된 증발가스는, 선박에 마련되며 제1 엔진보다 저압인 가스를 연료로 공급받는 제2 엔진(E2)으로 공급될 수 있다.

제1 엔진(E1)은 천연가스를 연료로 공급받는 고압가스 분사엔진이고, 예를 들어 150 내지 400 bar로 압축된 천연가스를 사용하는 ME-GI 엔진일 수 있다. 제2 엔진(E2)은 그보다 저압인 천연가스를 연료로 사용하는 엔진으로, 예를 들어 3 내지 15 bar의 천연가스를 연료로 공급받는 DF 엔진일 수 있다.

선박인 경우 제1 엔진은 추진용 엔진, 제2 엔진은 선내 전력 공급을 위한 발전용 엔진이 될 수 있으며, 제1 엔진이 ME-GE 엔진, 제2 엔진이 DFDG(Dual Fuel Diesel Generator)라면 다단압축기는 5단으로 구성하여, 그 중 3단 압축을 거친 천연가스를 DFDG로 공급할 수 있다.

이때 제1 엔진은, ME-GI 엔진보다 저압인 가스를 공급받는 DF 엔진으로 마련할 수도 있으며, DF 엔진의 필요 압력에 따라 압축기의 압축 압력을 구성할 수 있고, 압축기의 압축 압력에 따라 제2 엔진으로 공급되는 연료 라인의 분기 지점은 압축기 후단이 될 수도 있다.

이상의 시스템을 개괄하여 살펴보면, 증발가스 공급라인(BL)이 LNG 저장탱크(T)의 상부로부터 선박의 엔진(E1, E2)으로 연결되어 증발가스를 엔진 연료를 공급하며, 증발가스 공급라인을 따라 인라인 믹서(300), 제1 세퍼레이터(400), 열교환기(200), 압축기(100) 등이 마련되고, 압축기(100)의 후단에서 증발가스 공급라인(BL)으로부터 재액화 라인(RL)이 분기되어, 압축된 압축가스를 열교환기(200), 감압장치(500), 제2 세퍼레이터(600)를 거쳐 재액화하게 된다. 재액화된 LNG는 제2 세퍼레이터(600)로부터 LNG 저장탱크(T)로 연결되는 리퀴드 라인(Liquid line, LL)을 통해 LNG 저장탱크(T)로 재저장되거나, 별도의 탱크에 저장 또는 엔진 등의 연료소비처에 공급된다. 인라인 믹서(300)에 분사된 후 증발가스에 포함된 미스트 상태의 LNG도 제1 세퍼레이터(400)에서 분리하여 리퀴드 라인(LL)을 통해 LNG 저장탱크(T)로 저장하거나, 별도의 탱크에 저장할 수 있고, 엔진 등의 연료로도 공급할 수 있다.

특히 본 실시예에서는 인라인 믹서(300)를 열교환기(200)의 상류에 마련함으로써, 증발가스의 온도를 낮추어 재액화 성능을 높일 수 있고, 증발가스의 온도 편차를 줄여 재액 효율의 편차를 줄일 수 있어, 안정적인 재액 성능을 담보하며 시스템의 예측가능성을 높일 수 있다.

이와 같이 본 발명은 기재된 실시 예에 한정되는 것이 아니고, 본 발명의 사상 및 범위를 벗어나지 않고 다양하게 수정 및 변형할 수 있음은 이 기술의 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 자명하다. 따라서 그러한 수정 예 또는 변형 예들은 본 발명의 특허청구범위에 속한다 하여야 할 것이다.

T: LNG 저장탱크
E1: 제1 엔진
E2: 제2 엔진
100: 압축기
200: 열교환기
300: 인라인 믹서
350: 펌프
400: 제1 세퍼레이터
500: 감압장치
600: 제2 세퍼레이터
700: 온도 센서
750: 압력 센서
800, 850: 감압 밸브

Claims (10)

1. 선박에 마련되는 LNG 저장탱크;
   상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기;
   상기 압축기의 상류에 마련되며 상기 압축기에서 압축된 압축가스를 상기 압축기로 도입될 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 열교환기; 및
   상기 열교환기의 상류에 마련되며 상기 열교환기로 도입될 상기 증발가스에, 상기 LNG 저장탱크로부터 공급된 LNG를 분사하여 냉각시키는 인라인 믹서(in-line mixer)를 포함하는 증발가스 재액화 시스템.
2. 제 1항에 있어서,
   상기 열교환기와 인-라인 믹서 사이에 마련되어 상기 증발가스를 기액분리하여 기체는 상기 열교환기로 공급하는 제1 세퍼레이터; 및
   상기 LNG 저장탱크에 마련되어 LNG를 펌핑하여 상기 인라인 믹서로 공급하는 펌프를 더 포함하는 증발가스 재액화 시스템.
3. 제 2항에 있어서,
   상기 열교환기의 상류에서 상기 열교환기로 도입될 상기 증발가스의 온도를 감지하는 온도 센서를 더 포함하는 증발가스 재액화 시스템.
4. 제 2항에 있어서,
   상기 열교환기의 하류에 마련되며 상기 열교환기에서 냉각된 상기 압축가스를 팽창시켜 감압하는 감압장치; 및
   상기 감압장치의 하류에 마련되며 상기 압축가스를 기액분리하는 제2 세퍼레이터를 더 포함하는 증발가스 재액화 시스템.
5. 제 4항에 있어서,
   상기 감압장치는 상기 압축가스를 단열팽창시키는 제 1 및 제2 감압밸브를 포함하는 것을 특징으로 하는 증발가스 재액화 시스템.
6. 제 1항에 있어서,
   상기 압축기는 복수의 컴프레서와 복수의 쿨러가 교대로 배열되어 상기 증발가스를 압축하는 다단 압축기인 것을 특징으로 하는 증발가스 재액화 시스템.
7. 제 6항에 있어서,
   상기 압축기에서 압축된 상기 압축가스는 상기 선박에 마련되는 제1 엔진으로 공급되고,
   상기 다단 압축기 중 일부를 거쳐 압축된 상기 증발가스는, 상기 선박에 마련되며 상기 제1 엔진보다 저압인 가스를 연료로 공급받는 제2 엔진으로 공급될 수 있는 것을 특징으로 하는 증발가스 재액화 시스템.
8. 1) 선박의 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축기로 압축하는 단계;
   2) 상기 압축기에서 압축된 압축가스를 열교환기에서, 상기 압축기로 도입될 상기 증발가스와 열교환으로 냉각시키는 단계; 및
   3) 냉각된 상기 압축가스를 감압하는 단계를 포함하되,
   상기 LNG 저장탱크에 저장된 LNG를 펌핑하여, 상기 압축기의 상류에서 상기 증발가스에 분사하여 상기 증발가스를 냉각시켜 상기 압축기로 공급할 수 있는 것을 특징으로 하는 증발가스 재액화 방법.
9. 제 8항에 있어서,
   상기 LNG 저장탱크에서 펌핑된 상기 LNG를 분사하여 상기 증발가스를 냉각시킨 후,
   기액분리하여 기체인 상기 증발가스는 상기 압축기로 공급하는 것을 특징으로 하는 증발가스 재액화 방법.
10. 제 8항에 있어서,
    상기 압축기는 다단 압축기이고,
    상기 압축기에서 압축된 상기 압축가스는 상기 선박에 마련되는 제1 엔진으로 공급되며,
    상기 다단 압축기 중 일부를 거쳐 압축된 상기 증발가스는, 상기 선박에 마련되며 상기 제1 엔진보다 저압인 가스를 연료로 공급받는 제2 엔진으로 공급될 수 있는 것을 특징으로 하는 증발가스 재액화 방법.
    
    

Images