KR20200111208A - 가스 유조선을 위한 가스 저장 시설에서 가스를 처리하기 위한 방법 및 시스템 - Google Patents

가스 유조선을 위한 가스 저장 시설에서 가스를 처리하기 위한 방법 및 시스템 Download PDF

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KR20200111208A
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마르탱 뷔사르
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    • F17C2225/044—Localisation of the filling point in the gas at several points, e.g. with a device for recondensing gas
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    • F17C2227/0341—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid
    • F17C2227/0355—Heat exchange with the fluid by cooling using another fluid in a closed loop
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    • 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
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F17C2227/0358—Heat exchange with the fluid by cooling by expansion
    • F17C2227/036—"Joule-Thompson" effect
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    • F17C2227/0365—Heat exchange with the fluid by cooling with recovery of heat
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    • 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
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Abstract

본 발명은 특히 선박의 선상의, 가스 저장 시설(2)의 가스 처리 방법 및 시스템에 관한 것이며, 상기 방법은,
- 제 1 탱크(4) 또는 제 1 용기(5, 500)로부터 액체 상태의 제 1 가스(4a, 4b, 5a, 5b)의 추출 단계와,
- 액체 상태의 제 1 가스의 제 1 과냉각 단계와,
- 제 1 탱크(4) 또는 제 1 용기(5, 500) 또는 제 2 탱크 또는 제 2 용기의 바닥부에 액체 상태의 제 1 가스의 냉기 예비 층(4c, 5c, 500c)을 구성하기 위해, 제 1 또는 제 2 탱크(4) 또는 제 1 또는 제 2 용기(5, 500)의 하측 부분에의 액체 상태의 과냉각된 제 1 가스의 저장 단계를 포함한다.

Description

가스 유조선을 위한 가스 저장 시설에서 가스를 처리하기 위한 방법 및 시스템
본 발명은, 특히 액화 가스 수송선과 같은 선박의 선상에서, 가스 저장 시설의 가스 처리 방법 및 시스템에 관한 것이며, 이 시설은 선박에 저장된 카고(cargo)로부터 기원하는 가스에 의해 동력이 공급된다.
장거리 수송을 용이하게 하기 위해 몇 가지 유형의 가스를 액화 형태로 선박으로 수송하는 것이 알려져 있다. 액화 가스의 예는 액화 천연 가스(LNG) 또는 액화 석유 가스(LPG)이다. 가스가 대기압에 가까운 압력에서 액체가 되고 가스가 특수 용기에 로딩되도록 하기 위해, 가스는 매우 낮은 온도, 실제로 심지어 극저온까지 냉각된다. 액화 천연 가스 및 액화 석유 가스는 임의의 유형의 산업에서 다양한 장비 물품에 연료로서 사용된다. 최근, 예를 들어 "ECA"(배출 규제 지역) 및 "SECA"(SOx 배출 규제 지역)에서 황 산화물(SOx) 및 질소 산화물(NOx)의 배출을 제한하는 새로운 환경 규정을 충족시키기 위해, 선박에 동력을 공급하는 에너지 요구, 특히 액화 석유 가스 및 액화 천연 가스를 수송하는 에너지 요구에 대해 액화 천연 가스가 사용되고 있다.
이러한 액화 천연 가스 및 액화 석유 가스는 가스를 액체 상태로 유지하기 위해 선박에서 매우 낮은 온도로 단열 용기 내에 저장된다. 용기는 자연 보일-오프 가스(Natural Boil-Off Gas)의 약어 NBOG(가스의 강제 기화 또는 FBOG(강제 보일-오프 가스(Forced Boil-Off Gas)의 약어)와는 다름)로 알려져 있는 용기 내의 가스 일부의 기화에 기여하는 내부의 열을 흡수한다. 항해 동안의 해양 상태 및 주변 조건으로 인한 용기 내부의 가스 움직임과 같은 다른 파라미터도 또한 가스의 기화에 영향을 미친다. 용기의 상측 부분에서 액화 가스 위의 가스 헤드스페이스(gas headspace)에 저장된 이러한 가스 증기는 용기의 압력을 증가시킨다. 이러한 압력 증가는 용기가 파열되게 할 수 있다.
액화 천연 가스의 증기는 상기에 언급된 에너지 생성 시설에 공급되도록 사용된다. 자연 기화의 경우에, 자연 기화된 가스의 양이 시설의 연료 가스 수요에 충분하지 않다면, 강제 기화 후에 보다 많은 연료 가스를 공급하기 위해, 용기에 침지된 펌프와 같은 수단이 작동된다. 강제 기화는, 특히 오일 또는 가스 버너에 의해 가열된 온수로부터 수행된다. 이러한 작동 동안에 액화 천연 가스의 모든 냉기가 상실된다. 기화된 가스의 양이 시설의 수요에 비해 너무 많은 경우, 과잉 가스는 일반적으로 가스 연소 유닛에서 소각되며, 이는 카고의 손실을 나타낸다.
현재의 기술에서, 액화 천연 가스 용기에 대한 개선은 액화 가스의 자연 기화 속도(BOR - Boil-Off Rate(보일-오프 속도)의 약어)가 점점 더 낮아지도록 하는 것이다. 결과적으로, 선박의 장치는 점점 더 효율적이게 된다. 이것은, 상기에 언급된 제 1 및 제 2 경우 각각에서, 기화에 의해 자연적으로 생성된 가스의 양과 선박의 시설에 의해 요구되는 가스의 양의 차이가 매우 크다는 결과를 초래한다.
액화 석유 가스와 관련하여, 가스의 자연 기화는 불가피하며, 예를 들어 저장 탱크에의 충전 작동 동안, 선박 항해 작동 동안, 또는 탱크와 외부 환경 사이의 열 교환에 따른 탱크의 냉각 작동 동안에 일어난다. 액화 가스의 자연적인 기화를 제한하면서, 액화 가스가 영속적인 방식으로 저장될 수 있게 하는 열역학적 상태로 액화 가스를 유지하고 저장 용기 내의 압력을 제어하는 것을 가능하게 하는 하나 이상의 재액화 시스템(들)에 의해 가스의 기화가 관리된다. 이것은 요즈음 액화 석유 가스를 수송하는 선박이 액화 석유 가스의 증기를 소각할 수 없기 때문이다. 재액화 시스템은 탱크로부터 가스 증기를 추출하고, 재액화하여 저장 탱크로 복귀시킨다. 이러한 또는 이들 재액화 시스템은 선박 가격의 5% 내지 10% 정도의 자본 비용을 나타낼 수 있다.
본 발명은, 항해의 작동 조건, 용기 또는 탱크의 냉각의 작동 조건, 및 용기에의 액화 가스의 충전의 작동 조건에 관계없이, 선박 또는 탱크에서의 가스의 자연 또는 강제 기화와, 특히 선박 상의 저장 시설의 에너지 요구를 관리하는 것을 가능하게 하는 간단하고 효율적이며 경제적인 해결책을 제공하는 것을 제안한다.
제 1 양태에 따르면, 본 발명은 가스 저장 시설의 가스 처리 방법을 제공하며, 상기 시설은 제 1 가스가 저장되는 탱크와, 제 2 가스가 저장되는 용기를 포함하고, 제 2 가스는 제 1 가스의 비등점보다 낮은 비등점을 가지며, 상기 방법은, 탱크로부터 제 1 회로에서 이동하는 제 1 가스의 증기가, 입구 온도를 갖고 제 2 회로에서 이동하는 액체 상태의 제 2 가스와의 열 교환에 의해 재액화되는 재액화 단계를 포함하고, 제 1 가스의 재액화된 증기는 탱크 내로 이송되고, 제 2 가스는 재액화 후에 출구 온도에서 액체 상태로 유지되고 용기로 되돌아가며, 제 1 가스와 제 2 가스 사이의 열 교환은 제 1 가스의 재액화된 증기의 출구 온도가 제 1 임계 값과 제 2 임계 값 사이가 되도록 수행된다.
따라서, 본 발명은 가스 저장 시설에 공급되도록 의도된 제 2 가스의 냉기를 사용함으로써 제 1 가스의 증기를 관리하는 것을 가능하게 하여, NOx 및 SOx 배출을 감소시키면서 효율적이고 경제적인 시스템을 갖는 것을 가능하게 한다. 특히, 용기로 복귀되도록 의도된 액체 상태의 제 2 가스로 제 1 가스의 증기를 재액화시키는 것은 제 1 가스의 탱크에서 발생된 모든 가스 증기를 적당한 온도에서 재액화시키는 것을 가능하게 한다. 제 1 가스 증기의 재액화는 시설의 소비와는 무관하다. 제 2 가스는 이러한 열 교환 후에 가열되지만, 용기로 복귀될 수 있도록 액체 상태로 유지된다.
상기 방법은 서로 별개로 또는 서로 조합하여 취해진 하기의 특징 또는 단계 중 하나 이상을 포함할 수 있다:
- 재액화 단계 전의 제 2 가스의 입구 온도와 재액화 단계 후의 제 2 가스의 출구 온도 사이의 온도차는 20 ℃ 내지 30 ℃인 것,
- 제 2 가스의 출구 온도는 용기의 최대 승인된 저장 압력 값 이하의 압력에서 제 2 가스의 기화 온도보다 낮은 것,
- 제 1 가스의 재액화된 증기는 탱크가 견뎌야 하는 최소 온도 값 이상의 온도로 탱크 내로 이송되는 것,
- 제 1 가스의 재액화 후의 제 2 가스의 출구 압력은 8 bar인 것,
- 제 2 가스의 출구 온도는 2 내지 20 bar의 압력에서 -155 ℃ 내지 -105 ℃인 것,
- 제 1 가스의 출구 온도에 대한 제 1 임계 값은 대기압에서의 제 1 가스의 액화 온도에 실질적으로 가깝고, 제 2 임계 온도는 대기압에서 10 ℃ 내지 40 ℃만큼 제 1 임계 값보다 작은 것,
- 제 1 임계 값은 -40 ℃ 정도이고, 제 2 임계 값은 -50 ℃ 정도인 것,
- 제 1 가스의 증기는 열 교환 전에 압축되는 것,
- 제 2 가스는 용기의 바닥부로부터 추출되는 것,
- 재액화 단계 동안의 열 교환은 제 1 가스를 충전하는 작동 동안, 또는 탱크를 냉각하는 작동 동안에 수행되는 것,
- 제 1 가스는 액화 석유 가스인 것,
- 제 2 가스는 액화 천연 가스인 것.
본 발명은 또한 가스 저장 시설의 가스 처리 시스템에 관한 것이며, 상기 시스템은,
- 제 1 가스가 저장되는 탱크와,
- 제 2 가스가 저장되는 용기로서, 제 2 가스는 제 1 가스의 비등점보다 낮은 비등점을 갖는, 용기와,
- 탱크로부터의 제 1 가스의 증기의 적어도 일부가 이동하는 제 1 회로와,
- 용기로부터의 입구 온도에서 액체 상태의 제 2 가스의 적어도 일부가 이동하는 제 2 회로와,
- 액체 상태의 제 2 가스와의 열 교환에 의해 제 1 가스의 증기의 적어도 일부를 재액화시키도록 구성된 열교환기로서, 제 1 가스의 재액화된 증기는 탱크 내로 이송되고, 제 2 가스는 재액화 후의 출구 온도에서 액체 상태로 유지되고 용기로 되돌아가며, 열교환기는 제 1 가스의 증기의 출구 온도가 제 1 임계 값과 제 2 임계 값 사이가 되도록 구성되는, 열교환기를 포함한다.
본 발명에 따른 시스템은 서로 별개로 또는 서로 조합하여 취해진 하기의 특징 중 하나 이상을 포함할 수 있다:
- 열교환기는 재액화 단계 이전의 제 2 가스의 입구 온도와 재액화 단계 이후의 출구 온도 사이의 온도차가 5 ℃ 내지 55 ℃가 되도록 구성되는 것,
- 상기 시스템은 열 교환 전에 탱크로부터 추출될 제 1 가스의 증기를 압축하도록 제 1 회로의 상류에 설치된 압축기를 포함하는 것,
- 제 2 회로는, 용기 및 제 2 회로에 각각 연결된 파이프에 의해, 폐쇄 회로를 형성하는 것,
- 제 1 가스는 액화 석유 가스인 것,
- 제 2 가스는 액화 천연 가스인 것.
본 발명은 또한 상기에 언급된 특징 중 어느 하나를 나타내는 적어도 하나의 시스템을 포함하는 액화 가스 수송선에 관한 것이다.
제 2 양태에 따르면, 본 발명은 특히 선박의 선상의, 가스 저장 시설의 가스 처리 방법을 제공하며, 상기 방법은,
- 제 1 탱크 또는 제 1 용기로부터 액체 상태의 제 1 가스의 추출 단계와,
- 추출된 액체 상태의 제 1 가스의 제 1 과냉각 단계와,
- 제 1 탱크 또는 제 1 용기 또는 제 2 탱크 또는 제 2 용기의 바닥부에 과냉각된 액체 상태로 액체 상태의 제 1 가스의 냉기 예비 층(reserve layer of cold)을 구성하기 위해, 제 1 또는 제 2 탱크 또는 제 1 또는 제 2 용기의 하측 부분에의 액체 상태의 과냉각된 제 1 가스의 저장 단계를 포함한다.
따라서, 탱크 또는 용기의 바닥부에 저장되는 과냉각된 제 1 가스는 차후에 사용될 수 있는 냉동력(refrigerating power)을 생성하는 것을 가능하게 하며, 냉기 예비부는 탱크 또는 용기의 바닥부에 영속적인 방식으로 저장된다. 이러한 냉기 예비부는, 예를 들어 탱크 내의 제 1 가스의 증기를 재액화시키고, 그리고/또는 탱크 내의 압력을 감소시키기 위해, 그리고 필요 시에 즉시 사용될 수 있다. 이러한 냉기 예비부는 또한 시설에 공급하거나 열교환기를 작동시킬 필요 없이 사용될 수 있다.
상기 방법은 서로 별개로 또는 서로 조합하여 취해진 하기의 특징 또는 단계 중 하나 이상을 포함할 수 있다:
- 제 1 가스는 탱크 또는 용기가 견뎌야 하는 최소 온도 값 이상의 온도로 과냉각되는 것,
- 냉기 예비 층은 제 1 또는 제 2 탱크 또는 제 1 또는 제 2 용기에서 소정량의 제 1 가스 아래에 위치되어 액체-액체 계면을 형성하는 것,
- 액체 상태의 과냉각된 제 1 가스는 제 1 또는 제 2 탱크 또는 제 1 또는 제 2 용기의 바닥부로 들어가는 파이프라인을 통해 제 1 또는 제 2 탱크 또는 제 1 또는 제 2 용기 내로 이송되는 것,
- 제 1 또는 제 2 탱크 또는 제 1 또는 제 2 용기의 냉기 예비 층에 저장된 제 1 가스는 증기 상태의 가스를 냉각시키는데 사용되는 것,
- 증기 상태의 가스는 탱크 또는 용기의 상측 부분, 그리고 액체 상태의 제 1 가스의 상측 부분에 위치된 증기 상태의 제 1 가스인 것,
- 냉기 예비 층에 저장된 제 1 가스는 제 1 또는 제 2 탱크 또는 제 1 또는 제 2 용기 내로, 그리고 증기 상태의 제 1 가스의 층 내로 분무되는 것,
- 냉기 예비 층에 저장된 제 1 가스는 탱크 또는 용기 중 하나의 바닥부로부터 추출되고, 열교환기를 통해 증기 상태의 제 1 가스를 재액화시키는 것,
- 탱크 또는 용기에서 측정된 압력이 탱크 또는 용기의 제 1 사전결정된 압력 임계 값 미만인 경우, 액체 상태의 과냉각된 제 1 가스는 냉기 예비 층에 저장되는 것,
- 제 1 사전결정된 임계 값은, 예를 들어 절대 압력 1 내지 1.05 bar인 것,
- 상기 하측 부분은 탱크 또는 용기의 바닥부로부터 측정된 탱크 또는 용기의 높이의 약 30% 미만에 걸쳐 연장되고, 상기 바닥부는 탱크 또는 용기의 최하측 단부인 것,
- 액체 상태의 과냉각된 제 1 가스는 대기압에서 제 1 가스의 액화 온도보다 약 5 ℃ 낮은 온도와 액화 온도보다 약 10 ℃ 낮은 온도 사이의 온도로 냉기 예비 층에 저장되고, 제 1 또는 제 2 탱크 또는 제 1 및 제 2 용기에 잔류하는 액체 상태의 제 1 가스는 제 1 가스의 액화 온도보다 높은 온도에 있는 것,
- 액체 상태의 과냉각된 제 1 가스는 -45 ℃ 내지 -55 ℃의 온도로 냉기 예비 층에 저장되고, 제 1 또는 제 2 탱크 또는 제 1 및 제 2 용기에 잔류하는 액체 상태의 제 1 가스는 -42 ℃ 이상의 온도에 있는 것,
- 과냉각된 제 1 가스는 -160 ℃ 내지 -170 ℃의 온도로 냉기 예비 층에 저장되고, 탱크 또는 용기에 잔류하는 액체 상태의 제 1 가스는 -160 ℃ 이상의 온도에 있는 것,
- 제 1 가스의 제 1 과냉각은 적어도 용기로부터 추출된 액체 상태의 제 2 가스로 수행되고, 제 2 가스는 제 1 가스의 비등점 이하의 비등점을 갖는 것,
- 상기 방법은 시설에 공급되도록, 제 1 가스의 제 1 과냉각 동안에 열 교환에 의해 가열되거나 기화되는 제 2 가스의 기화 또는 가열 단계를 포함하는 것,
- 시설은 기화 동안에 기화되거나 가열되어야 하는 제 2 가스의 유량을 제어하는 것,
- 제 1 가스의 제 1 과냉각은 용기로부터 추출되고 팽창 및 부분적으로 기화된 제 1 가스로 수행되는 것,
- 용기로부터 추출된 제 2 가스는 제 1 과냉각 동안 열 교환 전에 팽창되고 부분적으로 기화되는 것,
- 용기로부터 추출된 제 2 가스는 팽창되고 부분적으로 기화된 제 2 가스와의 열 교환에 의해 과냉각되는 것,
- 제 1 과냉각 후에 제 1 가스의 제 2 과냉각이 수행되는 것,
- 제 2 과냉각에 사용되는 제 2 가스는 용기의 바닥부로부터 추출되거나 과냉각되는 것,
- 제 1 및/또는 제 2 과냉각은 제 1 및 제 2 탱크 및/또는 제 1 및 제 2 용기 외부에서 수행되는 것,
- 제 1 가스와 제 2 가스 사이의 제 1 과냉각 또는 제 2 과냉각 동안의 열 교환은 제 1 가스의 과냉각 온도가 제 1 임계 값과 제 2 임계 값 사이가 되도록 수행되는 것,
- 제 2 과냉각 후의 제 2 가스의 출구 온도는 2 내지 20 bar의 압력에서 -155 ℃ 내지 -105 ℃인 것,
- 가열되거나 기화되거나 부분적으로 기화된 제 2 가스는 시설에 공급되도록 가열되는 것,
- 상기 방법은 탱크로부터 제 1 회로에서 이동하는 제 1 가스의 증기가, 입구 온도를 갖고 제 2 회로에서 이동하는 액체 상태의 제 2 가스와의 열 교환에 의해 재액화되는 재액화 단계를 추가로 포함하며, 제 1 가스의 재액화된 증기는 탱크 내로 이송되고, 제 2 가스는 재액화 후에 출구 온도에서 액체 상태로 유지되고 용기로 되돌아가며, 제 1 가스와 제 2 가스 사이의 열 교환은 제 1 가스의 재액화된 증기의 출구 온도가 제 1 임계 값과 제 2 임계 값 사이가 되도록 수행되는 것,
- 제 1 가스의 증기는 탱크 또는 용기에서 측정된 압력이 탱크 또는 용기의 제 2 사전결정된 압력 임계 값보다 높은 경우에 재액화되는 것,
- 제 2 임계 값은, 예를 들어 절대 압력 1 내지 1.05 bar인 것,
- 가열된 제 2 가스는 시설에 공급되도록 압축되는 것,
- 제 1 가스는 액화 천연 가스 또는 액화 석유 가스인 것,
- 제 2 가스는 액화 천연 가스인 것.
본 발명은 또한, 특히 선박의 선상의, 가스 저장 시설의 가스 처리 시스템에 관한 것이며, 상기 시스템은,
- 액체 상태의 제 1 가스가 저장되는 탱크 또는 용기와,
- 제 1 파이프라인에 의해, 상기 탱크 또는 용기로부터 액체 상태로 추출된 제 1 가스의 제 1 과냉각을 수행하도록 구성된 제 1 열교환기와,
- 제 1 열교환기에 연결된 제 2 파이프라인으로서, 제 2 파이프라인은 과냉각된 제 1 가스를 탱크 또는 용기 또는 다른 탱크 또는 용기의 바닥부에 저장하여 액체 상태의 제 1 가스의 냉기 예비 층을 형성하기 위해, 탱크 또는 용기 또는 다른 탱크 또는 용기의 하측 부분으로 들어가는, 상기 제 2 파이프라인을 포함한다.
본 발명에 따른 시스템은 서로 별개로 또는 서로 조합하여 취해진 하기의 특징 중 하나 이상을 포함할 수 있다:
- 제 1 가스는 제 1 가스가 추출되는 동일한 탱크 또는 동일한 용기에 저장되는 것,
- 상기 시스템은 액체 상태의 제 2 가스가 저장되는 용기를 포함하며, 제 2 가스는 제 1 가스의 비등점 이하의 비등점을 갖는 것,
- 액체 상태의 제 2 가스는 제 1 가스의 제 1 과냉각을 수행하기 위해 제 1 열교환기에 연결된 제 2 파이프라인에서 이동하는 것,
- 상기 시스템은 액체 상태의 제 2 가스로 제 1 가스의 제 2 과냉각을 수행하도록 구성된 제 2 열교환기를 포함하는 것,
- 탱크 또는 용기의 바닥부는 도관의 제 1 단부에 연결된 출구를 포함하고, 도관은 탱크 또는 용기의 상측 부분에 설치된 분무 바아에 결합된 제 2 단부를 포함하는 것,
- 상기 시스템은 제 1 열교환기에서 가열되거나 기화되거나 부분적으로 기화된 제 2 가스가 이동하는 가열 장치를 포함하는 것,
- 감압 수단이 제 1 열교환기의 상류에 장착되는 것,
- 제 2 열교환기는 2 내지 20 bar의 압력에서 -155 ℃ 내지 -105 ℃의 출구 온도로 제 2 가스를 제공하도록 구성되는 것,
- 상기 시스템은 액체 상태의 제 2 가스와의 열 교환에 의해 제 1 가스의 증기의 적어도 일부를 재액화시키도록 구성된 제 3 열교환기를 포함하며, 제 1 가스의 재액화된 증기는 탱크 내로 이송되고, 제 2 가스는 재액화 후에 출구 온도에서 액체 상태로 유지되고 용기로 되돌아가며, 제 3 열교환기는 제 1 가스의 증기의 출구 온도가 제 1 임계 값과 제 2 임계 값 사이가 되도록 구성되는 것,
- 상기 시스템은 1차 회로에서 이동하는 제 2 가스를 부분적으로 기화시키고 2차 회로에서 이동하는 제 2 가스를 과냉각시키도록 구성된 제 4 열교환기를 포함하는 것,
- 1차 회로는 (열교환기에서의 유체의 이동 방향에서) 감압 수단의 하류에, 그리고 제 1 열교환기의 상류에 배열되는 것,
- 2차 회로는 (열교환기에서의 유체의 이동 방향에서) 제 2 열교환기의 상류에 배열되는 것,
- 압축기는 가열되거나 기화된 제 2 가스를 압축하도록 의도되는 것,
- 제 1 가스는 액화 천연 가스 또는 액화 석유 가스인 것,
- 제 2 가스는 액화 천연 가스인 것.
본 발명은 또한, 상기에 언급된 특징 중 어느 하나를 나타내는 적어도 하나의 시스템을 포함하는 액화 가스 수송선에 관한 것이다.
비제한적인 예로서 첨부된 도면을 참조하여 주어진 하기의 설명을 읽으면, 본 발명에 대한 보다 나은 이해가 얻어질 것이며, 본 발명의 다른 세부사항, 특징 및 장점이 더욱 명백해질 것이다:
도 1은, 본 경우에서는 특히 선박 상의 가스 저장 시설에 구비되는 본 발명에 따른 가스 처리 시스템의 실시예를 나타내고,
도 2는 본 발명에 따른 가스 처리 시스템의 다른 실시예를 나타내고,
도 3은 본 발명에 따른 가스 처리 시스템의 다른 실시예를 나타내고,
도 4는 본 발명에 따른 가스 처리 시스템의 다른 실시예를 도시하고,
도 5는 도 4의 실시예의 대안적인 형태이며,
도 6은 본 발명에 따른 가스 처리 시스템의 다른 실시예를 도시한다.
도 1은 본 발명에 따른 가스 저장 시설(2)의 가스 처리 시스템(1)의 제 1 실시예를 도시한다. 이러한 처리 시스템은 하나 이상의 가스의 냉각 및/또는 하나 이상의 가스의 증기의 재액화 및/또는 하나 이상의 가스의 기화 또는 가열을 가능하게 한다.
본 발명에서, 용어 "재액화"는 가스의 증기를 응축시켜 액체 상태로 되돌리는 것을 가능하게 하는 것을 의미하는 것으로 이해된다.
본 발명에서, 시스템(1)은, 특히 VLGC(Very Large Gas Carrier; 초대형 가스 수송선) 타입의 가스 수송선과 같은 선박에 설치된다. 이러한 타입의 선박은 80,000 ㎥의 용량을 갖는다.
예를 들어 LNG 유조선 타입의 가스 수송선에서, 특히 선박의 추진 및/또는 선상의 장비 물품을 위한 전기 생성을 위한 선박의 작동의 에너지 요구를 충족시키기 위해, 에너지 생성 시설이 제공된다.
가스 저장 시설(2)은 에너지 생성 시설일 수 있다. 그러한 시설은 통상적으로 선박의 용기/탱크에서 수송되는 가스 카고로부터 기원하는 가스를 소비하는 선박의 엔진과 같은 열 엔진(3)을 포함한다.
이러한 선박에서, 가스(들)는 몇 개의 탱크(4) 또는 용기(5) 내에 매우 낮은 온도, 실제로 심지어 극저온의 액체 상태로 저장된다. 탱크(4) 및 용기(5) 각각은 사전결정된 압력 및 사전결정된 온도의 액화된 형태 또는 액체 상태로 가스를 수용할 수 있다. 선박의 하나 이상의 탱크(4) 및/또는 용기(5)는 본 발명에 따른 시스템(1)에 의해 시설(2)에 연결될 수 있다. 이러한 목적을 위한 각 탱크 및 용기는 저장 온도로 저장된 가스를 외부 환경으로부터 격리시키도록 의도된 재킷을 포함한다.
선박에는, 용기(5)에 저장된 천연 가스(NG)와, 하나 이상의 탱크(4)에 저장된 석유 가스(PG)가 로딩된다. 각 탱크(4) 및/또는 용기(5)는 1000 내지 50,000 ㎥의 용량을 가질 수 있다. 탱크(4) 및 용기(5)의 개수는 제한되지 않는다. 예를 들어, 1개 내지 6개이다. 설명의 연장선에서, 용어 "선박" 및 "탱크"는 각각 "선박 또는 각 선박" 및 "탱크 또는 각 탱크"로 해석되어야 한다.
천연 가스(NG)는, 예를 들어 메탄 또는 메탄을 포함하는 가스 혼합물이다. 천연 가스는 용기에 액체 상태(5a)로, 예를 들어 대기압에서 -160 ℃ 정도의 극저온 온도로 저장된다. 액체 상태의 천연 가스 또는 액화 천연 가스(5a)는 약어 "LNG"를 가진다. 용기(5)는 또한 용기 내에서의 LNG의 기화, 특히 자연 기화로 생긴 가스 증기(5b)를 포함한다. 기화 가스 또는 증기(5b)는 강제 기화에 대한 부호 "FBOG"와는 달리, 자연 기화에 대해 "BOG" 또는 "NBOG"로 표시된다. LNG(5a)는 용기(5)의 바닥부에 자연적으로 저장되는 한편, LNG BOG(5b)는 가스 헤드스페이스로 알려진 용기 내의 LNG(5a)의 레벨(N1) 위에 위치된다. 용기 내의 LNG BOG(5b)는 예를 들어 외부 환경으로부터 용기(5) 내로의 열 유입과, 해양의 움직임으로 인한 용기(5) 내에서의 LNG(5a)의 움직임으로 인한 것이다.
석유 가스(PG)는 프로판, 부탄, 프로필렌, 암모니아, 에탄, 에틸렌, 또는 이들 성분을 포함하는 가스 혼합물을 포함한다. 석유 가스는 탱크(4)에 액체 상태(4a)로, 대기압에서 -42 ℃ 정도의 온도로 저장된다. 액체 상태(4a)의 석유 가스 또는 액화 석유 가스는 약어 "LPG"를 가진다. 탱크(4)는 또한 탱크 내에서의 LPG의 기화, 특히 자연 기화로 생긴 가스 증기(4b)를 포함한다. 마찬가지로, LPG(4a)는 탱크(4)의 바닥부에 자연적으로 저장되는 한편, LPG 가스 증기는 탱크 내의 LPG(4a)의 레벨(N2) 위에, 즉 가스 헤드스페이스에 위치된다. LNG에 대해 상기에서 설명된 바와 같이, 탱크(4) 내에서의 LPG(BOG 또는 NBOG)의 기화는 또한, 외부 환경으로부터 탱크 내로의 열 유입과, 항해 동안, 탱크(4) 내로의 LPG의 로딩 동안, 그리고 탱크의 온도를 평형 온도로 되돌리기 위한 탱크의 냉각 동안에 유체 움직임(해양, LPG)으로 인한 것이다.
탱크의 재킷의 주변 온도를 평형 온도로 되돌리는 것인, 본 경우에 탱크(4)의 냉각 동안에, 액화 가스가 사실상 빈 탱크의 벽 상에 분무된다. 가스의 기화는 재킷의 냉각에 필요한 냉기를 발생시킨다. 약 10 시간 지속되는 이러한 작동 동안에, 탱크가 사실상 비어 있기 때문에 자연 기화에 의해 생성된 LPG 증기(NBOG)는 거의 없다. 한편, 벽을 냉각시키기 위해 벽 상에 LPG를 분무함으로써, 10,900 kg/h 정도의 다량의 LPG 증기가 발생된다. LPG 탱크를 냉각시키는 이러한 작동은 LNG 용기의 냉각에 적용될 수 있다.
LPG의 로딩 동안에, 탱크는 탱크의 냉각과, 또한 탱크 내에서 가열되는 LPG에 의해 발생된 NBOG로부터 기원하는 상당량의 BOG를 포함한다. 냉각으로 인한 증기는 탱크 내로 로딩된 LPG에 의해 재액화되지 않는다. 로딩 작동은 약 18 시간 지속된다. 약 13,900 kg/h의 BOG가 탱크에서 발생된다. 탱크 내의 압력은 탱크의 로딩 동안에 대기압 이상으로 유지된다.
도 1에 나타낸 실시예에서, 나타낸 시스템(1)은 4개의 LPG 탱크(4) 및 1개의 LNG 용기(5)를 포함한다. 시스템(1)은 또한 LNG 증기(5b), LPG 증기(4b), 액체 LPG(4a) 및 액체 LNG(5a) 사이에서의 열 교환을 가능하게 하는 열교환기(6)를 포함한다. 본 예에서, 열교환기(6)는 몇 개의 회로 또는 파이프, 본 경우에 적어도 하나의 제 1 회로(6a), 하나의 제 2 회로(6b), 하나의 제 1 파이프(6c) 및 하나의 제 2 파이프(6d)를 포함하며, 여기서 NG 또는 PG는 액체 또는 증기 상태로 이동한다.
열교환기(6)는 용기로부터 나오는 LNG를 액체 상태로 유지하고 동시에 탱크(4)로부터 나오는 LPG 증기(4b)를 재액화시키기 위해 제 1 회로(6a)가 제 2 회로(6b)와 열 교환하도록 구성된다. 열교환기(6)의 출구, 특히 제 2 회로(6b)의 출구에서 LNG는 용기(5)로 보내지고, 재액화된 LPG 증기는 탱크(4)로 보내진다.
이를 위해, 탱크(4)는 LPG 증기(4b)가 이동하는 제 1 파이프라인(7)의 제 1 단부에 연결된 출구를 포함한다. 탱크(4)의 출구는 LPG 증기(4b)(NBOG)를 갖는 가스 헤드스페이스가 위치되는 탱크(4)의 상측 부분에 위치된다. 제 1 파이프라인(7)은 제 1 파이프라인(7)에서의 LPG 증기(4b)의 이동을 보장하는 압축기(8)의 입구에 연결된다. 제 1 파이프라인(7)은 제 1 회로(6a)의 입구에 연결된 제 2 단부를 포함한다. LPG 증기는 LNG의 냉기와의 열 교환에 의해 재액화되고 LNG를 액체 상태로 유지하도록 의도된다. 제 1 회로(6a)의 출구는 재액화된 LPG 증기가 이동하는 제 2 파이프라인(9)의 제 1 단부에 연결된다. 제 2 파이프라인(9)은 LPG에 침지되거나 탱크에 침지된 딥 파이프(dip pipe)(9a)에 연결된 제 2 단부를 포함한다. 대안적으로, 제 2 파이프라인(9)은 LPG 분무 바아(10)에 연결된다. 바아(10)는 탱크(4) 내에, 그리고 도 1의 평면에서의 수직 축을 따라 탱크(4)의 상측 부분에 배열되어, 재액화된 LPG 증기를 LPG의 가스 헤드스페이스에 분무한다. 이것은 탱크 내의 NBOG의 재응축을 강제하는 것을 가능하게 한다.
시스템(1)은 용기로부터 LNG를 추출하기 위해 용기(5)에 설치된 펌프를 포함한다. 특히, 제 1 펌프(11a) 및 제 2 펌프(11b)는 LNG에 침지되고, 바람직하게는 LNG만이 공급되는 것을 보장하기 위해 용기(5)의 바닥부에 위치된다. 제 1 펌프(11a)는 제 3 파이프라인(12)의 제 1 단부에 연결된다. 제 1 펌프(11a)는 제 3 파이프라인(12)에서의 LNG의 순환을 강제하는 것을 가능하게 한다. 이러한 제 1 펌프(11a)의 LNG의 체적 유량은 130 ㎥/h 정도이다. 이러한 제 3 파이프라인(12)의 제 2 단부는 용기(5)로부터 나오는 LNG(5a)가 이동하는 제 2 회로(6b)의 입구에 연결된다. 제 2 회로(6b)는 LNG(5a)가 또한 이동하는 제 4 파이프라인(13)의 제 1 단부에 연결된 출구를 포함한다. 제 4 파이프라인(13)은 용기(5)에 연결된 제 2 단부를 포함한다. 제 3 및 제 4 파이프라인(12, 13)은 용기로부터 열교환기(6)를 통해 용기로의 LNG의 재순환을 허용한다. 보다 정확하게는, 제 2 회로(6b)와, 제 3 및 제 4 파이프라인(12, 13)은 폐쇄 회로를 형성한다. LNG는 용기로부터 -160 ℃의 온도로 추출된다. LNG의 출구 온도 및/또는 LNG의 출구 압력은 LPG 증기와의 열 교환 동안 LNG가 기화하지 않도록 제어된다. 이를 위해, 용기로 복귀되는 LNG의 온도를 제어하기 위해, 예를 들어 제 4 파이프라인(13) 상에, 온도 센서가 제공된다. 유리하게는, LNG의 사전결정된 출구 온도는 용기의 승인된 저장 압력 값, 예를 들어 8 bar 정도에서 LNG의 기화 온도보다, 예를 들어 5 ℃만큼 더 낮다. LNG를 수용하기 위한 용기(5)의 저장 압력은 2 내지 20 bar이다. 열교환기(6)로부터의 LNG의 출구 압력은 용기의 최대 저장 압력보다 낮아야 한다. 따라서, LNG는 기화되지 않고서 가열된다. 재액화된 LPG 증기의 출구 온도는 제 1 임계 값과 제 2 임계 값 사이가 된다. LPG 가스의 출구 온도에 대한 제 1 임계 값은 대기압에서의 액화 온도에 실질적으로 가깝고, 제 2 임계 온도는 대기압에서 제 1 임계 값보다 10 ℃ 내지 40 ℃만큼 더 낮다. 본 예에서, 제 1 임계 값은 -40 ℃인 반면, 제 2 임계 값은 -55 ℃ 정도이다. 유리하게는, 재액화된 가스 증기의 출구 온도는 -42 ℃ 정도이다. 이러한 열 교환은 LPG 증기가 너무 저온으로 되지 않는 적절한 온도, 특히 탱크(4)가 견뎌야 하는 최소 온도 값 이상인 적절한 온도에서 재액화될 수 있게 한다. 본 예에서 그리고 설명의 연장선에서 LPG에 대한 상기에 언급된 온도 값은 프로판과 관련된 온도의 예이다. LPG의 다른 화합물의 온도 값이 본 발명에 적용되는 것으로 이해된다.
열교환기(6)는 또한 용기로부터 나오는 LNG의 강제 기화 및 동시에 탱크(4)로부터 나오는 LPG의 과냉각을 수행하기 위해 제 1 파이프(6c)가 제 2 파이프(6d)와 열 교환하도록 구성된다. 본 발명에서, 용어 "과냉각"은 액화 가스의 온도가 액화 온도 미만으로 낮아지는 것을 의미하는 것으로 이해된다. 액화 가스는, 예를 들어 액화 온도보다 약 5 ℃ 내지 20 ℃만큼 과냉각된다. 본 발명에서, 과냉각된 액화 가스의 저장은 액화 가스의 저장 압력에 의존하는 것으로 이해된다. 기화된 LNG(FBOG)는 시설(2), 특히 본 경우에 선박의 엔진에 공급되도록 의도된다. 과냉각된 LPG(액체 상태)는 탱크(4)로 보내진다. 특히, 제 1 파이프(6c)는 석유 가스 및 특히 LPG(4b)가 열교환기(6) 내에서 이동하게 하도록 구성된다. 제 1 파이프(6c)는 탱크로부터 추출된 LPG가 이동하는 제 5 파이프라인(14)의 단부 중 하나에 연결된 입구를 포함한다. 제 5 파이프라인(14)의 다른 단부는 LPG에 침지된 제 3 펌프(15)에 연결된다. 이러한 제 3 펌프(15)는 또한, LPG만을 인출하고 이러한 파이프라인(14) 내에서 LPG를 이동시키기 위해 탱크(4)의 바닥부에 설치된다. 제 1 파이프(6c)는 과냉각된 LPG(액체 상태)를 탱크(4)로 복귀시키도록 의도된 제 6 파이프라인(16)에 연결된 출구를 포함한다. 제 6 파이프라인(16)은 LPG를 탱크로 복귀시키기 위해 분무 바아(10) 또는 제 2 파이프라인(9), 또는 심지어 딥 파이프(9a)에 연결될 수 있다. 바람직하게는, 과냉각된 LPG는 탱크(4)의 바닥부에서, 탱크의 내부 공간에 그리고 탱크의 하측 부분에 위치된 냉기 예비 층(reserve layer of cold)(4c)에 저장된다. 이러한 층(4c)은 차후에 사용될 수 있다. 바람직하지만, 비제한적으로, 파이프라인(9)의 제 2 단부 또는 딥 파이프의 제 2 단부는 과냉각된 LPG를 탱크(4) 내에 저장하기 위해, 도 1의 평면에서 수직 축을 따라 탱크(4)의 하측 부분에 위치된다. 과냉각은 탱크 또는 임의의 다른 탱크 또는 용기 외부에서 발생한다. 과냉각부는 예를 들어 액화 가스에 침지되지 않는다. 또한, 냉기 예비 층(4c)은 탱크의 내부 공간에서 탱크의 바닥부에 위치된다. 냉기 예비 층은 도 1과 관련하여 수직 축을 따라 탱크의 LPG 아래에 있어, 액체-액체 계면을 형성한다. 다시 말해서, 탱크에는, 탱크에 잔류/이미 존재하는 LPG와 이러한 예비 층에 저장된 과냉각된 LPG를 분리하는 칸막이, 서브탱크 또는 구획부가 없다.
제 2 파이프(6d)는 용기(5)로부터 나오는 LNG(5a)의 기화를 가능하게 한다. 이를 위해, LNG에 침지된 제 2 펌프(11b)는 LNG가 시설(2), 본 경우에는 선박의 엔진으로 이동하는 제 7 파이프라인(17)의 제 1 단부에 연결된다. 제 2 펌프(11b)는 제 7 파이프라인(17)에서의 LNG의 이동을 제 1 펌프(11a)의 체적 유량보다 낮은 체적 유량으로 가능하게 한다. 본 예에서, 제 7 파이프라인(17)에서의 LNG의 체적 유량은 4 ㎥/h 정도이다. 제 7 파이프라인(17)의 제 2 단부는 제 2 파이프(6d)의 입구에 연결된다. 제 2 파이프(6d)는, 예를 들어 선박의 엔진에 공급하기 위해, LPG와의 열 교환에 의해 형성된 LNG 증기(5a)가 이동하는 제 8 파이프라인(18)에 연결된 출구를 포함한다. 이러한 기화-과냉각 열 교환 동안에, LNG의 온도가 상승한다. 즉, 그 온도는 대기압에서 액화 온도보다 높다. LNG의 온도는 엔진의 사양에 따라 가열 장치(여기에는 도시되지 않음)에 의해 수정된다. 예를 들어 선박의 엔진에 의해 요구되는 LNG의 출구 압력은 17 bar 정도이다. LPG와 관련하여, 회로(6c)에서의 그 입구 압력은 약 1 bar이다. 과냉각된 LPG의 출구 온도는 탱크 또는 용기가 견뎌야 하는 최소 온도 값 이상이다. 본 경우에, 출구 온도는 (탱크의 저장 압력에서) -52 ℃ 정도이다.
도 1에서, LPG 증기는 탱크로부터 추출되고, 재액화된 LPG 증기는 다른 인접한 탱크로 보내진다. 마찬가지로, 탱크로부터 추출되고 과냉각된 LPG는 동일한 탱크로 복귀된다. 물론, 다른 배열도 가능하다.
도 1에서, 열교환기(6)는 탱크 또는 용기와 분리되어 있다. 열교환기(6)는 탱크 및 용기 외부에 위치된다. 열교환기는 액화 가스가 저장된 다른 탱크 또는 다른 용기에 위치되지 않는다.
유리하게는, 열교환기는 튜브형, 플레이트형 또는 코일형 교환기이다.
도 2에 도시된 실시예에서, 시스템(1)은 LNG 증기, LPG 증기, LNG 및/또는 LPG 사이에서의 열 교환을 허용하는 몇 개의 열교환기를 포함한다. 이러한 시스템은 특히 열교환기의 개수에 의해 제 1 실시예와 상이하다. 특히, 본 예에서, 시스템은 이하에서 기화식 열교환기(20) 및 메인 열교환기(21)로 지칭되는 적어도 2개의 열교환기를 포함한다. 도 2에는, 단일 용기(5) 및 단일 탱크(4)가 도시되어 있다. 물론, 시스템은 다른 용기 및 탱크를 포함할 수 있다. 시스템(1)은 또한 용기(5) 및 탱크(4)에 설치된 펌프(11a, 11b, 15)를 포함한다. 특히, 제 1 펌프 및 제 2 펌프는 LNG에 침지되며, 바람직하게는 LNG만이 공급되는 것을 보장하도록 용기의 바닥부에 위치된다. 제 1 펌프의 유량은 또한 약 130 ㎥/h이고, 제 2 펌프의 유량은 약 4 ㎥/h이다.
메인 열교환기(21)는 LNG(5a)의 냉기와의 열 교환에 의해 LPG 증기(4b)를 재액화시키고 동시에 LNG를 액체 상태로 유지하도록 구성된다. LNG는 기화되지 않고 용기(5)로 복귀되고, 재액화된 LPG 증기는 탱크(4)로 복귀된다. 메인 열교환기(21)는 제 1 회로(6a) 및 제 2 회로(6b)를 포함한다. 제 1 회로(6a)는, 한편으로는 탱크(4)에 결합된 제 1 파이프라인(7)에 연결되고, 다른 한편으로는 탱크(4)에 또한 결합된 제 2 파이프라인(9)에 연결된다. 제 1 파이프라인(7) 상에는, 파이프라인에서 열교환기(21)로의 LPG 증기(4b)의 이동을 보장하기 위해 제 1 압축기(8)가 또한 제공된다.
열교환기(20)는 용기로부터 나오는 LNG를 기화시키고 동시에 탱크(4)로부터 나오는 LPG를 과냉각시키도록 구성된다. 예를 들어 LNG 증기가 공급되어야 하는 선박의 엔진에 필요한 온도까지 LNG의 온도를 상승시키기 위해, LNG는 강제 기화가 되어야 한다. 열교환기(20)는 제 1 파이프(6c) 및 제 2 파이프(6d)를 포함한다. 제 2 파이프(6d)는, 한편으로는 용기에 연결된 제 7 파이프라인(17)에 연결되고, 다른 한편으로는 LNG를 선박의 엔진으로 이송하는 제 8 파이프라인(18)에 연결된다. 제 1 파이프(6c)는, 한편으로는 탱크(4)에 결합된 제 5 파이프라인(14)에 연결되고, 다른 한편으로는, 탱크(4)에 결합된 제 6 파이프라인(16)에 연결되며, 특히 탱크(4)의 바닥부에 연결된다.
도 2에서, 시스템(1)은 또한 보조 열교환기(22)로 지칭되는 제 3 열교환기를 포함한다. 보조 열교환기(22)는 LNG의 냉기에 의한 LPG의 제 2 과냉각을 가능하게 하고, LNG를 액체 상태로 유지하는 것을 가능하게 한다. 액체 상태의 LNG는 용기로 복귀되고, 과냉각된 LPG는 탱크로 복귀된다.
유리하지만, 비제한적으로, 열교환기(20, 21, 22)는 탱크 및 용기와 분리되어 있다.
유리하지만, 비제한적으로, 열교환기(20, 21, 22)는 튜브형, 플레이트형 또는 코일형 교환기이다.
보조 열교환기(22)는 LNG가 이동하는 제 3 회로(6e)와, LPG, 특히 과냉각된 LPG가 이동하는 제 4 회로(6f)를 포함한다. 제 3 회로(6e)는 용기(5)에 연결된 제 9 파이프라인(23)에 결합된 입구를 포함한다. 도 2에서 알 수 있는 바와 같이, 제 9 파이프라인(23)은 펌프(11b)에 의해 용기(5)의 바닥부로부터 LNG를 추출하는 제 7 파이프라인(17)의 바이패스 부분이다. 제 3 회로(6e)는 액체 상태로 유지된 LNG를 용기(5)로 복귀시키는 제 10 파이프라인(24)에 연결된 출구를 포함한다. 본 구현예에서, 제 10 파이프라인(24)은 예를 들어 삼방 밸브와 같은 밸브에 의해, LNG를 용기(5)로 복귀시키는 제 4 파이프라인(13)의 일부에 결합된다. 제 4 회로(6f)는 탱크의 바닥부로부터 추출된 LPG가 이동하는 제 11 파이프라인(25)에 결합된 입구를 포함한다. 본 경우에, 제 11 파이프라인은 삼방 밸브와 같은 밸브(29)에 의해, 과냉각된 LPG가 이동하는 파이프라인(16)에 결합된다. 제 4 회로(6f)는 탱크에 연결된 제 12 파이프라인(26)에 결합된 출구를 포함한다. 본 구현예에 따르면, 제 12 파이프라인(26)은 제 10 파이프라인의 일부 또는 파이프라인(9)에 결합된다. LNG와의 열 교환에 의해 과냉각된 LPG는 가스 헤드스페이스 내로 분무되거나, 탱크(4)의 바닥부에서 냉기 예비 층(4c)에 저장된다. 제 12 파이프라인(26)은 밸브(27)에 의해 파이프라인(16)에 연결될 수 있다. 마찬가지로, 파이프라인(26)은 밸브(28)에 의해 파이프라인(9)에 연결될 수 있다. 바람직하지만, 비제한적으로, 밸브(들)(27, 28)는 3방 밸브이다. 파이프라인(16)은 탱크(4)의 가스 헤드스페이스 내로 LPG 액적을 분무하고 탱크(4) 내의 NBOG의 재응축을 강제하기 위해 LPG 분무 바아(10)에 연결된다. 제 3 펌프(15)는 탱크의 바닥부로부터 분무 바아(10)까지 파이프라인(들)(14, 16, 25)에서의 LPG의 이동을 강제하도록 구성된다. 이러한 구성으로 인해, 과냉각된 LPG는 탱크 내로 또는 바아(10)로 직접 이송되거나, LNG에 의한 제 2 과냉각을 위해 보조 열교환기(22)로 이송된다.
도 2에서, 시스템은 용기(5)의 압력을 제어하고 시설(2)에 연료 가스를 공급하기 위해 용기(5) 내의 LNG 증기(5b)를 추출하기 위한 파이프(30)를 추가로 포함한다. 이러한 파이프(30) 상에는, 엔진으로의 LNG 증기(5a)의 이동을 보장하고 용기 내의 압력을 유지하기 위해 제 2 압축기(31)가 장착된다. 이러한 파이프(30)는 가열되거나 기화된 LNG가 선박의 엔진으로 이동하는 파이프라인(18)의 일부에 연결된다.
유리하지만, 비제한적으로, 가열 장치(32)는 LNG의 온도를 필요한 온도로 조정하고 모든 LNG가 기화되는 것을 보장하기 위해 시설의 상류에 위치된다. 가열 장치(32)는 본 경우에 히터이다.
도 3에 도시된 본 발명의 제 3 실시예에서, 시스템(1)은 또한 몇 개의 열교환기를 포함한다. 특히, 시스템(1)은,
- LNG(5a)의 냉기와의 열 교환에 의해 LPG 증기(4b)를 재액화시키고 LNG를 액체 상태로 유지하도록 구성된 메인 열교환기(21)와,
- 용기(5)로부터 나오는 LNG를 기화시키고 탱크(4)로부터 나오는 LPG를 과냉각시키도록 구성된 기화식 열교환기(20)와,
- LPG를 과냉각시키고 LNG를 액체 상태로 유지하도록 구성된 보조 열교환기(22')을 포함한다.
본 실시예의 시스템(1)은 열교환기(20)의 상류에 배열된 제 4 열교환기(40)를 포함한다는 점에서 도 2에 도시된 실시예와 상이하다. 열교환기(40)는 바람직하지만 비제한적으로 냉기를 발생시키도록 의도된 진공 기화기(vacuum evaporator; VE)이다. 진공 기화기(40)는 입구 및 출구를 포함하는 1차 회로(42)를 포함한다. 입구는 용기로부터 나오는 LNG가 이동하는 제 7 파이프라인(17)에 연결된다. 1차 회로(42)의 출구는 파이프라인(44)의 제 1 단부에 연결된다. 파이프라인(44)은 열교환기(20)의 회로(6d)의 입구에 연결된 제 2 단부를 포함한다. 파이프라인(17) 상에 그리고 진공 기화기(40)의 상류에는 감압 수단(41)이 제공된다. 감압 수단(41)은 가스의 압력 및 온도를 낮춤으로써 2상 액체-증기 상태의 가스를 얻는 것을 가능하게 한다. 감압 수단(41)은 본 경우에 줄-톰슨 밸브(Joule-Thomson valve)와 같은 팽창 밸브를 포함한다. 감압 수단(41)에 진입하는 LNG는 온도가 -134 ℃ 정도이고 압력이 8 bar 정도이다. 팽창 밸브의 출구에서, LNG는 1 bar 정도의 압력에서 약 -160 ℃의 온도로 냉각된다. 2상 LNG는 용기로부터 추출된 LNG와 열 교환이 수행되는 진공 기화기(40)로 진입한다. 보다 구체적으로는, 진공 기화기(40)는 입구 및 출구를 포함하는 2차 회로(43)를 포함한다. 2차 회로(43)의 입구는 용기(5)로부터 나오는 LNG가 이동하는 바이패스 파이프라인(45)에 연결된다. 이러한 바이패스 파이프라인(45)은 펌프(11b)에 결합된 제 7 파이프라인(17)으로부터 나온다. 물론, 파이프라인(45)은 용기의 바닥부에 침지된 다른 펌프에 연결될 수 있다. 2차 회로의 출구는 LNG를 용기(5)의 바닥부로 복귀시키는 파이프라인(23)에 연결된다. 본 실시예에서, 파이프라인(23)은 열교환기(22')의 회로(6e)의 입구에 결합된다. 이러한 진공 기화기(40)에서, 2차 회로(43)에서 이동하는 LNG는 회로(42)에서 이동하는 2상 LNG의 잠열을 회수함으로써 과냉각된다. 과냉각된 LNG(액체 상태)는 용기 내로 이송된다. 1차 회로(42)에서 이동하는 2상 LNG는 가열되거나 기화된 후에, 기화식 열교환기(20)로 이송된다. 1차 회로(42)의 출구에서의 LNG의 출구 온도는 1 bar 정도의 압력에서 -160 ℃ 내지 -134 ℃이다. 과냉각된 LNG의 출구 온도는 2 내지 20 bar의 압력에서 -160 ℃ 정도이다. 과냉각된 LNG가 열교환기(22')를 통해 이동할 때, 열교환기(22')는 진공 기화기(40)로부터 나오는 LNG를 액체 상태로 유지하도록 구성된다. 이것은 회로(43)로부터 나오는 LNG가 후술하는 시스템의 작동 모드에 따라 열교환기(20)로부터 나오는 과냉각된 LPG와 열 교환할 수 있기 때문이다. 이러한 경우에, 회로(6e)를 통과하는 LNG는 가열되지만 기화되지는 않는다.
도 3에서, 시스템(1)은 가열 장치(32)의 하류에 설치된 압축기(46)를 추가로 포함한다. 이러한 압축기(46)는 기화된 LNG를 시설(2)에 의해 요구되는 압력으로 압축하는 것을 가능하게 한다.
본 구현예에서, 과냉각은 탱크 및 용기 외부에서 수행된다. 다시 말해서, 열교환기는 탱크 및 용기와 분리되어 있다.
도 2에 도시된 바와 같이, 에너지 생성 시설(2)을 위한 가스 처리 시스템(1)의 제 1 작동 모드(COOLING)에서, LNG는 LPG 증기(4b)를 재액화시키는데 사용된다. LNG는 또한 시설(2), 특히 선박의 엔진 및 에너지 생성을 필요로 하는 다른 열 엔진에 공급하는데 사용된다. 이러한 제 1 작동 모드는 LPG 탱크의 냉각 동안에 작동된다. 이것은, 전술한 바와 같이, 이러한 작동 동안에 매우 다량의 LPG 증기(4b)(약 10,900 kg/h)가 발생되기 때문이다. 이러한 발생된 증기(4b)의 양은 LPG를 수송하기 위해 선박의 항해 동안에 발생된 증기(4b)(NBOG)의 양보다 많다. 탱크의 벽의 냉각의 맥락에서, 연료 가스를 갖는 엔진의 에너지 요구는 매우 낮다. 시설(2)의 소비량은 LNG 증기 500 kg/h 정도이다. 시스템은 메인 열교환기(21)를 사용하여 냉각 동안에 발생된 LPG 증기(4b)를 관리한다. LPG 증기(4b)는 압축기(8)에 의해 탱크(4)로부터 추출되고, 압축기(8)는 LPG 증기(4b)를 제 1 파이프라인(7)으로 이동시킨다. 제 1 회로(6a)에서 이동하는 LPG 증기(4b)는 용기(5)의 바닥부로부터 제 3 파이프라인(12)을 통해 제 2 회로(6b)에서 이동하는 LNG의 냉기에 의해 재액화된다. 용기의 바닥부에 있는 LNG는 표면(N1)에 근접한, 즉 LNG와 가스 헤드스페이스 사이의 계면에 있는 LNG보다 더 저온인 것으로 이해된다. 재액화에 이어서, 재액화된 LPG 증기는 탱크(4) 내로 이송되고, LNG는 액체 상태로 유지된 후에, 용기(5)로 되돌려진다. LPG 증기(4b)는 0 ℃ 정도의 온도 및 대기압에 가까운 압력으로 메인 열교환기(21)에 진입한다. 메인 열교환기(21)는 재액화된 LPG 증기의 출구 온도가 제 1 임계 값과 제 2 임계 값 사이가 되도록 수행된다. 제 1 및 제 2 임계 값은 대기압 이상의 압력으로 고려된다. 이들 온도 임계 값은 탱크(4)가 견디는 최소 온도 값 이상이다. 유리하게는, LPG 증기(4b)의 출구 온도에 대한 제 1 임계 값은 대기압 이상의 압력에서 -40 ℃이고, 재액화된 LPG 증기의 출구 온도에 대한 제 2 임계 값은 대기압 이상의 압력에서 -50 ℃ 정도이다. 바람직하지만, 비제한적으로, 재액화된 LPG 증기의 출구 온도는 대기압 이상의 압력에서 -42 ℃이다. 이러한 방식으로, 재액화된 LPG 증기가 너무 저온으로 되지 않도록 열 교환이 제어된다.
마찬가지로, 재액화 후의 LNG의 출구 온도가 6 내지 20 bar의 압력에서 제 1 온도 임계 값과 제 2 온도 임계 값 사이가 되도록 열 교환이 수행된다. 도 1과 관련하여 제 1 실시예에서 보여진 바와 같이, LNG는 가열되지만 기화되지는 않아야 한다. 메인 열교환기(21)는 재액화 전의 LNG의 입구 온도와 재액화 후의 LNG의 출구 온도 사이의 온도차가 5 ℃ 내지 55 ℃가 되도록 구성된다. 바람직하지만, 비제한적으로, 이러한 온도차는 26 ℃이다. 본 경우에, LNG는 재액화 전에, -160 ℃ 정도의 입구 온도 및 2 내지 20 bar의 압력으로 메인 열교환기(21)에 진입한다. 제 1 임계 값은 -155 ℃ 정도이고, 제 2 임계 값은 -105 ℃ 정도이다. 바람직하지만, 비제한적으로, LNG의 출구 온도는 용기의 승인된 최대 저장 압력보다 낮은 압력에서 그 기화 온도보다 낮다. 온도는 -134 ℃ 정도이다. 그러한 값은 재액화를 위해 최대의 LNG 냉기를 LPG 증기로 전달하면서, 용기로 복귀하는 LNG가 너무 고온으로 되는 것과, 재액화된 LPG 증기가 너무 저온으로 되는 것을 방지하는 것을 가능하게 한다. 과열된 LNG는 용기 내의 LNG 압력을 증가시키고, 승인된 한계를 초과할 수 있다. 따라서, 메인 열교환기(21)는 LNG 및 재액화된 LPG 증기가 각각 용기 또는 탱크에 필요한 온도로 배출되도록 조정된다. 열 교환 동안에, LNG 유량 및 LPG 증기 유량은 각각 일정하다.
LNG 및 LPG의 입구 및 출구 온도는 알려지고 그리고/또는 사전결정되기 때문에, LNG 및 LPG의 중량 유량과 같은 파라미터는 열 교환을 위한 열교환기(21)를 구성하는 것을 가능하게 한다.
시스템은 탱크에서 측정된 압력이 탱크의 사전결정된 압력 값보다 클 때 LPG 증기의 재액화가 수행되도록 작동할 수 있다.
이러한 제 1 작동 모드에서, 시스템(1)은 또한 시설(2)에 공급하기 위해 탱크(4)로부터 나오는 LPG 및 용기(5)로부터 나오는 LNG가 이동하는 기화식 열교환기(20)를 사용한다. LPG와 LNG 사이의 열 교환은 시설(2)에 공급하도록 의도된 LNG의 기화 또는 가열과, LPG의 과냉각을 허용한다. 과냉각된 LPG(액체 상태)는 차후의 냉기 예비 층(4c)을 구성하도록 탱크의 하측 부분에 저장된다. 이것은 보다 큰 가용 냉동력을 얻고, 그에 따라 탱크 내에 수용된 액화 가스, 및/또는 가스 형태의 가스의 냉각 효율을 향상시키는 것을 가능하게 한다. 본 발명에서, 탱크(4)의 하측 부분은 탱크(14)의 바닥부(19)로부터 측정된 탱크(4)의 높이의 약 30% 미만에 걸쳐 연장된다. 탱크가 LNG 유조선으로 수송되는 경우, 바닥부(19)는, 예를 들어 선박의 선체에 보다 근접한 탱크의 최하측 단부이다. 특히, 펌프에 의해 탱크의 바닥부로부터 추출된 LPG는 열교환기(20)를 통과하며, 열교환기(20)의 입구 온도는 약 -42 ℃이다. 용기로부터 추출된 LNG의 입구 온도는 약 17 bar의 압력에서 약 -160 ℃이다. LPG가 기화하는 LNG의 잠열을 회수하는 열 교환 후에, LPG의 출구 온도는 -45 ℃ 내지 -55 ℃이다. 과냉각된 LPG는 탱크의 바닥부로 이송되고, 그에 따라 거기에서 -45 ℃ 내지 -55 ℃의 온도로 층(4c)에 저장된다. 유리하게는, 과냉각된 LPG는 약 -52 ℃(탱크 내의 저장 압력)이다. 열 교환 후에, 기화되거나 가열된 LNG는 출구 온도가 약 0 ℃이고, 가열 장치(32)에 의해 추가로 가열될 수 있다.
대안적으로, 과냉각된 LPG의 저장은 탱크 내의 압력의 함수이다. 특히, 탱크 내의 압력이 제 1 사전결정된 압력 값 미만, 예를 들어 절대 압력 1 내지 1.05 bar인 경우, 시스템은 냉기 예비 층에의 과냉각된 LPG의 저장을 제어한다. 이를 위해, 압력 결정 수단(33)은 탱크(4) 내부의 압력을 결정하는 것을 가능하게 한다. 압력 결정 수단(33)은 본 경우에 탱크(4) 내에 또는 그 근처에 설치된 압력 센서를 포함한다.
예를 들어 탱크에 잔류하는 이러한 냉기 예비 층(4c) 위에 있는 탱크(4) 내의 LPG는 -42 ℃보다 높은 온도에 있다. LPG 탱크는 LPG가 상이한 온도에 있는 몇 개의 층을 포함하며, 가장 저온 층이 탱크의 바닥부에 있는 것으로 간주된다.
도 2에 도시된 바와 같이 에너지 생성 시설(2)을 위한 가스 처리 시스템의 제 2 작동 모드(VOYAGE)에서, LNG는 선박의 엔진과 같은 시설(2)에 공급하는데 사용되고, LPG는 차후에 탱크 내의 LPG 증기를 냉각시키는데 사용될 저온 LPG 예비부를 형성하도록 과냉각된다. 이러한 작동 모드는 보다 적은 양의 LPG 증기가 관리되어야 하는 선박의 항해 동안에 작동된다. 이것은 발생된 LPG 가스 증기(NBOG)가 2,700 kg/h 정도인 반면, 선박의 엔진이 예를 들어 2,000 kg/h 정도의 소량의 연료 가스를 소비하기 때문이다. 이러한 작동 모드에서, 시스템은, 선박의 엔진에 공급해야 하는 LNG의 강제 기화를 수행하기 위해 탱크로부터 나오는 LPG 및 용기로부터 나오는 LNG가 이동하는 기화식 열교환기(20)와, 냉기 예비부를 구성하기 위한 보조 열교환기(22)를 적어도 사용한다. LNG는 제 2 펌프(11b)를 통해 용기로부터 추출된다. 제 2 파이프(6d)에서의 LNG의 입구 온도는 -160 ℃ 정도이다. LPG는 펌프(15)에 의해 LPG를 수용하는 탱크로부터 추출된다. LPG는 제 2 파이프라인에서 기화식 열교환기로 이동하고, 약 -42 ℃의 온도로 기화식 열교환기에 진입한다. LPG는 열교환기(20)에서 열 교환에 의해 기화되는 LNG로부터 냉기를 회수함으로써 LPG의 제 1 과냉각을 겪는다. LPG와 LNG 사이의 열 교환은 LPG의 과냉각 온도가 대기압에서 제 1 임계 값과 제 2 임계 값 사이가 되도록 수행된다. 기화식 열교환기(20)는 최대량의 열을 전달하도록 구성되지만, LNG와 LPG 사이의 온도차에 의해 제한된다. 유리하지만, 비제한적으로, 제 1 임계 값은 -40 ℃ 정도이고, 제 2 임계 값은 -55 ℃ 정도이다. 과냉각된 LPG는 LPG 냉기 예비 층을 구성하도록 탱크의 하측 부분에 저장되거나, 바아(10)에 의해 가스 헤드스페이스 내로 분무된다. 항해 시에, 열교환기(20)의 LPG의 출구 온도는 -52 ℃ 정도이다.
물론, 제 1 작동 모드에서 보여진 바와 같이, 탱크 내의 압력이 제 1 사전결정된 압력 임계 값 미만, 예를 들어 절대 압력 1 내지 1.05 bar인 경우, 과냉각된 LPG는 냉기 예비 층에 저장된다.
예를 들어 탱크의 냉각 동안에, 냉기 예비 층이 이미 형성되어 있는 것으로 간주된다. 다음에, 이러한 과냉각된 LPG는 탱크 내의 LPG 증기를 냉각시키거나 응축시키는데 사용된다. 이를 위해, 과냉각된 LPG는 냉기 예비 층(4c)으로부터 추출되고, 바아(10)를 통해 가스 헤드스페이스 내로 분무된다. 대안적으로, 냉기 예비 층(4c)으로부터의 LPG는 LPG 증기가 통과하는 열교환기 또는 바아에 연결된 도관에 결합된 탱크의 출구로부터 추출된다. 따라서, 냉기 예비부를 생성하기 위해 보조 열교환기를 기동할 필요가 없다.
열교환기(20)의 출구에서의 LNG는 LPG와 LNG 사이의 열 교환에 의해 기화되거나 가열된다. 이러한 기화되거나 가열된 LNG는 공급을 위해 엔진으로 이송된다. 용기로부터 추출된 LNG 증기는 또한 엔진에 공급하는 것을 가능하게 한다. 기화되거나 가열된 LNG 및 LNG 증기는 엔진에 공급하기 전에 모든 LNG가 기화되도록 가열된다.
도 2에 도시된 바와 같이 에너지 생성 시설을 위한 가스 처리 시스템의 제 3 작동 모드(LOADING)에서, LNG는 선박의 엔진에의 공급 및 에너지 생성 요구뿐만 아니라 LPG 증기의 재액화에 사용된다. 이러한 작동 모드는, 특히 다량의 LPG 증기, 예를 들어 약 13,900 kg/h가 생성되는 탱크 내로의 LPG의 로딩 동안에 작동된다. 시설(2)의 에너지 요구는 낮고, 약 500 kg/h이다. 이러한 작동 모드에서, 모든 LPG 증기를 처리하기 위해 적어도 2개의 열교환기가 요구된다. 특히, 시스템은 메인 열교환기(21)를 사용하여 LPG의 로딩 동안에 발생된 LPG 증기를 관리하고, 기화식 열교환기(20)를 사용하여 시설(2)에 공급하도록 의도된 LNG를 기화시키거나 가열한다. 따라서, 열교환기(20, 21)는 탱크의 냉각의 경우에 제 1 작동 모드와 유사한 방식으로 작동한다.
이러한 작동 모드에서, 메인 열교환기(21)는 발생된 다량의 LPG 증기로 인해 탱크(4) 내의 압력을 관리하는 것이 가능하지 않을 수 있다. 이러한 시나리오에서, (압력을 결정하기 위한 수단에 의해) 탱크 내부에서 측정된 압력이 제 2 사전결정된 임계 압력 값에 도달하거나 그보다 큰 경우, 보조 열교환기(22)가 활성화된다. 따라서, 보조 열교환기(22)의 목적은 탱크(4) 내부의 압력을 관리하는 것이다. LNG는 과냉각된 LPG와 열 교환하도록 용기로부터 인출된다. 제 1 과냉각 후의 과냉각된 LPG는 온도가 -42 ℃ 정도이다. 이러한 -42 ℃의 온도는 열교환기(20), 특히 제 2 파이프(6d)에서 소량의 LNG가 이동한다는 사실에 기인한다. 이것은 제 2 파이프(6d)에서 기화되어야 하는 LNG의 유량을 결정하는 것이 엔진 또는 시설(2)이기 때문이다. 시설(2)의 요구가 낮다는 것을 고려하면, LPG의 과냉각을 수행하기 위해 매우 소량의 LNG가 이용 가능하다. 시설은 기화 동안에 기화되거나 가열되어야 하는 제 2 가스의 유량을 제어한다. 이것은 LNG로부터의 열의 양이 LPG의 온도를 실질적으로 낮추기에 충분하지 않다는 것을 의미한다. 열교환기(20)의 출구에서의 LPG의 온도가 충분히 저온으로 되지 않기 때문에, 열교환기(22)가 LPG의 제 2 과냉각을 수행한다. LNG는 약 -160 ℃의 온도로 용기로부터 추출되고, 본 경우에 열교환기(20)에서 제 1 과냉각이 수행된 LPG와 열 교환한다. 과냉각된 LPG의 입구 온도는 -42 ℃ 정도이다. 두 번째로 과냉각된 LPG의 출구 온도는 탱크(4)가 견뎌야 하는 임계 온도 값 이하이다. LPG의 출구 온도는 -52 ℃ 정도이다. 이러한 LPG는 차후 사용을 위해 냉기 예비 층에 저장되거나, 탱크 내의 LPG 증기(4b)를 응축시키거나 냉각시키기 위해 탱크의 가스 헤드스페이스 내로 분무된다. LNG의 출구 온도는 8 bar 정도의 압력에서 약 -134 ℃이다. 따라서, LNG는 고온이지만 기화되지 않는다.
도 2에 도시된 바와 같이 에너지 생성 시설을 위한 가스 처리 시스템(1)의 제 4 작동 모드(용기 내의 고온 LNG)에서, 시스템은 메인 열교환기(21)가 작동한 경우(탱크에의 LPG의 로딩 동안, 또는 탱크의 냉각 동안)에 선박 내의 LNG의 가열 위험을 관리하는 것을 가능하게 한다. 이것은 메인 열교환기의 출구 및 보조 열교환기의 출구에서의 LNG가 고온으로, 즉 -134 ℃ 정도의 출구 온도로 되기 때문이다. 이러한 작동 모드는 용기 내의 LNG를 극저온으로 냉각시키기 위해 도 3에 도시된 바와 같은 시스템을 주로 항해 모드에서 이용한다. 시스템(1)은 부분적으로 기화된 LNG가 용기로 이송되는 LNG를 과냉각시키는 것을 가능하게 하는 열교환기(40)를 적어도 사용한다. 그러면, 용기 내에 저장된 LNG가 8 bar 정도의 압력에서 약 -134 ℃의 온도에 있는 것으로 간주된다. LNG는 제 2 펌프(11b)에 의해 용기로부터 추출된다. LNG는 회로(42)에서 이동하여, 감압된 후에 부분적으로 기화된다. 열교환기(40)에서 부분적으로 기화된 LNG의 입구 온도는 대기압에서 -160 ℃ 정도이다. 기화된 LNG의 출구 온도는 대기압에서 -134 ℃ 내지 -160 ℃이다. 열교환기, 즉 제 2 파이프(43)에서의 LNG의 입구 온도는 -134 ℃ 정도이고, 그 출구 온도는 -160 ℃ 정도이다. 과냉각된 LNG는 용기(5)의 하측 부분의 냉기 예비 층(4c) 내로 이송된다. 열교환기(20)는 LPG를 과냉각시키고, 열교환기(40)의 출구에서 LNG를 기화시킨다.
탱크(4)에서 측정된 압력이 임계 압력 값 이상인 경우, 열교환기(22')는 교환기(20)에서 냉각된 LPG를 두 번째로 과냉각시키도록 활성화된다. LPG는 열교환기에서 과냉각된 LNG로 과냉각되고, 열교환기(22')를 통과한다. 열교환기(22')에서의 열 교환 후의 LNG의 출구 온도는 대기압에서 -134 ℃ 정도이다.
이러한 상기 작동 모드는 도 2에 기초하여 설명되었다. 물론, 도 1이 이러한 작동 모드에 적용되는 것이 가능하다.
도 4는 본 발명에 따른 가스 처리 시스템(1)의 다른 실시예를 도시한다. 시스템은 LNG 증기(5b) 및 LNG를 각각 포함하는 LNG 용기를 포함한다. 본 경우에, 2개의 LNG 용기가 도시되어 있다. 펌프는 또한 메인 용기의 LNG에 침지되고, 단일 펌프가 인접한 선박의 LNG에 침지된다. 각 펌프는 바람직하게는 용기의 바닥부에 설치된다. 시스템(1)은 LNG 용기, 본 경우에 제 1 탱크(500A)로부터 나오는 LNG를 과냉각시키도록 구성된 열교환기(50)를 포함하며, 이 LNG는 동일한 제 1 용기(500A)의 바닥부(190)에 저장되어 용기(500A)의 바닥부에서 냉기 예비 층(500c)을 구성하도록 의도된다. 층(500c)은 용기의 내부 공간에 위치된다. 열교환기는 적어도 하나의 제 1 파이프(50a) 및 하나의 제 2 파이프(50b)를 포함한다. 제 1 파이프(50a)는 파이프라인(54)의 제 1 단부에 결합된 입구를 포함한다. 파이프라인(54)의 제 2 단부는 제 1 용기(500A)의 바닥부에 장착된 제 1 펌프(51)에 연결된다. 이러한 파이프라인(54)은 또한 삼방 밸브(67)를 통해 용기(500A)에 장착된 분무 바아(60)에 연결된다. 바아(60)는 용기의 상측 부분 및 바람직하게는 LNG 가스 헤드스페이스에 배열된다. 제 1 파이프(50a)는 용기(500A)의 바닥부에 연결된 파이프라인(56)에 결합된 출구를 포함한다. 파이프라인(56)은 또한 삼방 밸브(75a)에 의해 분무 바아(60)에 연결된다. 도 4에 도시된 바와 같이, 파이프라인(56)은 삼방 밸브(75b)에 의해 인접한 용기, 즉 제 2 용기(500B)의 바닥부로 들어갈 뿐만 아니라, 삼방 밸브(75c)에 의해 이러한 제 2 용기(500B)의 다른 바아(60)로 들어간다. 제 2 파이프(50b)는 파이프라인(57)에 의해 용기(500A)에 연결된 입구를 포함한다. 파이프라인(57)의 단부 중 하나는 용기(500A)의 바닥부에 장착된 제 2 펌프(52)에 연결된다. 제 2 파이프(50b)의 출구는 본 경우에 파이프라인(58)을 통해 드럼(70)의 입구에 연결된다. 드럼(70)의 출구는 파이프(71)를 통해 제 1 출구에 의해 파이프라인(56)에 연결된다. 파이프(71)는 예를 들어 밸브(72) 및 펌프(73)를 포함한다. 감압 수단(53)은 열교환기(50)의 상류에서 파이프라인(57) 상에 장착된다. 이러한 열교환기는, 도 3에 도시된 실시예에서와 같이, 진공 기화기이다. 감압 수단(53)은 예를 들어 팽창 밸브(줄-톰슨 밸브)를 포함한다.
제 2 파이프(50b)는 저온 회로이며, 감압된 LNG가 이러한 회로에서의 이동에 의해 가열되어 강제 기화를 수행(FBOG를 제공)하도록 의도된다. 제 1 파이프(50a)는 고온 회로이며, 용기(500A)로부터 나오는 LNG가 이러한 회로에서의 이동에 의해 냉각되도록 의도된다. 그러나, 제 1 파이프(50a)는 가장 무거운 성분(에탄, 프로판 등)을 기화시키는 것을 가능하게 하지 않을 수 있다. 제 2 파이프(50b)의 상류에서의 감압은 기화 온도를 낮추는 것을 가능하게 하여, 용기(500A)로부터 인출되어 제 1 파이프(50a)에서 이동하는 LNG와의 열 교환으로부터 FBOG를 발생시키는 것을 가능하게 하는 것으로 이해된다. FBOG를 제공하기 위한 기화는 제 1 파이프(50a)에서 이동하는 LNG에 의해 공급된 열의 기여를 요구하며; 따라서 제 1 파이프(50a)에서 이동하는 LNG의 과냉각을 위한 냉동원이다.
따라서, 용기(500A)로부터 기원하는 LNG는 펌프(52)에 의해 감압 수단(53)까지 이송된 후에, 열교환기(50)의 제 2 또는 저온 파이프(50b)에서 이동한다. 감압 수단의 하류의 LNG는 400 mbar의 절대 압력에서 -168 ℃의 온도에 있다. 한편, 용기(500A)의 LNG는 펌프(51)에 의해 열교환기(50)의 제 1 또는 고온 파이프(50a)까지 이송된다. 결과적으로, 이들 회로들 사이의 열 교환은 하기를 야기한다:
- 기화를 계속할 목적으로, 본 예에서 차후에 드럼(70)까지 이송되는 감압 및 부분 기화된 LNG의 가열과,
- 차후 사용을 목적으로 저장되도록 제 1 용기 및/또는 제 2 용기의 바닥부에 공급되는 LNG, 또는 바아(60)를 통해 LNG 가스 헤드스페이스 내로 분무되는 LNG의 과냉각.
파이프(50a)에서의 열 교환 후의 LNG의 출구 온도는 -168 ℃ 정도이다.
냉기 예비 층에의 LNG 저장은 용기 내부의 압력의 함수일 수 있다. 예를 들어, (압력 센서(330)로) 용기에서 측정된 압력이 용기의 사전결정된 압력 임계 값 미만인 경우, 과냉각된 LNG(액체 상태)는 이러한 냉기 예비 층(500c)에 저장된다.
따라서, 드럼(70)에는, 열교환기(50)를 통해 용기(500A)로부터 기원하는 2상 액체-증기 상태의 LNG가 공급되도록 의도된다. 드럼(70) 내부의 작동 압력은 용기 내부(500A)의 LNG 저장 압력보다 낮다. 드럼(70)에 LNG를 공급하는 것은, 한편으로는 드럼(70) 내의 FBOG의 발생에 의해 초래되는 LNG의 추가적인 기화뿐만 아니라, 드럼 내에 잔류하는 LNG의 과냉각을 야기할 수 있다. 드럼은 드럼의 하측 부분에 저장된 LNG와 드럼의 상측 부분의 LNG 증기로 상을 분리하는 것을 가능하게 한다. 드럼의 출구에서의 과냉각된 LNG는 출구 온도가 -168 ℃ 정도이다. 드럼(70)은 상측 부분에 배열된 제 2 출구를 포함하며, 여기서 LNG 가스 증기(FBOG)는 자연적으로 저장된다. 드럼(70)의 출구는 본 경우에 2개의 압축기(61, 62)를 통해 시설(2)에 연결된다.
열교환기(50)는 또한 입구 및 출구를 포함하는 제 3 파이프(50c)를 포함한다. 제 3 파이프(50c)의 입구는 재액화된 LNG 가스 증기가 이동하는 파이프라인(63)의 제 1 단부에 연결된다. 특히, 압축기(62)의 출구는 연료 가스를 공급할 목적으로 시설(2)에 연결된다. 압축기(62)로부터 빠져나가는 연료 가스의 일부는 삼방 밸브(65)에 의해 압축기(62)의 출구에 연결될 수 있는 파이프라인(64)에 의해 인출되어 재라우팅될 수 있다. 압축기(62)는 시설(2)에서 사용하기에 적합한 작동 압력으로 가스(예컨대, 제 1 용기 및/또는 제 2 용기로부터 기원하는 NBOG)를 압축하도록 구성된다. 파이프라인(64)은 열교환기(66)의 1차 회로(66a)의 입구에 연결된다. 1차 회로는 파이프라인(63)의 제 2 단부에 연결된 출구를 포함한다. 각각의 용기(500A, 500B)는 열교환기(66)의 2차 회로(66b)의 입구에 연결된 LNG 증기(5b)를 위한 출구(68)를 포함한다. 2차 회로(66b)는 압축기(62)의 입구 또는 입구들 중 하나에 연결된 출구를 포함한다. 제 3 파이프(50c)는 다른 파이프라인(69)에 의해 파이프라인(56)에 연결된 출구를 포함한다. 팽창 밸브(74)는 단열 팽창에 의해 가스의 온도를 낮추기 위해 이러한 파이프라인(69) 상에 설치된다.
용기(500A, 500B)로부터 나오는 LNG 증기는 2차 회로(66b)에서 가열되어 시설(2)에 공급되고, 압축기(62)의 출구에서의 LNG 증기는 재액화되어 열교환기(50)로 이송된다. 이러한 열교환기(50)에서, 재액화된 가스 증기는 파이프(50a)에서 이동하는 LNG의 냉기로 과냉각되어 용기(들)(500A, 500B)의 바닥부 또는 분무 바아(60)에 공급된다. 용기(들)(500A, 500B)로부터 나오는 LNG 증기는 FBOG가 과잉으로 생성되면, 또 액화되도록 파이프라인(64)에서 재라우팅될 수 있다.
이러한 구현예에서, 과냉각은 용기 외부에서 수행된다. 다시 말해서, 열교환기(50)는 용기와 분리되어 있다.
도 5는 도 4에 도시된 가스 처리 시스템(1)의 대안적인 실시예를 나타낸다. 이러한 시스템(1)은 제 1 메인 용기에 인접한 제 2 용기(500B)(도 5의 우측에 있음)에 설치된 제 2 펌프(52)를 포함한다는 점에서 도 4의 시스템과 상이하다. 이러한 제 2 펌프(52)는 제 2 용기(500B)의 바닥부로부터 추출된 LNG가 이동하는 파이프라인(80)의 제 1 단부에 있다. 파이프라인의 제 2 단부는 제 2 파이프(50b)의 입구에 연결된 파이프라인(57)에 결합된다. 다시 말해서, LNG는 2개의 펌프(52)에 의해 2개의 용기(500A, 500B)로부터 추출된다. 이러한 제 2 펌프(52)는 압력 및 온도를 상승시킴으로써 감압 수단 하류의 감압 레벨을 감소시키는 것을 가능하게 한다. 예를 들어, 2개의 제 2 펌프에 의해, 감압 수단 하류의 절대 압력은 600 mbar이고, LNG의 온도는 -164 ℃이다.
도 6은 본 발명에 따른 가스 처리 시스템의 본 발명의 다른 실시예를 나타낸다. 이러한 시스템은 도 5에 도시된 실시예와 유사하다. 단일 열교환기(50) 대신에 2개의 열교환기(150, 150')를 포함한다는 점에서 상이하다. 제 1 열교환기(150)는 제 1 용기(500A)로부터 나오는 LNG를 기화시키고 동시에 제 1 용기(500A)로부터 나오는 LNG를 과냉각시키도록 구성된다. 제 1 열교환기(150)는 도 4의 실시예에서 설명된 바와 같이 배열된 제 1 파이프(150a) 및 제 2 파이프(150b)를 포함한다.
제 2 열교환기(150')는 냉기 예비 층(500c)에 저장되고 본 경우에 제 1 용기(500A)로부터 나오는 과냉각된 LNG(액체 상태)를 사용하여 LNG 증기를 재액화시키도록 구성된다. 이러한 LNG 증기는 에너지 생성 시설(2)에 의해 사용되지 않는 LNG의 자연 기화(NBOG), 즉 과잉 BOG로부터 나온다. 제 2 열교환기(150')는 제 3 파이프(150c) 및 제 2 보조 파이프(150b')를 포함한다. 제 3 파이프(150c)는 과잉으로 생성된 LNG 증기가 이송되는 파이프라인(163)에 연결된 입구를 포함한다. 특히, NBOG는 열교환기(166)에서 압축기(62)를 통해, 그리고 파이프라인(164)을 통해 재순환된다. 제 3 파이프(150c)는 삼방 밸브(175b)에 의해 용기의 바닥부 또는 각 용기(500A, 500B)의 바닥부로 들어가는 파이프라인(169)에 연결된 출구를 포함한다. 파이프라인(169)은 또한 3방 밸브(175a, 175c)를 통해 분무 바아(160)에 연결된다.
제 2 파이프(150b')는 삼방 밸브를 통해 파이프(154)에 연결된 입구를 포함한다. 제 2 파이프(150b')는 삼방 밸브(180)를 통해 파이프(156)와 결합하는 출구를 포함한다. 과잉의 NBOG와 용기로부터 나오는 과냉각된 LNG 사이에서 열 교환이 수행된다. 재액화된 NBOG는 제 1 및/또는 제 2 용기(들)의 바닥부로 이송된다. 제 2 파이프(150b')의 출구에서의 LNG는 가열되지만 기화되지는 않으며, 제 1 및/또는 제 2 용기(들)의 바닥부로 복귀된다.
이러한 구현예에서, 과냉각은 용기 외부에서 수행된다. 다시 말해서, 열교환기는 용기와 분리되어 있다.

Claims (36)

  1. 특히 선박의 선상의, 가스 저장 시설(2)의 가스 처리 방법에 있어서,
    제 1 탱크(4) 또는 제 1 용기(5, 500)로부터 액체 상태의 제 1 가스(4a, 4b, 5a, 5b)의 추출 단계와,
    상기 액체 상태의 제 1 가스의 제 1 과냉각 단계와,
    상기 제 1 탱크(4) 또는 상기 제 1 용기(5, 500) 또는 제 2 탱크 또는 제 2 용기의 바닥부에 상기 액체 상태의 제 1 가스의 냉기 예비 층(4c, 5c, 500c)을 구성하기 위해, 상기 제 1 또는 제 2 탱크(4) 또는 상기 제 1 또는 제 2 용기(5, 500)의 하측 부분에의 액체 상태의 과냉각된 제 1 가스의 저장 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  2. 제 1 항에 있어서,
    상기 제 1 가스는 상기 제 1 또는 제 2 탱크(4) 또는 상기 제 1 또는 제 2 용기(5, 500)의 바닥부(19, 190)로 들어가는 파이프라인(16, 56, 156)을 통해 상기 제 1 또는 제 2 탱크(4) 또는 상기 제 1 또는 제 2 용기(5, 500) 내로 이송되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  3. 제 1 항 또는 제 2 항에 있어서,
    상기 제 1 또는 제 2 탱크(4) 또는 상기 제 1 또는 제 2 용기(5, 500)의 냉기 예비 층(4c, 5c, 500c)에 저장된 상기 제 1 가스는 증기 상태의 가스를 냉각시키는데 사용되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  4. 제 3 항에 있어서,
    상기 증기 상태의 가스는 상기 탱크(4) 또는 용기(5, 500) 중 하나의 상측 부분에 위치된 증기 상태의 제 1 가스인 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  5. 제 1 항 내지 제 4 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 냉기 예비 층(4c, 5c, 500c)에 저장된 제 1 가스는 상기 제 1 또는 제 2 탱크(4) 또는 상기 제 1 또는 제 2 용기(5, 500) 내로, 그리고 상기 증기 상태의 제 1 가스의 층 내로 분무되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  6. 제 1 항 내지 제 4 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 냉기 예비 층(4c, 5c, 500c)에 저장된 제 1 가스는 상기 탱크(4) 또는 상기 용기(5, 500) 중 하나의 바닥부로부터 추출되고, 열교환기를 통해 상기 증기 상태의 제 1 가스를 재액화시키는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  7. 제 1 항 내지 제 6 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 탱크 또는 용기에서 측정된 압력이 상기 탱크 또는 용기의 제 1 사전결정된 압력 임계 값 미만인 경우, 상기 과냉각된 제 1 가스는 상기 냉기 예비 층(4c, 5c, 500c)에 저장되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  8. 제 1 항 내지 제 7 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 하측 부분은 상기 탱크 또는 용기의 바닥부(19, 190)로부터 측정된 상기 탱크 또는 용기의 높이의 약 30% 미만에 걸쳐 연장되고, 상기 바닥부(19, 190)는 상기 탱크 또는 용기의 최하측 단부인 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  9. 제 1 항 내지 제 8 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 과냉각된 제 1 가스는 대기압에서 제 1 가스의 액화 온도보다 약 5 ℃ 낮은 온도와 액화 온도보다 약 10 ℃ 낮은 온도 사이의 온도로 상기 냉기 예비 층(4c, 5c, 500c)에 저장되고, 상기 탱크 또는 용기에 잔류하는 액체 상태의 제 1 가스는 상기 제 1 가스의 액화 온도보다 높은 온도에 있는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  10. 제 1 항 내지 제 9 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 과냉각된 제 1 가스는 -45 ℃ 내지 -55 ℃의 온도 또는 -160 ℃ 내지 -170 ℃의 온도로 상기 냉기 예비 층에 저장되고, 상기 탱크 또는 용기 중 하나에 잔류하는 액체 상태의 제 1 가스는 각각 -42 ℃ 또는 -160 ℃ 이상의 온도에 있는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  11. 제 1 항 내지 제 10 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제 1 가스(4a, 4b)의 제 1 과냉각은 적어도 용기(5)로부터 추출된 액체 상태의 제 2 가스(5a, 5b)로 수행되고, 상기 제 2 가스는 상기 제 1 가스의 비등점 이하의 비등점을 갖는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  12. 제 11 항에 있어서,
    상기 시설(2)에 공급되도록, 상기 제 1 가스의 제 1 과냉각 동안에 열 교환에 의해 가열되거나 기화되는 제 2 가스의 기화 또는 가열 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  13. 제 12 항에 있어서,
    상기 시설(2)은 기화 동안에 기화되거나 가열되어야 하는 제 2 가스의 유량을 제어하는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  14. 제 11 항 내지 제 13 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 용기(5)로부터 추출된 제 2 가스는 제 1 과냉각 동안 열 교환 전에 팽창되고 부분적으로 기화되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  15. 제 11 항 내지 제 14 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 용기로부터 추출된 제 2 가스는 팽창되고 부분적으로 기화된 제 2 가스와의 열 교환에 의해 과냉각되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  16. 제 1 항 내지 제 15 항 중 어느 한 항에 있어서,
    제 1 과냉각 후에 제 1 가스의 제 2 과냉각 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  17. 제 16 항에 있어서,
    제 2 과냉각에 사용되는 제 2 가스는 상기 용기의 바닥부로부터 추출되거나 과냉각되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  18. 제 1 항 내지 제 17 항 중 어느 한 항에 있어서,
    제 1 및/또는 제 2 과냉각은 상기 제 1 및 제 2 탱크 및/또는 상기 제 1 및 제 2 용기 외부에서 수행되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  19. 제 1 항 내지 제 18 항 중 어느 한 항, 또는 제 16 항 내지 제 18 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제 1 가스와 상기 제 2 가스 사이의 제 1 과냉각 또는 제 2 과냉각 동안의 열 교환은 상기 제 1 가스의 과냉각 출구 온도가 제 1 임계 값과 제 2 임계 값 사이가 되도록 수행되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  20. 제 16 항 내지 제 19 항 중 어느 한 항에 있어서,
    제 2 과냉각 후의 제 2 가스의 출구 온도는 2 내지 20 bar의 압력에서 -155 ℃ 내지 -105 ℃인 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  21. 제 11 항 내지 제 20 항 중 어느 한 항에 있어서,
    가열되거나 기화되거나 부분적으로 기화된 제 2 가스는 상기 시설(2)에 공급되도록 가열되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  22. 제 11 항 내지 제 21 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 탱크(4)로부터 제 1 회로(6a)에서 이동하는 제 1 가스의 증기(4b)가, 입구 온도를 갖고 제 2 회로(6b)에서 이동하는 액체 상태의 제 2 가스와의 열 교환에 의해 재액화되는 재액화 단계를 포함하며, 상기 제 1 가스의 재액화된 증기는 상기 탱크(4) 내로 이송되고, 상기 제 2 가스는 재액화 후에 출구 온도에서 액체 상태로 유지되고 상기 용기(5)로 되돌아가며, 상기 제 1 가스(4b)와 상기 제 2 가스(5a) 사이의 열 교환은 상기 제 1 가스의 재액화된 증기(4b)의 출구 온도가 제 1 임계 값과 제 2 임계 값 사이가 되도록 수행되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  23. 제 22 항에 있어서,
    상기 제 1 가스의 증기는 상기 탱크 또는 용기에서 측정된 압력이 상기 탱크 또는 용기의 제 2 사전결정된 압력 임계 값보다 높은 경우에 재액화되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  24. 제 1 항 내지 제 23 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제 1 가스는 액화 천연 가스 또는 액화 석유 가스인 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  25. 제 1 항 내지 제 24 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제 2 가스는 액화 천연 가스인 것을 특징으로 하는
    가스 처리 방법.
  26. 특히 선박의 선상의, 가스 저장 시설의 가스 처리 시스템(1)에 있어서,
    액체 상태의 제 1 가스가 저장되는 탱크 또는 용기(4, 5, 500)와,
    제 1 파이프라인(14, 54, 154)에 의해, 상기 탱크 또는 용기(4, 5, 500)로부터 추출된 제 1 가스의 제 1 과냉각을 수행하도록 구성된 제 1 열교환기(6, 20, 40, 50, 150)와,
    상기 제 1 열교환기에 연결된 제 2 파이프라인(16, 56, 156)으로서, 상기 제 2 파이프라인(16, 56, 156)은 과냉각된 제 1 가스를 상기 탱크 또는 용기(4, 5, 500) 또는 다른 탱크 또는 용기의 바닥부에 저장하여 상기 액체 상태의 제 1 가스의 냉기 예비 층을 형성하기 위해, 상기 탱크 또는 용기(4, 5, 500) 또는 상기 다른 탱크 또는 용기의 하측 부분으로 들어가는, 상기 제 2 파이프라인(16, 56, 156)을 포함하는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 시스템.
  27. 제 26 항에 있어서,
    액체 상태의 제 2 가스가 저장되는 용기(5)를 포함하며, 상기 제 2 가스는 상기 제 1 가스의 비등점 이하의 비등점을 갖는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 시스템.
  28. 제 27 항에 있어서,
    상기 액체 상태의 제 2 가스는 상기 제 1 가스의 제 1 과냉각을 수행하기 위해 상기 제 1 열교환기(6, 20)에 연결된 제 2 파이프라인(14)에서 이동하는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 시스템.
  29. 제 26 항 내지 제 28 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 액체 상태의 제 2 가스로 상기 제 1 가스의 제 2 과냉각을 수행하도록 구성된 제 2 열교환기(22)를 포함하는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 시스템.
  30. 제 26 항 내지 제 29 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 탱크 또는 용기의 바닥부는 도관의 제 1 단부에 연결된 출구를 포함하고, 상기 도관은 상기 탱크(4) 또는 용기(5, 500)의 상측 부분에 설치된 분무 바아(10, 60, 160)에 결합된 제 2 단부를 포함하는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 시스템.
  31. 제 26 항 내지 제 30 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제 1 열교환기(20)에서 가열되거나 기화되거나 부분적으로 기화된 제 2 가스가 이동하는 가열 장치(32)를 포함하는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 시스템.
  32. 제 26 항 내지 제 31 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제 1 열교환기(20, 50, 150)의 상류에 장착된 감압 수단(41, 53, 153)을 포함하는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 시스템.
  33. 제 26 항 내지 제 32 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제 2 열교환기(22)는 2 내지 20 bar의 압력에서 -155 ℃ 내지 -105 ℃의 출구 온도로 상기 제 2 가스를 제공하도록 구성되는 것을 특징으로 하는
    가스 처리 시스템.
  34. 제 26 항 내지 제 33 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제 1 가스는 액화 천연 가스 또는 액화 석유 가스인 것을 특징으로 하는
    가스 처리 시스템.
  35. 제 26 항 내지 제 34 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 제 2 가스는 액화 천연 가스인 것을 특징으로 하는
    가스 처리 시스템.
  36. 제 26 항 내지 제 35 항 중 어느 한 항에 기재된 적어도 하나의 시스템을 포함하는 것을 특징으로 하는
    선박, 특히 액화 가스 수송선.
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