KR20160139312A - LNG Offloading System And Method For FLNG - Google Patents

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김성수
배재류
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Abstract

The present invention relates to a system for unloading LNG from an FLNG unit, and a system therefor. More specifically, the present invention relates to a system for unloading LNG from an FLNG unit, and a system therefor, which transfer, to a re-liquefaction apparatus arranged on an FLNG unit, evaporation gas generated from LNG transferred from the FLNG unit to an LNG carrier, in order to re-liquefy the evaporation gas generated from LNG and evaporation gas generated in an FLNG storage tank. According to the present invention, the system for unloading LNG from an FLNG unit to an LNG carrier comprises: an unloading line formed to transfer LNG stored in the FLNG storage tank to the LNG carrier; a first evaporation gas transfer line formed to transfer, to the re-liquefaction apparatus arranged on the FLNG unit, evaporation gas generated from the LNG transferred to the LNG carrier; and a recovery line formed to collect natural gas liquefied by the re-liquefaction apparatus to the FLNG storage tank.

Description

FLNG의 LNG 하역 시스템 및 방법{LNG Offloading System And Method For FLNG}BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to an LNG offloading system,

본 발명은 FLNG의 LNG 하역 시스템 및 방법에 관한 것으로서, 더욱 구체적으로는 FLNG에서 LNG 운반선으로 이송된 LNG에서 발생하는 증발가스를 FLNG에 마련된 재액화 장치로 이송하여 FLNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스와 함께 재액화하기 위한 FLNG의 LNG 하역 시스템 및 방법에 관한 것이다. The present invention relates to an LNG unloading system and method of FLNG. More specifically, the present invention relates to a system and method for unloading LNG from an FLNG storage tank by transferring an evaporation gas generated from an LNG transferred from an FLNG tank to an LNG tanker, And to an LNG unloading system and method of FLNG for re-liquefaction together.

일반적으로, 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, LNG)는 메탄(Methane)을 주성분으로 한 천연가스를 대기압에서 -162℃의 극저온 상태로 냉각시켜 그 부피를 600분의 1로 줄인 무색 투명한 초저온 액체로서, 기체상태보다 수송 효율이 좋아서 장거리 수송에 경제성이 있는 것으로 알려져 있다.In general, Liquefied Natural Gas (LNG) is a colorless transparent cryogenic liquid which is cooled to a temperature of -162 ° C at atmospheric pressure to reduce the volume of methane-based natural gas to one- , It is known that it is more economical for long-distance transportation because of better transportation efficiency than the gas state.

이와 같은 액화천연가스는 생산 플랜트의 건설 및 운반선의 건조 비용이 많이 소요되어 경제성을 만족시키기 위해서 대규모, 장거리 수송에 적용되어 왔으며, 이에 반하여, 소규모, 단거리 수송에는 파이프라인이나 CNG(Compressed Natural Gas)가 경제성이 있다고 알려져 있다.Such liquefied natural gas has been applied to large-scale and long-distance transportation in order to satisfy the economical efficiency due to the construction cost of the construction plant and carrier of the production plant. On the other hand, pipelines and CNG (Compressed Natural Gas) Is known to be economical.

하지만 파이프라인을 이용한 수송의 경우 지리적 제약이 따르며, 환경 파괴의 문제 등을 야기할 수 있고, CNG는 수송 효율이 낮은 단점이 있어, 상압(1bar)인 극저온의 LNG를 적재할 수 있는 저장 용기를 마련한 LNG carrier와 같은 선박으로 수송하는 경우가 많다.However, pipeline transportation is subject to geographical restrictions, environmental problems can be caused, and CNG has a disadvantage of low transportation efficiency. Therefore, a storage container capable of loading cryogenic LNG at normal pressure (1 bar) It is often transported to vessels such as LNG carriers.

그런데 액화천연가스는 극저온 상태를 유지할 수 있는 저장 용기를 갖추더라도 LNG는 저장 용기 내부에서 지속적으로 자연 기화되기 때문에 상당한 양의 BOG(증발가스)가 발생한다. 저장 용기 내에 BOG가 과다하게 되면 이로 인해 용기 내 압력이 상승하면서 용기가 내부 압력을 견딜 수 없어 폭발할 위험이 있으므로, BOG는 배출시켜 액화한 후 다시 저장하거나, 연소시켜 제거하는 방식으로 처리하게 된다. 선박으로 운송할 경우 단열 구조를 갖추더라도, 저장 탱크 내에서 발생하는 증발가스(BOG)의 양은 약 0.05 vol%/day에 이르며, 종래 액화천연가스 운반선의 운항시 시간당 4 내지 6 톤(t), 한번 운항시 약 300톤의 액화천연가스가 증발가스화되는 것으로 알려진다.However, even if the liquefied natural gas is equipped with a storage vessel capable of maintaining a cryogenic condition, the LNG is constantly spontaneously vaporized in the storage vessel, so that a considerable amount of BOG (evaporation gas) is generated. If the BOG is excessive in the storage container, the pressure in the container rises and the container can not withstand the internal pressure and there is a danger of explosion. Therefore, the BOG is discharged and liquefied and then stored or burned and removed . The amount of evaporative gas (BOG) generated in the storage tank is about 0.05 vol% / day even if the vessel is equipped with a thermal insulation structure, and the conventional liquefied natural gas carrier carries 4 to 6 tons / It is known that about 300 tons of liquefied natural gas is vaporized and gasified in a single operation.

이처럼 액화천연가스 등의 극저온 액화가스는 온도, 압력 등의 변화에 매우 민감하며 저장탱크에서는 대량의 BOG가 발생하며, 저장탱크에서 LNG 운반선으로 하역을 위해 이송된 LNG에서는 온도 변화에 따라 기화된 LNG, 즉 BOG가 발생하고, LNG 운반선의 저장용기로 도입되면서 압력 변화에 의해 플래시 가스(Flash gas)도 발생할 수 있어 이러한 BOG의 처리는 매우 중요한 문제이다. The liquefied natural gas, such as liquefied natural gas, is very sensitive to changes in temperature and pressure. In the storage tank, a large amount of BOG is generated. In the LNG transported from the storage tank to the LNG carrier, , That is, BOG is generated and introduced into the storage vessel of the LNG carrier, flash gas may be generated due to the pressure change. Therefore, such BOG treatment is a very important problem.

출원번호 제10-2010-7002140호Application No. 10-2010-7002140

증발가스의 재액화를 위해서는, 증발가스를 배출시켜 냉동 사이클을 포함한 재액화 장치를 통해 재액화시키는 방법이 이용되는데, 이때 증발가스는 초저온으로 냉각된 냉매, 예를 들어 질소, 혼합냉매 등과의 열교환을 통해 재액화된 후 저장탱크로 복귀된다. 이와 같은 냉동 사이클을 통한 재액화 장치는 운전의 복잡성으로 인해 전체 시스템 제어가 복잡하고, 많은 동력이 소모되는 문제가 있었다.In order to re-liquefy the evaporated gas, a method of discharging the evaporated gas and re-liquefying it through a re-liquefying device including a refrigeration cycle is used. At this time, the evaporated gas is subjected to heat exchange with a refrigerant cooled at a cryogenic temperature, for example, nitrogen or mixed refrigerant And then returned to the storage tank. In such a re-liquefying apparatus through a refrigeration cycle, the entire system control is complicated due to the complexity of operation, and there is a problem that a lot of power is consumed.

이처럼 많은 양의 BOG를 액화시키는 데에는 복잡한 재액화 장치와 많은 에너지를 필요로 하며, 연소시켜 제거하는 경우 연료를 사용하지 못하고 버리게 되는 등의 문제로 인해, 저장탱크로부터 발생하는 증발가스를 효율적으로 처리하기 위한 시스템이 필요하다.In order to liquefy such a large amount of BOG, a complicated re-liquefying device and a large amount of energy are required. In the case of burning and removing the fuel, the fuel can not be used and is discarded. A system is required.

본 발명은 이러한 문제를 해결하기 위한 것으로, FLNG의 저장탱크에서 LNG 운반선으로 하역을 위해 이송된 LNG에서 발생하는 증발가스 및 FLNG의 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 효율적으로 재액화 시킬 수 있는 시스템을 제공하고자 한다.SUMMARY OF THE INVENTION The present invention has been made to solve the above problems and it is an object of the present invention to provide a system capable of efficiently re-liquefying the evaporation gas generated from the LNG and the FLNG storage tank transferred from the storage tank of the FLNG to the LNG carrier for unloading .

상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, According to an aspect of the present invention,

본 발명의 다른 측면에 따르면, According to another aspect of the present invention,

본 발명의 시스템은 FLNG의 저장탱크에서 LNG 운반선으로 하역을 위해 이송된 LNG에서 발생하는 증발가스 및 저장탱크에서 발생하는 증발가스 자체의 냉열을 이용하여 증발가스를 재액화시킬 수 있는 시스템으로, 별도의 냉매 시스템을 필요로 하지 않으므로, 초기 설치비 부담과 설비 규모를 줄일 수 있고, 유지보수도 편리해진다.The system of the present invention is a system that can re-liquefy the evaporation gas by utilizing the evaporation gas generated from the LNG transferred from the storage tank of the FLNG for unloading to the LNG carrier and the cold heat of the evaporation gas itself generated from the storage tank. It is possible to reduce the initial installation cost and facility scale, and maintenance becomes convenient.

또한, 본 시스템은 재액화를 위해 많은 에너지를 소모하는 재액화 장치를 설치하지 않음으로써 재액화를 위한 장치의 구동 비용을 절감하며, 효과적인 재액화를 통해 연소 등으로 낭비되는 천연가스량을 줄일 수 있어 경제성을 높일 수 있다.In addition, the system does not provide a re-liquefaction device which consumes a lot of energy for re-liquefaction, thereby reducing the driving cost of the device for re-liquefaction and reducing the amount of natural gas wasted by combustion etc. It is possible to increase the economical efficiency.

도 1은 본 발명에 따른 FLNG의 LNG를 하역 시스템의 개념을 개략적으로 도시한 도면이다. 1 is a view schematically showing the concept of an unloading system for LNG of FLNG according to the present invention.

이하, 본 발명의 바람직한 실시례를 첨부된 도면을 참조하여 상세히 설명한다. 또한, 본 발명을 설명함에 있어, 관련된 공지 구성 또는 기능에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우에는 그 상세한 설명은 생략한다. Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. In the following description of the present invention, a detailed description of known functions and configurations incorporated herein will be omitted when it may make the subject matter of the present invention rather unclear.

이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시례에 대한 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 또한 하기 실시례는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시례에 한정되는 것은 아니다. DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. In addition, the following embodiments can be modified into various other forms, and the scope of the present invention is not limited to the following embodiments.

도 1은 본 발명에 따른 FLNG의 LNG를 하역 시스템의 개념을 개략적으로 도시한 도면이다. 1 is a view schematically showing the concept of an unloading system for LNG of FLNG according to the present invention.

도 1에 도시된 바와 같이, 본 발명에 따른 FLNG의 LNG 하역 시스템은 FLNG(10)에서 LNG 운반선(20)으로 LNG를 하역하는 시스템에 있어서, FLNG(10)의 저장탱크(11)에 저장된 LNG를 상기 LNG 운반선(20)의 저장용기(21)로 이송하는 하역 라인(111); LNG 운반선(20)으로 이송된 LNG에서 발생하는 증발가스를 FLNG(10)에 마련된 재액화 장치(140)로 이송하는 제 1 증발가스 이송라인(120); 재액화 장치(140)에 의해 액화된 천연가스를 상기 저장탱크(11)로 회수하는 회수라인(122)을 포함한다. 1, the LNG unloading system of the FLNG according to the present invention is a system for unloading LNG from the FLNG 10 to the LNG carrier 20, wherein the LNG stored in the storage tank 11 of the FLNG 10, To the storage vessel (21) of the LNG carrier (20); A first evaporative gas transfer line 120 for transferring the evaporated gas generated in the LNG transferred to the LNG carrier 20 to the refill liquor 140 provided in the FLNG 10; And a recovery line 122 for recovering natural gas liquefied by the remelting device 140 to the storage tank 11.

FLNG(Floating Liquefied Natural Gas, 10)는 해상에 부유하며 LNG를 처리하는 해양구조물로서, 대표적으로 LNG-FPSO(Liquefied Natural Gas - Floating Production, Storage and Offloading)와 LNG-FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)가 이에 포함된다. 특히 LNG-FPSO는 LNG의 생산 및 액화설비 그리고 저장시설을 갖추어, 해상의 가스전에서 시추한 천연가스로 LNG를 생산하여 저장하고 LNG 운반선(20)으로 하역 또는 선적하여 공급할 수 있는 특수선박이다.FLNG (Floating Liquefied Natural Gas, 10) is an offshore structure that floats on the sea and treats LNG. LNG-FPSO (Liquefied Natural Gas - Floating Production) and LNG-FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) . In particular, LNG-FPSO is a special ship equipped with LNG production, liquefaction facility and storage facility, which can produce LNG from natural gas drilled in offshore gas field, store it and ship it to LNG carriers (20).

하역 라인(111)에는 LNG 운반선(20)으로 FLNG(10)의 저장탱크(11)에 저장된 LNG를 하역할 수 있도록 펌프(12)가 마련될 수 있다.A pump 12 may be provided on the unloading line 111 to load LNG stored in the storage tank 11 of the FLNG 10 with the LNG carrier 20.

LNG 운반선(20)으로 하역을 위해 이송된 LNG에서는 온도 변화에 따라 기화된 LNG, 즉 BOG가 발생하고, LNG 운반선(20)의 저장용기(21)로 도입되면서 압력 변화에 의해 플래시 가스(Flash gas)도 발생할 수 있다. LNG 운반선(20)에도 이들 증발가스를 재액화하거나 연료로 사용하는 등의 방법으로 처리하기 위한 설비를 갖출 수도 있으나, 하역시 특히 다량의 증발가스가 발생하므로 LNG 운반선(20)의 증발가스 처리용량을 넘어서는 문제가 있다.In the LNG carrier 20, the vaporized LNG, that is, BOG is generated in accordance with the temperature change and is introduced into the storage vessel 21 of the LNG carrier 20. The flash gas ) May also occur. The LNG carrier 20 may be provided with a facility for treating the evaporation gas by re-liquefying or using it as fuel. However, since a large amount of evaporation gas is generated during unloading, the evaporation gas treatment capacity of the LNG carrier 20 There is a problem.

또한, 저장탱크(11)는 LNG 등의 액화가스를 극저온 상태로 저장할 수 있도록 밀봉 및 단열 방벽을 갖추고 있지만, 외부로부터 전달되는 열을 완벽하게 차단할 수는 없다. 그에 따라 저장탱크(11) 내에서는 액화가스의 증발이 지속적으로 이루어지며, 증발가스의 압력을 적정한 수준으로 유지하기 위해 저장탱크(11) 내부의 증발가스를 배출시켜야 한다. Also, the storage tank 11 has a sealing and thermal barrier so that liquefied gas such as LNG can be stored at a cryogenic temperature, but it can not completely block heat transmitted from the outside. Accordingly, the evaporation of the liquefied gas is continuously performed in the storage tank 11, and the evaporation gas inside the storage tank 11 must be discharged in order to maintain the pressure of the evaporation gas at an appropriate level.

한편, FLNG(10)에는 공급된 천연가스를 액화하기 위한 장치가 이미 설치되어 있다. 즉, 천연가스에 포함된 불순물을 제거하기 위한 전처리장치(130)를 거친 후 천연가스를 액화하기 위한 재액화 장치(140)를 거치며, 액화된 LNG는 저장탱크(11)에 저장되고, 일부 증발가스는 엔진(E1)의 연료로 공급될 수 있다. On the other hand, the FLNG 10 is already provided with a device for liquefying the supplied natural gas. After passing through a pretreatment device 130 for removing impurities contained in natural gas, the liquefied LNG is stored in the storage tank 11, The gas can be supplied as the fuel of the engine E1.

따라서 LNG 운반선(20)으로 하역된 LNG에서 발생하는 증발가스와 저장탱크(11)에서 자연적으로 발생하는 증발가스는 이와 같이 FLNG(10)에 이미 설치된 재액화 장치(140)를 이용하여 LNG로 액화되거나 엔진(E1)의 연료로 공급되도록 할 수 있다. Therefore, the evaporation gas generated in the LNG carrier unloaded by the LNG carrier 20 and the evaporation gas naturally generated in the storage tank 11 are liquefied by the LNG using the re-liquefier 140 already installed in the FLNG 10, Or the fuel of the engine E1.

즉, LNG 운반선(20)으로 하역된 LNG에서 발생하는 증발가스는 제 1 증발가스 이송라인(120)을 통해 재액화 장치(140)로 공급되고, 저장탱크(11)에서 자연적으로 발생하는 증발가스는 제 2 증발가스 이송라인(121)을 통해 재액화 장치(140)로 공급될 수 있다. That is, the evaporated gas generated in the LNG unloaded from the LNG carrier 20 is supplied to the refill liquor 140 through the first evaporated gas transfer line 120, and the evaporation gas naturally generated in the storage tank 11 May be supplied to the remelting device (140) through the second evaporating gas transfer line (121).

증발가스는 유로를 따라 압축기(144)로 공급될 수 있다. The evaporated gas may be supplied to the compressor 144 along the flow path.

압축기(144)는 압축 및 중간 냉각이 반복되는 다단 압축기이며, 증발가스를 150 내지 400 bar로 압축할 수 있으며, 예컨대 총 3개의 실린더를 포함하며, 전단 2개의 실린더는 무급유 윤활(oil-free) 방식으로 동작하고 후단 1개의 실린더는 급유 윤활(oil-lubricated) 방식으로 동작할 수 있으며, 후단으로 갈수록 실린더의 피스톤 링이 마모될 위험이 크기 때문에, 피스톤 링의 마모 방지를 위해 후단의 실린더에 윤활유(Lubrication oil)를 공급할 수 있다. The compressor 144 is a multi-stage compressor in which the compression and the intermediate cooling are repeated, and can compress the evaporation gas to 150 to 400 bar, for example, a total of three cylinders, and the two cylinders at the front are oil- And one cylinder at the rear end can operate in an oil-lubricated manner. Since there is a great risk that the piston ring of the cylinder wears toward the rear end, the cylinder at the rear end is lubricated (Lubrication oil) can be supplied.

열교환기(141)는 열교환 될 유체가 서로 다른 방향에서 열교환기(141)로 유입되어 이를 통과하면서 열교환이 이루어진다. The heat exchanger 141 exchanges heat while the fluid to be heat-exchanged flows into the heat exchanger 141 from different directions and passes through the heat exchanger 141.

열교환기(141)는 제 1 열교환기(142)와 제 2 열교환기(143)로 복수로 마련하여, 열교환기 일부에서 관로 막힘이나 다른 고장, 열교환기 교체 등의 유지보수가 이루어질 때에도 나머지 열교환기를 통해 증발가스의 열교환이 이루어질 수 있어 중단 없이 증발가스를 재액화할 수 있도록 시스템을 구성할 수도 있다.The heat exchanger 141 is provided with a plurality of first heat exchangers 142 and a second heat exchanger 143 so that the remaining heat exchangers can be installed in a part of the heat exchanger even when maintenance such as clogging, Heat exchange of the evaporation gas may be performed through the evaporator, so that the system can be configured to re-liquefy the evaporation gas without interruption.

열교환기(141)는 내부의 회로가 매우 작아 이물질이 유입되면 관로가 막히는 문제가 있을 수 있다. 따라서, 압축된 증발가스에 포함된 압축기 마모방지용 오일, 즉 윤활유는 열교환기(141)의 관로 막힘을 초래할 수 있으며, 이로 인해 재액화 시스템의 가동이 중단될 위험이 있다. 특히 열교환기(141)에서 열교환을 통해 압축된 증발가스는 냉각되므로, 증발가스에 포함된 윤활유도 냉각에 의해 점도가 높아지고 이로 인한 관로 막힘의 위험이 있는데, 이러한 문제의 해결을 위해 압축기(144)로부터 열교환기(141)로 도입되는 압축된 증발가스 중 오일을 제거할 수 있도록 오일 분리기(oil separator, 미도시)를 마련하거나, 윤활유 도입 이전에 증발가스를 압축기 일부만을 거쳐 윤활유 도입되는 부분 이전에서 분기시켜(미도시) 열교환기(141)로 도입되도록 시스템을 구성할 수 있다.The internal circuit of the heat exchanger 141 is very small, so that there is a problem that when the foreign matter flows in, the pipeline is clogged. Therefore, the oil for preventing wear of the compressor, that is, the lubricating oil contained in the compressed evaporated gas may cause clogging of the pipe of the heat exchanger 141, which may interrupt the operation of the re-liquefaction system. Particularly, since the evaporated gas compressed through the heat exchange in the heat exchanger 141 is cooled, the viscosity of the lubricating oil contained in the evaporated gas is increased by the cooling and there is a risk of clogging the pipe. An oil separator (not shown) may be provided to remove oil from the compressed evaporative gas introduced into the heat exchanger 141, or the evaporator may be provided before the lubricant is introduced So that the system can be configured to be branched into the heat exchanger 141 (not shown).

한편, 압축을 거치면서 증발가스는 온도가 높아지는데, 압축기(144)로 도입될 증발가스와 열교환기(141)에서 열교환시킴으로써 압축된 증발가스에 LNG운반선(20)이나 저장탱크로(11)부터 공급된 증발가스의 냉열을 전달한다.The evaporation gas to be introduced into the compressor 144 and the evaporation gas compressed by heat exchange in the heat exchanger 141 are supplied to the LNG carrier 20 or the storage tank 11 And conveys the cold heat of the supplied evaporating gas.

또한 증발가스를 압축기(100)로 압축하여 별도의 냉매 시스템 없이 저장탱크(11)로부터 공급되는 증발가스의 저온상태를 이용하여 재액화하고 회수함으로써 GCU에서 연소 등으로 증발가스가 낭비되는 것을 막을 수 있다. 또한, 압축기(144)로 기체를 압축하는 경우, 일정량의 기체 유량까지는 압축기(144)의 전력소모가 일정하게 유지되다가 이후 전력 소모가 커지게 되는데, 전력 소모가 일정하게 유지되는 수준까지 증발가스를 압축하여 연료로 보내거나 재액화하는 경우 추가적인 전력 소모 없이 효과적으로 증발가스를 처리할 수 있다.In addition, the evaporation gas is compressed by the compressor 100, and re-liquefied and recovered by using the low-temperature state of the evaporation gas supplied from the storage tank 11 without a separate refrigerant system to prevent the evaporation gas from being wasted by the combustion in the GCU have. In addition, when the gas is compressed by the compressor 144, the power consumption of the compressor 144 is kept constant until a certain amount of gas flow rate, and then the power consumption is increased. However, since the power consumption is kept constant, If compressed and sent to fuel or liquefied, the evaporative gas can be effectively treated without additional power consumption.

열교환기(141)를 거친 증발가스는 팽창 수단, 예를 들어 감압 밸브(151, 152)로 도입되고, 감압 밸브(151, 152)를 통과하며 단열팽창된 증발가스는 기액분리기(155)로 도입되어 기액 분리될 수 있다. The evaporated gas that has passed through the heat exchanger 141 is introduced into expansion means such as decompression valves 151 and 152. The evaporated gas that has passed through the decompression valves 151 and 152 and is thermally expanded is introduced into the gas- Liquid separation can be performed.

감압 밸브 등의 팽창 수단은 도 1에 도시된 바와 같이 복수(151,152)로 마련될 수 있다.The expansion means such as a pressure reducing valve may be provided as a plurality of expansion means 151 and 152 as shown in FIG.

감압 후 기액분리기(155)에서 분리된 액화천연가스는 회수라인(122)를 통해 저장탱크(11)로 회수되고, 분리된 기체는 LNG운반선(20) 및 저장탱크(11)에서 발생한 증발가스의 흐름에 합류되어, 함께 열교환기(141)로 도입될 수 있다.The liquefied natural gas separated by the gas-liquid separator 155 after the decompression is recovered to the storage tank 11 through the recovery line 122 and the separated gas is recovered from the LNG carrier 20 and the storage tank 11 And can be introduced into the heat exchanger 141 together.

감압 밸브(151, 152)는 줄-톰슨 밸브가 사용될 수 있으며, 감압 밸브를 대신하여 팽창기(expander)를 비롯한 다른 감압 장치가 사용될 수도 있다. 냉각된 증발가스는 감압 밸브 등의 감압 장치를 통해 단열팽창되면서 압력이 낮아진다.The decompression valves 151 and 152 may be Row-Thompson valves, and other decompression devices, including an expander, may be used in place of the decompression valves. The cooled evaporated gas is mono-expanded through a decompression device such as a pressure reducing valve, and the pressure is lowered.

이와 같이 증발가스를 압축, 냉각 및 단열팽창 과정을 거치면서 재액화되어, 기액분리기(155)를 통해 액화천연가스가 분리되어 저장탱크(11)로 회수된다.The liquefied natural gas is separated through the gas-liquid separator 155 and is recovered to the storage tank 11 by resiliently liquefying the evaporated gas under compression, cooling and monotonic expansion.

기액분리기(155)의 후단에는 저장탱크(11)로 회수되는 액화천연가스를 추가로 감압하는 제 1 감압밸브(153)와, 열교환기로 도입되는 기체를 추가로 감압하는 제 2 감압밸브(154)가 추가로 마련될 수 있다.Liquid separator 155 is provided with a first pressure reducing valve 153 for further reducing the pressure of the liquefied natural gas recovered to the storage tank 11 and a second pressure reducing valve 154 for further reducing the pressure of the gas introduced into the heat exchanger, May be additionally provided.

LNG운반선(20)에서 발생한 증발가스는 이송과정을 거치면서 FLNG(10)의 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스보다 상대적으로 온도가 높아질 수 있으며, 이러한 온도 차이에 따라 효율적으로 재액화 하기 위하여 공급 라인(131)에는 증발가스의 온도를 측정하기 위한 감지센서(미도시)를 설치하여 증발가스의 온도 차이에 따라 제 1 열교환기(142) 및 제 2 열교환기(143)를 모두 거쳐서 압축되거나 아니면 제 2 열교환기(143)만을 거쳐서 압축되도록 한다. The temperature of the evaporation gas generated in the LNG carrier 20 may be relatively higher than that of the evaporation gas generated in the storage tank 11 of the FLNG 10 through the transfer process. In order to efficiently re- The supply line 131 is provided with a sensor (not shown) for measuring the temperature of the evaporated gas and is compressed through both the first heat exchanger 142 and the second heat exchanger 143 according to the temperature difference of the evaporated gas Or to be compressed only through the second heat exchanger 143.

즉, 증발가스의 온도 상태에 따라 전처리 장치(130)와 재액화 장치(140)를 연결하는 공급라인(131)에 설치된 삼방향 밸브(150)에서 분기된 분기라인(132)를 통해 제 1 열교환기(142)는 패스하고 제 2 열교환기(143)만을 거쳐 압축할 수 있다. That is, the first heat exchange is performed through the branch line 132 branched from the three-way valve 150 provided in the supply line 131 connecting the preprocessing device 130 and the remanufacturing device 140 according to the temperature state of the evaporation gas. The first heat exchanger 142 and the second heat exchanger 143 are connected to each other.

한편, 본 발명에 따른 FLNG(10)의 LNG 하역 방법은 FLNG(10)에서 LNG 운반선(20)으로 LNG를 하역하는 방법에 있어서, FLNG(10)의 저장탱크(11)에 저장된 LNG를 상기 LNG 운반선(20)의 저장용기(21)으로 이송하되, FLNG(10)의 저장탱크(11)에서 발생하는 증발가스 및 LNG 운반선(20)으로 이송된 LNG에서 발생하는 증발가스를 FLNG(10)에 마련되는 재액화 장치(140)로 이송하고, 재액화 장치(140)에 의해 액화된 천연가스를 FLNG(10)의 저장탱크(11)로 회수할 수 있다. The LNG unloading method of the FLNG 10 according to the present invention is a method of unloading the LNG from the FLNG 10 to the LNG carrier 20 by replacing the LNG stored in the storage tank 11 of the FLNG 10 with the LNG The evaporation gas generated in the storage tank 11 of the FLNG 10 and the evaporated gas generated in the LNG transferred to the LNG carrier 20 are transferred to the FLNG 10 And the natural gas liquefied by the liquefaction device 140 can be recovered to the storage tank 11 of the FLNG 10. In this case,

이와 같은 본 발명에 따른 FLNG의 LNG 하역 시스템과 방법은 FLNG의 저장탱크에서 LNG 운반선으로 하역을 위해 이송된 LNG에서 발생하는 증발가스 및 저장탱크에서 발생하는 증발가스 자체의 냉열을 이용하여 증발가스를 재액화시킬 수 있는 시스템으로, 별도의 냉매 시스템을 필요로 하지 않으므로, 초기 설치비 부담과 설비 규모를 줄일 수 있고, 유지보수도 편리해진다.The LNG unloading system and the FLNG unloading system according to the present invention use the evaporation gas generated from the LNG transferred from the storage tank of the FLNG for unloading to the LNG carrier and the evaporation gas generated from the storage tank, Since it is a system that can re-liquefy it does not require a separate refrigerant system, it is possible to reduce initial installation cost and facility scale, and maintenance becomes convenient.

또한, 본 시스템은 재액화를 위해 많은 에너지를 소모하는 재액화 장치를 설치하지 않음으로써 재액화를 위한 장치의 구동 비용을 절감하며, 효과적인 재액화를 통해 연소 등으로 낭비되는 천연가스량을 줄일 수 있어 경제성을 높일 수 있다.In addition, the system does not provide a re-liquefaction device which consumes a lot of energy for re-liquefaction, thereby reducing the driving cost of the device for re-liquefaction and reducing the amount of natural gas wasted by combustion etc. It is possible to increase the economical efficiency.

이상의 설명은 본 발명의 기술 사상을 예시적으로 설명한 것에 불과한 것으로서, 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 본 발명의 본질적인 특성에서 벗어나지 않는 범위에서 다양한 수정 및 변형이 가능할 것이다. 따라서, 본 발명에 개시된 실시례들은 본 발명의 기술 사상을 한정하기 위한 것이 아니라 설명하기 위한 것이고, 이러한 실시례에 의하여 본 발명의 기술 사상의 범위가 한정되는 것은 아니다. 본 발명의 보호 범위는 아래의 청구범위에 의하여 해석되어야 하며, 그와 동등한 범위 내에 있는 모든 기술 사상은 본 발명의 권리범위에 포함되는 것으로 해석되어야 할 것이다. The foregoing description is merely illustrative of the technical idea of the present invention, and various changes and modifications may be made by those skilled in the art without departing from the essential characteristics of the present invention. Therefore, the embodiments disclosed in the present invention are not intended to limit the scope of the present invention but to limit the scope of the technical idea of the present invention. The scope of protection of the present invention should be construed according to the following claims, and all technical ideas within the scope of equivalents should be construed as falling within the scope of the present invention.

본 발명은 상기 실시례에 한정되지 않고, 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.It will be apparent to those skilled in the art that various modifications and variations can be made in the present invention without departing from the spirit and scope of the invention. It is.

10 : FLNG 11 : 저장 탱크
12 : 펌프 20 : LNG 운반선
21 : 저장용기 111 : 하역라인
120 : 제 1 증발가스 이송라인 121 : 제 2 증발가스 이송라인
122 : 회수 라인 131 : 공급 라인
132 : 분기 라인 140 : 액화장치
141 : 열교환기 142 : 제 1 열교환기
143 : 제 2 열교환기 144 : 압축기
150 : 삼방향 밸브 151,152 : 감압 밸브
153 : 제 1 감압 밸브 154 : 제 2 감압 밸브
155 : 기액 분리기 10: FLNG 11: Storage tank
12: Pump 20: LNG carrier
21: storage container 111: unloading line
120: first evaporation gas transfer line 121: second evaporation gas transfer line
122: recovery line 131: supply line
132: branch line 140: liquefier device
141: heat exchanger 142: first heat exchanger
143: second heat exchanger 144: compressor
150: three-way valves 151 and 152:
153: first reducing valve 154: second reducing valve
155: gas-liquid separator

Claims (9)

FLNG에서 LNG 운반선으로 LNG를 하역하는 시스템에 있어서,
상기 FLNG의 저장탱크에 저장된 LNG를 상기 LNG 운반선으로 이송하는 하역 라인;
상기 LNG 운반선으로 이송된 LNG에서 발생하는 증발가스를 상기 FLNG에 마련되는 재액화 장치로 이송하는 제 1 증발가스 이송라인;
상기 재액화 장치에 의해 액화된 천연가스를 상기 저장탱크로 회수하는 회수라인;을 포함하는, FLNG의 LNG 하역 시스템.In a system for unloading LNG from an FLNG to an LNG carrier,
A loading line for transferring the LNG stored in the storage tank of the FLNG to the LNG carrier;
A first evaporation gas transfer line for transferring the evaporation gas generated from the LNG transferred to the LNG carrier to the refill liquor provided in the FLNG;
And a recovery line for recovering the liquefied natural gas to the storage tank by the refill liquefaction device. 청구항 1에 있어서,
상기 저장탱크에서 배출되는 증발가스를 상기 재액화 장치로 이송하는 제 2 증발가스 이송라인을 더 포함하는, FLNG의 LNG 하역 시스템. The method according to claim 1,
And a second evaporative gas transfer line for transferring the evaporated gas discharged from the storage tank to the re-liquefier. 청구항 1 또는 청구항 2에 있어서,
상기 재액화 장치는,
상기 LNG 운반선 또는 상기 저장탱크에서 이송된 증발가스를 압축하는 압축기;
상기 압축기에서 압축된 증발가스가 상기 압축기로 도입될 증발가스와 열교환되는 열교환기;
상기 열교환기에서 열교환된 상기 압축된 증발가스가 단열팽창되는 팽창 수단; 및
상기 팽창 수단을 거쳐 단열팽창된 상기 증발가스를 기액분리하는 기액분리기;를 포함하는, FLNG의 LNG 하역 시스템.The method according to claim 1 or 2,
The remelting device comprises:
A compressor for compressing the evaporated gas transferred from the LNG carrier or the storage tank;
A heat exchanger in which the evaporated gas compressed in the compressor is heat-exchanged with the evaporated gas to be introduced into the compressor;
Expanding means in which the compressed evaporated gas heat-exchanged in the heat exchanger is thermally expanded; And
And a gas-liquid separator for gas-liquid separating the vaporized gas that has been thermally expanded through the expansion means. 청구항 3에 있어서,
상기 기액분리기에서 분리된 액화 천연가스는 상기 저장탱크로 회수되고, 분리된 기체는 상기 저장탱크에서 발생한 증발가스와 함께 상기 열교환기로 도입되는, FLNG의 LNG 하역 시스템. The method of claim 3,
The liquefied natural gas separated from the gas-liquid separator is recovered to the storage tank, and the separated gas is introduced into the heat exchanger together with the evaporated gas generated in the storage tank. 청구항 3에 있어서,
상기 압축기는 압축 및 중간 냉각이 반복되는 다단 압축기인, FLNG의 LNG 하역 시스템. The method of claim 3,
Wherein the compressor is a multi-stage compressor in which compression and intermediate cooling are repeated. 청구항 3에 있어서,
상기 팽창 수단은 상기 기액분리기의 전단에 마련되는 적어도 하나의 감압 밸브 또는 팽창기를 포함하는, FLNG의 LNG 하역 시스템. The method of claim 3,
Wherein the expansion means comprises at least one decompression valve or inflator provided at the front end of the gas-liquid separator. 청구항 3에 있어서,
상기 기액분리기의 후단에 마련되어 상기 저장탱크로 회수되는 액화천연가스를 감압하는 제 1 감압밸브; 및
상기 기액분리기의 후단에 마련되어 상기 열교환기로 도입되는 기체를 감압하는 제 2 감압밸브를 더 포함하는, FLNG의 LNG 하역 시스템. The method of claim 3,
A first pressure reducing valve provided downstream of the gas-liquid separator for reducing the pressure of the liquefied natural gas recovered in the storage tank; And
Further comprising a second pressure reducing valve provided downstream of the gas-liquid separator for reducing the pressure of gas introduced into the heat exchanger. 청구항 1에 있어서,
상기 압축기에서 상기 증발가스는 150 내지 400 bar 의 압력으로 압축되고,
상기 압축기에서 압축된 상기 증발가스 중 적어도 일부는 상기 FLNG의 엔진 연료로 공급되는, FLNG의 LNG 하역 시스템. The method according to claim 1,
In the compressor, the evaporation gas is compressed to a pressure of 150 to 400 bar,
Wherein at least some of the evaporated gas compressed in the compressor is supplied to the engine fuel of the FLNG. FLNG에서 LNG 운반선으로 LNG를 하역하는 방법에 있어서,
상기 FLNG의 저장탱크에 저장된 LNG를 상기 LNG 운반선으로 이송하되,
상기 FLNG의 저장탱크에서 발생하는 증발가스 및 상기 LNG 운반선으로 이송된 LNG에서 발생하는 증발가스를 상기 FLNG에 마련되는 재액화 장치로 이송하고,
상기 재액화 장치에 의해 액화된 천연가스를 상기 FLNG의 저장탱크로 회수하는, FLNG의 LNG 하역 방법.In the method of unloading LNG from FLNG to LNG carrier,
Transporting the LNG stored in the storage tank of the FLNG to the LNG carrier,
The evaporation gas generated in the storage tank of the FLNG and the evaporated gas generated in the LNG transferred to the LNG carrier are transferred to the refueling device provided in the FLNG,
And reclaiming the natural gas liquefied by the liquefaction device to the storage tank of the FLNG.
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