KR20220076786A - 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 방법 및 시스템 - Google Patents

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Abstract

천연가스를 처리하기 위한 천연가스 처리 시스템 및 방법이 개시된다.
천연가스 처리 시스템은, 천연가스를 저장하는 저장탱크(10)와, 상기 저장탱크에 저장된 천연가스를 연소장치(12)에 공급하는 연료공급 장치(20)와, 상기 저장탱크 내에서 발생한 기상 천연가스를 상기 저장탱크의 외부에서 재액화 처리하여 다시 상기 저장탱크로 복귀시키는 재액화 장치(30)와, 상기 저장탱크에 저장된 액상 천연가스를 강제기화 처리하여 상기 연소장치에 공급하는 강제기화 장치(40)를 포함할 수 있다. 상기 재액화 장치는 재액화 처리된 천연가스를 기체성분과 액체성분으로 분리하기 위한 공동 기액분리기(36)를 포함할 수 있다. 상기 강제기화 장치가 구동될 때, 강제기화 처리된 천연가스는 상기 공동 기액분리기에 공급되어 기체성분과 액체성분으로 분리되고, 강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 기체성분은 상기 연소장치에 공급될 수 있다.

Description

기액분리기를 이용한 천연가스 처리 방법 및 시스템 {METHOD AND SYSTEM FOR TREATING NATURAL GAS USING A SEPARATOR}
본 발명은 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 방법 및 시스템에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 저장탱크에 수용된 액상 천연가스로부터 자연적으로 증발된 기상 천연가스를, 저장탱크의 외부에서 재액화하여 다시 저장탱크로 복귀시킬 때 천연가스를 기상 천연가스와 액상 천연가스로 분리하는 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 방법 및 시스템에 관한 것이다.
천연가스는 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 또는, 액화된 상태로 액화가스 운반선에 저장된 채 원거리의 소비처로 운반된다.
예를 들어 LNG (Liquefied Natural Gas)나 LPG (Liquefied Petroleum Gas) 등의 액화가스는 천연가스 혹은 석유가스를 극저온(LNG의 경우 대략 -162℃)으로 냉각하여 얻어지는 것으로 가스 상태일 때보다 그 부피가 대폭적으로 감소되므로 저장 및 수송에 매우 적합하다.
LNG 운반선 등의 액화가스 운반선은, 액화가스를 싣고 바다를 운항하여 육상이나 해상의 수요처에 이 액화가스를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 액화가스의 극저온에 견딜 수 있는 저장탱크(흔히, '화물창'이라 함)를 포함한다. 이와 같이 극저온 상태의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크가 마련된 해양 구조물의 예로서는, 액화가스 운반선 이외에도 LNG RV (Regasification Vessel)와 같은 선박이나, LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), LNG FPSO (Floating, Production, Storage and Off-loading), BMPP (Barge Mounted Power Plant), FSPP (Floating and Storage Power Plant)와 같은 플랜트 등을 들 수 있다.
LNG RV는 자력 항해 및 부유가 가능한 액화천연가스 운반선에 LNG 재기화 설비를 설치한 것이다. LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에서 LNG 수송선으로부터 하역되는 액화천연가스를 저장탱크에 저장한 후 필요에 따라 액화천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 구조물이고, LNG FPSO는 채굴된 천연가스를 해상에서 정제한 후 직접 액화시켜 저장탱크 내에 저장하고, 필요시 이 저장탱크 내에 저장된 LNG를 LNG 수송선으로 옮겨싣기 위해 사용되는 구조물이다. 그리고 BMPP는 바지선에 발전설비를 탑재하여 해상에서 전기를 생산하기 위해 사용되는 구조물이며, FSPP는 해상에 부유된 구조물에 발전설비와 저장탱크를 탑재하여 전기를 생산하는 해상 플랜트이다.
근래에는 질소 및 황산화물의 배출을 규제하는 환경규제가 강화됨에 따라 LNG를 연료로 하는 선박(LNG 추진 선박)의 건조가 늘어나고 있고, LNG 운반선의 일종으로서 LNG 추진 선박에 LNG를 공급하기 위한 LNG Bunkering Vessel(LNG BV)도 필요하여 건조되고 있다. 이러한 LNG Bunkering Vessel에도 LNG 운반선과 같은 저장탱크가 사용된다.
이와 같이, LNG와 같은 액체화물을 해상에서 수송하거나 보관하는 LNG 운반선, LNG 추진 선박, LNG BV, LNG RV, LNG FPSO, LNG FSRU, BMPP, FSPP 등의 해양 구조물 내에는 액체화물인 LNG를 극저온 상태로 저장하기 위한 저장탱크가 설치되어 있다.
이 저장탱크의 내부에 저장되는 LNG 등의 액화가스는, 단열벽에 의해 저장탱크가 감싸짐에도 불구하고, 외부로부터 지속적으로 전달되는 열에 의해 필연적으로 기화될 수밖에 없다. 천연가스를 예로 들어 설명하면, 천연가스의 액화온도는 상압에서 섭씨 약 -162도의 극저온이므로, 액화천연가스는 그 온도가 상압에서 액화온도보다 약간만 높아도 증발된다.
액화가스가 기화되어 발생하는 가스를 증발가스(Boil-Off Gas)라고 한다. 증발가스는 액화가스의 저장과정에서 나오는 불가피한 현상이며, 증발가스의 처리는 액화가스의 저장에 있어 매우 중요한 문제이다. 발생된 증발가스는 액화가스 저장탱크 내의 압력을 증가시켜 안전상의 문제를 야기시킬 수도 있으며 선박의 요동에 따라 액화가스의 유동을 가속시켜 구조적인 문제를 야기시킬 수도 있기 때문에, 발생된 증발가스를 적절하게 처리할 필요가 있다.
이와 같이 액화된 천연가스를 저장하는 저장탱크를 갖춘 LNG 운반선 등의 해양 구조물에는, LNG의 선적 및 하역, 증발가스의 재액화 등을 위한 각종 설비 및 배관이 설치되어 있으므로, 이들 설비 및 배관의 배치 최적화 및 설치비용 절감을 위한 연구 및 개발이 지속적으로 이루어질 필요가 있다.
본 발명은 상기한 바와 같은 문제를 감안하여 이루어진 것으로서, 저장탱크에 수용된 액상 천연가스로부터 자연적으로 증발된 기상 천연가스를, 저장탱크의 외부에서 재액화 처리하여 다시 저장탱크로 복귀시킬 때 천연가스를 기상 천연가스와 액상 천연가스로 분리하는 기액분리기를 이용하여, 저장탱크에 수용된 액상 천연가스를 강제로 부분적으로 기화시켜 엔진에 연료로서 공급할 때 응축물을 분리할 수 있도록 구성한 천연가스 처리 방법 및 시스템을 제공하고자 하는 것이다.
본 발명의 일 측면에 따르면, 해양 구조물에 설치된 천연가스 처리 시스템에서 천연가스를 처리하기 위한 천연가스 처리 방법이 제공된다. 상기 천연가스 처리 시스템은, 천연가스를 저장할 수 있도록 구성된 저장탱크와, 상기 저장탱크에 저장된 천연가스를 연소장치에 공급할 수 있도록 구성된 연료공급 장치와, 상기 저장탱크 내에서 발생한 기상 천연가스를 상기 저장탱크의 외부에서 재액화 처리하여 다시 상기 저장탱크로 복귀시킬 수 있도록 구성된 재액화 장치와, 상기 저장탱크에 저장된 액상 천연가스를 강제기화 처리하여 상기 연료공급 장치를 통해 상기 연소장치에 공급할 수 있도록 구성된 강제기화 장치를 포함하며, 상기 재액화 장치는 재액화 처리된 천연가스를 기체성분과 액체성분으로 분리하기 위한 공동 기액분리기를 포함하며, 상기 강제기화 장치가 구동될 때, 강제기화 처리된 천연가스는, 상기 연소장치에 공급되기 전에, 상기 공동 기액분리기에 공급되어 기체성분과 액체성분으로 분리되고, 강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 기체성분은 상기 연소장치에 공급될 수 있다.
일 실시형태에 따르면, 강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 액체성분은 상기 저장탱크로 복귀할 수 있다.
일 실시형태에 따르면, 상기 연료공급 장치는 상기 저장탱크에서 배출된 기상 천연가스의 압력을 상승시키도록 구성된 압축기를 포함하며, 상기 압축기에서 압축된 기상 천연가스 중 일부를 상기 공동 기액분리기에 공급하여 액체성분을 상기 저장탱크로 복귀시킬 수 있다.
일 실시형태에 따르면, 강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 기체성분은, 상기 압축기에서 압축된 후 상기 연소장치에 공급될 수 있다.
일 실시형태에 따르면, 강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 기체성분은, 상기 저장탱크에서 배출된 후 상기 압축기로 공급되고 있는 기상 천연가스와 혼합되고, 상기 압축기에서 압축된 후 상기 연소장치에 공급될 수 있다.
일 실시형태에 따르면, 상기 강제기화 장치는, 상기 저장탱크에서 발생하는 기상 천연가스의 양이 상기 연소장치에서 필요로 하는 연료의 양보다 적을 때, 구동될 수 있다.
본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 천연가스를 처리하기 위하여 해양 구조물에 설치된 천연가스 처리 시스템이 제공된다. 상기 천연가스 처리 시스템은, 천연가스를 저장할 수 있도록 구성된 저장탱크와, 상기 저장탱크에 저장된 천연가스를 연소장치에 공급할 수 있도록 구성된 연료공급 장치와, 상기 저장탱크 내에서 발생한 기상 천연가스를 상기 저장탱크의 외부에서 재액화 처리하여 다시 상기 저장탱크로 복귀시킬 수 있도록 구성된 재액화 장치와, 상기 저장탱크에 저장된 액상 천연가스를 강제기화 처리하여 상기 연료공급 장치를 통해 상기 연소장치에 공급할 수 있도록 구성된 강제기화 장치를 포함하며, 상기 재액화 장치는, 재액화 처리된 천연가스를 기체성분과 액체성분으로 분리하기 위한 공동 기액분리기와, 상기 공동 기액분리기에서 분리된 기체성분을 상기 연료공급 장치로 전달하기 위한 기상 천연가스 전달 라인을 포함하며, 상기 강제기화 장치는 상기 저장탱크로부터 상기 공동 기액분리기까지 연장하는 강제기화 라인을 포함하며, 상기 강제기화 장치가 구동될 때, 강제기화 처리된 천연가스는 상기 강제기화 라인을 통해 상기 공동 기액분리기에 공급되어 기체성분과 액체성분으로 분리되고, 강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 기체성분은 상기 기상 천연가스 전달 라인을 통하여 상기 연료공급 장치에 공급될 수 있다.
일 실시형태에 따르면, 강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 액체성분은 재액화 라인을 통해 상기 저장탱크로 복귀할 수 있다.
일 실시형태에 따르면, 상기 연료공급 장치는 상기 저장탱크에서 배출된 기상 천연가스의 압력을 상승시키도록 구성된 압축기를 포함하며, 상기 강제기화 장치는 상기 압축기 하류측에서 연료공급 라인으로부터 분기하여 상기 공동 기액분리기까지 연장하는 압력조절 라인을 포함할 수 있다.
본 발명에 따르면, 저장탱크에 수용된 액상 천연가스로부터 자연적으로 증발된 기상 천연가스를, 저장탱크의 외부에서 적어도 부분적으로 재액화 처리하여 다시 저장탱크로 복귀시킬 때, 재액화 처리된 천연가스를 기상 천연가스와 액상 천연가스로 분리하는 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 방법 및 시스템이 제공될 수 있다.
본 발명에 따르면, 저장탱크에 수용된 액상 천연가스를 강제로 기화시켜 엔진에 연료로서 공급할 때, 기화되지 않고 남아있는 액상 천연가스 또는 기화된 후 재응축된 응축물을 분리해 내기 위한 작업을, 별도의 전용 기액분리기를 이용하여 실시하는 대신에, 재액화 처리된 천연가스를 기상 천연가스와 액상 천연가스로 분리하는 기액분리기를 공동으로 이용하여 실시할 수 있는 천연가스 처리 방법 및 시스템이 제공될 수 있다.
본 발명에 따르면, 공동의 기액분리기를 이용하도록 구성되기 때문에, 별도의 전용 기액분리기를 이용할 경우에 분리된 액체성분을 저장탱크로 복귀시키기 위해 요구되는 질소 가스가 필요하지 않게 되어, 질소 가스를 저장하거나 이송하는 설비를 생략할 수 있게 된다. 그로 인해, 질소 소비량을 절감할 수 있고, 질소 가스 관련설비에 소요되는 비용 및 공간을 감소시킬 수 있게 된다.
도 1은 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 시스템의 일례를 도시하는 개략 구성도이다.
도 2는 본 발명의 일 실시형태에 따른 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 시스템의 개략 구성도이다.
이하, 본 발명의 일 실시형태에 따른 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 방법 및 시스템을, 도면을 참조하여 상세하게 설명한다.
여기에 기재된 '기액분리기를 이용한 천연가스 처리 시스템'은, 액화된 천연가스를 저장할 수 있는 저장탱크와, 이 저장탱크 내에서 자연적으로 증발한 증발가스를 저장탱크의 외부에서 재액화시켜 다시 저장탱크로 복귀시킬 수 있는 재액화 장치를 갖춘 해양 구조물에 설치될 수 있다. 해양 구조물로서는, 예를 들어, LNG와 같은 액체화물을 해상에서 수송하거나 보관하는 LNG 운반선, LNG를 추진용 메인 엔진의 연료로서 사용하는 LNG 추진 선박, 이러한 LNG 추진 선박에 LNG를 공급하기 위한 LNG Bunkering Vessel(LNG BV), LNG RV (Regasification Vessel)와 같은 선박이나, LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), LNG FPSO (Floating, Production, Storage and Off-loading), BMPP (Barge Mounted Power Plant), FSPP (Floating and Storage Power Plant)와 같은 플랜트 등이 있다. 본 명세서에서 '해양 구조물'이란, 전술한 LNG 운반선 등과 같은 선박을 비롯하여, 전술한 LNG FSRU 등과 같은 플랜트까지도 모두 포함하는 개념이다.
도 1에는 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 시스템의 일례를 도시하는 개략 구성도가 도시되어 있고, 도 2에는 본 발명의 일 실시형태에 따른 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다.
우선, 도 1을 참조하면, 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 시스템은, 천연가스를 저장하고 있는 저장탱크(10)와, 저장탱크(10)에 저장된 천연가스를 예컨대 주 엔진 등의 연소장치(12)에 연료로서 공급하도록 구성된 연료공급 장치(20)와, 저장탱크(10)로부터 배출된 기상 천연가스, 즉 증발가스(Boil Off Gas; BOG)를 재액화 처리하여 다시 저장탱크(10)로 복귀시키도록 구성된 재액화 장치(30)와, 저장탱크(10)에 저장된 액상 천연가스, 즉 LNG를 강제로 기화시켜 연료공급 장치(20)를 통해 연소장치에 공급하도록 구성된 강제기화 장치(40)를 포함한다.
저장탱크(10)는 액상 천연가스와 기상 천연가스를 함께 수용하도록 이루어질 수 있다. 액상 천연가스는 액화천연가스 즉 LNG일 수 있으며, 기상 천연가스는 액화천연가스로부터 자연적으로 증발한 증발가스 즉 BOG일 수 있다.
연료공급 장치(20)는, 저장탱크(10)에 저장되어 있는 천연가스(액상 천연가스 및 기상 천연가스 중 적어도 하나)를 연소장치(12)에 연료로서 공급할 수 있도록 구성되어 있다.
연료공급 장치(20)는, 천연가스가 저장탱크(10)로부터 연소장치(12)까지 유동할 수 있도록 연장하는 연료공급 라인(21)과, 이 연료공급 라인(21)의 도중에 설치되어 천연가스를 압축하는 압축기(24)를 포함할 수 있다.
재액화 장치(30)는, 압축기(24)에서 압축된 천연가스 중에서 연소장치(12)에 연료로서 공급되지 않은 나머지의 기상 천연가스를 재액화 처리하여 저장탱크(10)로 복귀시킬 수 있도록 구성되어 있다. 재액화 장치(30)는, 기상 천연가스를 적어도 부분적으로 액화시킬 수 있도록 구성된다.
재액화 장치(30)는, 연료공급 라인(21)으로부터 분기하여 저장탱크(10)까지 연장하는 재액화 라인(31)과, 이 재액화 라인(31)의 도중에 설치되어 압축된 천연가스를 냉각시키는 열교환기(32)와, 이 열교환기(32)에서 냉각된 천연가스를 팽창시켜 압력을 낮추는 감압수단(33)과, 냉각 및 팽창을 통해 재액화 처리된 천연가스를 기상 천연가스와 액상 천연가스로 분리하기 위한 기액분리기(36)를 포함할 수 있다. 재액화 장치(30)는, 재액화 효율을 향상시키기 위해 압축기(24)에서 압축된 천연가스를 추가로 압축하는 추가 압축기(Boosting Compressor)(34)를 더 포함할 수 있다.
재액화 라인(31)은 압축기(24)의 하류측에서 연료공급 라인(21)으로부터 분기할 수 있다.
열교환기(32)는, 압축기(24)에서 압축된 천연가스와, 저장탱크(10)로부터 배출되어 압축기(24)로 공급되고 있는 천연가스를 열교환시키도록 구성될 수 있다. 위에서는 열교환기(32)가 재액화 라인(31)에 설치된 것으로 설명하였지만, 열교환기(32)는 연료공급 라인(21)에 설치된 것이기도 하다. 압축기(24)에서 압축된 상대적으로 고온고압의 천연가스는, 저장탱크(10)에서 배출된 직후의 상대적으로 저온저압의 천연가스에 의해 냉각될 수 있다. 반대로, 저장탱크(10)에서 배출된 직후의 상대적으로 저온저압의 천연가스는, 압축기(24)에서 압축된 상대적으로 고온고압의 천연가스에 의해 가열될 수 있다.
감압수단(33)으로서는 예를 들어 J-T(Joule-Thomson) 밸브, 팽창기(Expander) 등을 사용할 수 있다.
기액분리기(36)에서 분리된 액상 천연가스는 계속해서 재액화 라인(31)을 통해 저장탱크(10)로 복귀할 수 있다. 또, 기액분리기(36)에서 분리된 기상 천연가스는, 기상 천연가스 전달 라인(37)을 통해 연료공급 라인(21)으로 공급되어, 저장탱크(10)에서 배출되어 압축기(24)로 공급되고 있는 천연가스와 혼합될 수 있다. 한편, 기액분리기(36)에서 분리된 기상 천연가스는, 기상 천연가스 이송 라인(38)을 통해 저장탱크의 베이퍼 헤더(vapor header) 측으로 이송되도록 구성될 수도 있다.
강제기화 장치(40)는, 저장탱크(10)에서 배출되어 연료공급 장치(20)를 통해 연소장치(12)에 공급되는 기상 천연가스의 양이, 연소장치(12)에서 연료로서 사용하기 위해 필요한 천연가스의 양보다 작을 때, 저장탱크(10)에 저장되어 있는 액상 천연가스를 강제로 기화시켜 연료공급 장치(20)에 공급할 수 있도록 구성된다.
도 1에 도시된 강제기화 장치(40)는, 저장탱크(10) 내의 액상 천연가스를 저장탱크(10)의 외부로 배출시키기 위한 펌프(14)와, 이 펌프(14)로부터 연료공급 라인(21)까지 연장하는 강제기화 라인(41)과, 이 강제기화 라인(41)의 도중에서 설치되어 액상 천연가스를 가열하여 적어도 부분적으로 기화시키는 기화기(42)와, 이 기화기(42)에서 가열된 천연가스 중에 포함된 미스트 등의 액상 성분을 분리하기 위한 강제기화 장치 전용의 기액분리기(45)(이하, 단순히 전용 기액분리기라고 한다.)를 포함할 수 있다.
강제기화 장치(40)는, 기화기(42)의 하류측에 설치되어 기화기(42)에서 기화된 천연가스를 냉각시킴으로써 에탄, 프로판, 부탄 등의 중탄화수소 성분을 응축시킬 수 있는 냉각수단(43)을 포함할 수 있다. 이 냉각수단(43)은, 기화기(42)에서 기화된 천연가스에, 펌프(14)로부터 공급되는 액상 천연가스를 혼합하도록 구성된 것일 수 있다.
저장탱크(10)에서 배출된 기상 천연가스는 대부분 저장탱크(10)의 내부에서 자연적으로 증발한 BOG이므로, 상대적으로 메탄의 비율이 높고, 에탄, 프로판, 부탄 등의 중탄화수소 성분의 비율은 매우 낮다. 연소장치(12)는 BOG를 기준으로 메탄가가 맞춰져 있으므로, 강제기화된 천연가스를 그대로 공급할 경우, 연소장치(12)에서 요구하는 메탄가와 상이한 값을 갖는 연료가스가 공급될 우려가 있다. 따라서, 중탄화수소 성분이 메탄에 비해 상대적으로 높은 온도에서 응축되는 특성을 가지는 것을 이용하여, 냉각수단(43)에서 중탄화수소 성분을 응축시키고, 전용 기액분리기(45)에서 액상성분 즉 응축물을 분리함으로써 강제기화된 천연가스의 메탄가를 조절할 수 있다.
전용 기액분리기(45)에서 분리된 기상 천연가스는 연료공급 라인(21)의 압축기(24) 상류측으로 공급되고, 계속해서 압축기(24)를 거쳐 연소장치(12)에 공급될 수 있다. 전용 기액분리기(45)에서 분리된 응축물 즉 액상 천연가스는 드레인 폿(drain pot)(46)을 거쳐 저장탱크(10)로 복귀할 수 있다.
전용 기액분리기(45)에서 분리된 후 드레인 폿(46)에 수용된 응축물은, 드레인 폿(46)에 압축질소(대략 6 barg)를 공급하여 저장탱크(10)로 복귀될 수 있다. 드레인 폿(46)에 잔존하는 기체 성분은 벤트 마스트(도시생략)로 이송되어 처리될 수 있다.
도 1에 예시된 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 시스템은, 재액화 장치(30)에 구비된 기액분리기(36)와는 별도로, 강제기화 장치(40)에 전용 기액분리기(45)를 구비하기 때문에, 전용 기액분리기(45)를 설치하기 위한 설치비용 및 설치공간 등이 추가로 소요된다. 또한, 전용 기액분리기(45)에서 분리된 응축물을 저장탱크(10)로 복귀시키기 위해 압축질소를 사용하기 때문에, 질소 생성기의 용량이 커지고 질소 생성기에서 소비하는 동력이 증가하며, 질소를 사용하기 위한 각종 설비 및 배관을 설치해야 한다.
도 2를 참조하면, 도 1에 예시된 천연가스 처리 시스템이 가지는 단점을 개선한, 본 발명의 일 실시형태에 따른 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 시스템의 개략 구성도가 도시되어 있다. 이하, 도 1에 도시된 구성요소와 동일한 구성요소에 대해서는 동일한 도면부호를 부여하여 설명한다.
도 2에 도시된 바와 같이, 본 발명의 일 실시형태에 따른 기액분리기를 이용한 천연가스 처리 시스템은, 천연가스를 저장하고 있는 저장탱크(10)와, 저장탱크(10)에 저장된 천연가스를 예컨대 주 엔진 등의 연소장치(12)에 연료로서 공급하도록 구성된 연료공급 장치(20)와, 저장탱크(10)로부터 배출된 기상 천연가스, 즉 증발가스(Boil Off Gas; BOG)를 재액화 처리하여 다시 저장탱크(10)로 복귀시키도록 구성된 재액화 장치(30)와, 저장탱크(10)에 저장된 액상 천연가스, 즉 LNG를 강제로 기화시켜 연료공급 장치(20)를 통해 연소장치에 공급하도록 구성된 강제기화 장치(40)를 포함한다.
저장탱크(10)는 액상 천연가스와 기상 천연가스를 함께 수용하도록 이루어질 수 있다. 액상 천연가스는 액화천연가스 즉 LNG일 수 있으며, 기상 천연가스는 액화천연가스로부터 자연적으로 증발한 증발가스 즉 BOG일 수 있다. 저장탱크(10)로서는 LNG를 저장하기 위해 일반적으로 LNG 운반선에 설치될 수 있는 탱크라면 어떠한 유형의 탱크라도 사용 가능하며, 저장탱크의 종류나 크기에 의해 본 발명이 한정되는 것은 아니다.
연료공급 장치(20)는, 저장탱크(10)에 저장되어 있는 천연가스(액상 천연가스 및 기상 천연가스 중 적어도 하나)를 연소장치(12)에 연료로서 공급할 수 있도록 구성되어 있다. 연소장치(12)는 연소시 연료로서 천연가스를 사용할 수 있다면 어떤 유형의 것이라도 될 수 있다. 또한, 연소장치(12)는 연료로서 천연가스만 사용할 수 있는 것일 수도 있고, 연료로서 천연가스와 오일(중유, MDO 등)을 함께 사용할 수 있는 것일 수도 있다. 예를 들어, 연소장치(12)로서는, 선박의 추진기(도시생략)를 구동시키기 위한 주 엔진(예컨대 X-DF, MEGI 등), 발전을 위한 보조 엔진(DFDG 등), 보일러, 가스 연소기(Gas Combustion Unit; GCU) 등이 있다. 본 발명은 연소장치의 종류, 개수 등에 의해 한정되는 것은 아니다.
연료공급 장치(20)는, 천연가스가 저장탱크(10)로부터 연소장치(12)까지 유동할 수 있도록 연장하는 연료공급 라인(21)과, 이 연료공급 라인(21)의 도중에 설치되어 천연가스를 압축하는 압축기(24)를 포함할 수 있다. 압축기(24)는 다단 압축기일 수 있으며, 리던던시(redundancy)를 위해 예를 들어 2개의 압축기(24)가 연료공급 라인(21)에 병렬로 설치될 수 있다. 압축기(24)는 저장탱크(10)에서 배출된 천연가스를 예컨대 주 엔진에서 요구하는 압력으로 압축하도록 구성될 수 있다.
도면에는 도시하지 않았지만, 연료공급 라인(21)은, 압축기(24)에서 압축된 천연가스의 온도를 연소장치(12)에서 요구하는 온도로 조절하는 온도조절수단(예컨대 히터 등, 도시생략)을 포함할 수 있다.
재액화 장치(30)는, 압축기(24)에서 압축된 천연가스 중에서 연소장치(12)에 연료로서 공급되지 않은 나머지의 기상 천연가스를 재액화 처리하여 저장탱크(10)로 복귀시킬 수 있도록 구성되어 있다. 재액화 장치(30)는, 기상 천연가스를 적어도 부분적으로 액화시킬 수 있도록 구성된다.
재액화 장치(30)는, 연료공급 라인(21)으로부터 분기하여 저장탱크(10)까지 연장하는 재액화 라인(31)과, 이 재액화 라인(31)의 도중에 설치되어 압축된 천연가스를 냉각시키는 열교환기(32)와, 이 열교환기(32)에서 냉각된 천연가스를 팽창시켜 압력을 낮추는 감압수단(33)과, 냉각 및 팽창을 통해 재액화 처리된 천연가스를 기상 천연가스와 액상 천연가스로 분리하기 위한 기액분리기(36)를 포함할 수 있다. 재액화 장치(30)는, 재액화 효율을 향상시키기 위해 압축기(24)에서 압축된 천연가스를 추가로 압축하는 추가 압축기(24)를 더 포함할 수 있다.
재액화 라인(31)은 압축기(24)의 하류측에서 연료공급 라인(21)으로부터 분기할 수 있다.
열교환기(32)는, 압축기(24)에서 압축된 천연가스와, 저장탱크(10)로부터 배출되어 압축기(24)로 공급되고 있는 천연가스를 열교환시키도록 구성될 수 있다. 위에서는 열교환기(32)가 재액화 라인(31)에 설치된 것으로 설명하였지만, 열교환기(32)는 연료공급 라인(21)에 설치된 것이기도 하다. 압축기(24)에서 압축된 상대적으로 고온고압의 천연가스는, 저장탱크(10)에서 배출된 직후의 상대적으로 저온저압의 천연가스에 의해 냉각될 수 있다. 반대로, 저장탱크(10)에서 배출된 직후의 상대적으로 저온저압의 천연가스는, 압축기(24)에서 압축된 상대적으로 고온고압의 천연가스에 의해 가열될 수 있다.
감압수단(33)으로서는 예를 들어 J-T(Joule-Thomson) 밸브, 팽창기(Expander) 등을 사용할 수 있으며, 리던던시(redundancy)를 위해 예를 들어 2개의 감압수단(33)이 재액화 라인(31)에 병렬로 설치될 수 있다.
기액분리기(36)에서 분리된 액상 천연가스는 계속해서 재액화 라인(31)을 통해 저장탱크(10)로 복귀할 수 있다. 또, 기액분리기(36)에서 분리된 기상 천연가스는, 기상 천연가스 전달 라인(37)을 통해 연료공급 라인(21)으로 공급되고, 저장탱크(10)에서 배출되어 압축기(24)로 공급되고 있는 천연가스와 혼합될 수 있다. 한편, 기액분리기(36)에서 분리된 기상 천연가스는, 기상 천연가스 이송 라인(38)을 통해 저장탱크의 베이퍼 헤더(vapor header) 측으로 이송되도록 구성될 수도 있다.
도 1 및 도 2에는, 압축기(24)에서 압축된 천연가스를, 저장탱크(10)로부터 배출된 직후의 천연가스와 열교환기(32)에서 열교환한 후, 감압수단(33)에서 감압하여 재액화 처리하는 재액화 장치(30)가 예시되어 있다. 대안적으로, 재액화 장치는, 탄화수소 성분 또는 비폭발성 물질을 냉매로 사용하는 냉동 사이클에 의해 재액화 처리를 실시하는 것일 수도 있다. 어떠한 유형의 재액화 장치라도, 재액화 처리된 천연가스 중 액상 천연가스만을 저장탱크로 복귀시킬 수 있도록 기액분리기를 구비한다.
강제기화 장치(40)는, 저장탱크(10)에서 배출되어 연료공급 장치(20)를 통해 연소장치(12)에 공급되는 기상 천연가스의 양이, 연소장치(12)에서 연료로서 사용하기 위해 필요한 천연가스의 양보다 작을 때, 저장탱크(10)에 저장되어 있는 액상 천연가스를 강제로 기화시켜 연료공급 장치(20)에 공급할 수 있도록 구성된다.
도 2에 도시된 강제기화 장치(40)는, 저장탱크(10) 내의 액상 천연가스를 저장탱크(10)의 외부로 배출시키기 위한 펌프(14)와, 이 펌프(14)에 의해 저장탱크(10)의 외부로 배출된 액상 천연가스를 가열하여 적어도 부분적으로 기화시키는 기화기(42)를 포함할 수 있다.
도 2에 도시된 강제기화 장치(40)는, 도 1에 도시된 강제기화 장치(40)와는 달리 전용 기액분리기를 포함하지 않는다. 또, 도 1에 도시된 강제기화 장치(40)의 강제기화 라인(41)이 연료공급 라인(21)에 있어서 압축기(24)의 상류측에 연결되는 것에 비해, 도 2에 도시된 강제기화 장치(40)의 강제기화 라인(41)은 이 펌프(14)로부터 재액화 장치(30)의 기액분리기(36)까지 연장하고 있다.
도 2에 도시된 강제기화 장치(40)에 의하면, 기화기(42)에서 적어도 부분적으로 기화된 천연가스, 즉, 기체성분과 액체성분이 혼합된 상태의 천연가스는, 재액화 장치(30)에 구비된 기액분리기(36)에서 액상 천연가스와 기상 천연가스로 분리될 수 있다. 여기서, 기상 천연가스는, 재액화 장치(30)의 기상 천연가스 이송 라인(38)을 통해 연료공급 라인(21)까지 이송된 후, 연료공급 라인(21)을 통해 연소장치(12) 쪽으로 공급될 수 있다. 이와 같이, 도 2에 도시된 일 실시형태에 따른 천연가스 처리 시스템에서는, 재액화 장치(30)에 구비된 기액분리기(36)는 강제기화된 천연가스 중 액체성분을 분리하기 위한 기능도 수행할 수 있으므로, 이어지는 설명에서는 도 2에 도시된 재액화 장치(30)의 기액분리기(36)를 '공동 기액분리기(36)'라고도 한다.
강제기화 장치(40)는, 기화기(42)의 하류측에 설치되어 기화기(42)에서 기화된 천연가스를 냉각시킴으로써 에탄, 프로판, 부탄 등의 중탄화수소 성분을 응축시킬 수 있는 냉각수단(43)을 포함할 수 있다. 이 냉각수단(43)은, 기화기(42)에서 기화된 천연가스에, 펌프(14)로부터 공급되는 액상 천연가스를 혼합하도록 구성된 것일 수 있다.
저장탱크(10)에서 배출된 기상 천연가스는 대부분 저장탱크(10)의 내부에서 자연적으로 증발한 BOG이므로, 상대적으로 메탄의 비율이 높고, 에탄, 프로판, 부탄 등의 중탄화수소 성분의 비율은 매우 낮다. 연소장치(12)는 BOG를 기준으로 메탄가가 맞춰져 있으므로, 강제기화된 천연가스를 그대로 공급할 경우, 연소장치(12)에서 요구하는 메탄가와 상이한 값을 갖는 연료가스가 공급될 우려가 있다. 따라서, 중탄화수소 성분이 메탄에 비해 상대적으로 높은 온도에서 응축되는 특성을 가지는 것을 이용하여, 냉각수단(43)에서 중탄화수소 성분을 응축시키고, 공동 기액분리기(36)에서 액상성분 즉 응축물을 분리함으로써 강제기화된 천연가스의 메탄가를 조절할 수 있다.
공동 기액분리기(36)에서 분리된 기상 천연가스는, 전술한 바와 같이, 재액화 장치(30)의 기상 천연가스 이송 라인(38)을 통해 연료공급 라인(21)의 압축기(24) 상류측(보다 상세하게는 열교환기(32)의 상류측)으로 공급되고, 계속해서 연소장치(12)에 공급될 수 있다. 공동 기액분리기(36)에서 분리된 응축물 즉 액상 천연가스는 재액화 라인(31)을 통해 저장탱크(10)로 복귀할 수 있다.
따라서, 도 2에 도시된 천연가스 처리 시스템은, 재액화 장치(30)에 구비된 공동 기액분리기(36)만을 이용하여, 재액화 장치(30) 및 강제기화 장치(40)에서 천연가스를 처리하는 작업 중에 요구되는 기상 천연가스 및 액상 천연가스의 기액분리 작업을 실시할 수 있다. 그로 인해 강제기화 장치의 전용 기액분리기를 설치하기 위한 설치비용 및 설치공간 등이 절감될 수 있다.
전술한 바와 같이, 저장탱크(10)에서 배출되는 기상 천연가스의 양이 연소장치(12)에서 필요로 하는 연료의 양보다 적은 경우(예를 들어, LNG 운반선에서 LNG를 하역한 후 LNG 생산지로 돌아가는 밸러스트 운항시와 같이 저장탱크에 수용된 LNG가 적은 경우), 저장탱크(10)의 액상 천연가스를 강제로 기화시켜 연소장치(12)에 공급하기 위해 강제기화 장치(40)를 구동시키고 있다. 따라서, 강제기화 장치(40)가 구동 중일 때는 증발가스의 양이 적으므로 재액화 장치(30)가 구동될 필요가 없을 수 있으며, 재액화 장치(30)의 공동 기액분리기(36) 및 재액화 라인(31) 등의 설비는 강제기화된 천연가스를 위해 활용될 수 있다.
도 1에 도시된 강제기화 장치(40)에 따르면, 전용 기액분리기(45)에서 분리된 후 드레인 폿(46)에 수용된 응축물을 저장탱크로 복귀하기 위해, 드레인 폿(46)에 압축질소(대략 6 barg)를 공급하고 있다. 그러나, 도 2에 도시된 강제기화 장치(40)에 따르면, 전용 기액분리기를 사용하는 대신에, 재액화 장치(30)의 공동 기액분리기(36)를 공동으로 사용하도록 구성되어 있기 때문에, 도 1에 도시된 드레인 폿을 생략할 수 있다.
도 2의 강제기화 장치(40)는, 공동 기액분리기(36)에서 분리된 액상 천연가스를 저장탱크(10)로 복귀시키기 위해, 연료공급 라인(21)의 압축기(24) 하류측에서 분기하여 공동 기액분리기(36)까지 연장하는 압력조절 라인(52)을 포함할 수 있다. 도 2의 강제기화 장치(40)는, 공동 기액분리기(36)에 수용된 액상 천연가스를 저장탱크(10)로 복귀시키기 위해 압축된 천연가스를 이용하도록 구성됨으로써, 압축질소를 사용할 필요가 없으며, 질소 생성기에서 소비하는 동력이 감소할 수 있다.
본 발명은 상기 실시예에 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.
10: 저장탱크, 12: 연소장치, 14: 펌프, 20: 연료공급 장치, 21: 연료공급 라인, 24: 압축기, 30: 재액화 장치, 31: 재액화 라인, 32: 열교환기, 33: 감압수단, 34: 추가 압축기, 36: (공동) 기액분리기, 37: 기상 천연가스 전달 라인, 38: 기상 천연가스 이송 라인, 42: 기화기, 43: 냉각수단, 51: 강제기화 라인, 52: 압력조절 라인.

Claims (9)

  1. 해양 구조물에 설치된 천연가스 처리 시스템에서 천연가스를 처리하기 위한 천연가스 처리 방법으로서,
    상기 천연가스 처리 시스템은, 천연가스를 저장할 수 있도록 구성된 저장탱크와, 상기 저장탱크에 저장된 천연가스를 연소장치에 공급할 수 있도록 구성된 연료공급 장치와, 상기 저장탱크 내에서 발생한 기상 천연가스를 상기 저장탱크의 외부에서 재액화 처리하여 다시 상기 저장탱크로 복귀시킬 수 있도록 구성된 재액화 장치와, 상기 저장탱크에 저장된 액상 천연가스를 강제기화 처리하여 상기 연료공급 장치를 통해 상기 연소장치에 공급할 수 있도록 구성된 강제기화 장치를 포함하며,
    상기 재액화 장치는 재액화 처리된 천연가스를 기체성분과 액체성분으로 분리하기 위한 공동 기액분리기를 포함하며,
    상기 강제기화 장치가 구동될 때, 강제기화 처리된 천연가스는, 상기 연소장치에 공급되기 전에, 상기 공동 기액분리기에 공급되어 기체성분과 액체성분으로 분리되고, 강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 기체성분은 상기 연소장치에 공급되는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 방법.
  2. 청구항 1에 있어서,
    강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 액체성분은 상기 저장탱크로 복귀하는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 방법.
  3. 청구항 2에 있어서,
    상기 연료공급 장치는 상기 저장탱크에서 배출된 기상 천연가스의 압력을 상승시키도록 구성된 압축기를 포함하며,
    상기 압축기에서 압축된 기상 천연가스 중 일부를 상기 공동 기액분리기에 공급하여 액체성분을 상기 저장탱크로 복귀시키는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 방법.
  4. 청구항 3에 있어서,
    강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 기체성분은, 상기 압축기에서 압축된 후 상기 연소장치에 공급되는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 방법.
  5. 청구항 3에 있어서,
    강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 기체성분은, 상기 저장탱크에서 배출된 후 상기 압축기로 공급되고 있는 기상 천연가스와 혼합되고, 상기 압축기에서 압축된 후 상기 연소장치에 공급되는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 방법.
  6. 청구항 1에 있어서,
    상기 강제기화 장치는, 상기 저장탱크에서 발생하는 기상 천연가스의 양이 상기 연소장치에서 필요로 하는 연료의 양보다 적을 때, 구동되는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 방법.
  7. 천연가스를 처리하기 위하여 해양 구조물에 설치된 천연가스 처리 시스템으로서,
    상기 천연가스 처리 시스템은, 천연가스를 저장할 수 있도록 구성된 저장탱크와, 상기 저장탱크에 저장된 천연가스를 연소장치에 공급할 수 있도록 구성된 연료공급 장치와, 상기 저장탱크 내에서 발생한 기상 천연가스를 상기 저장탱크의 외부에서 재액화 처리하여 다시 상기 저장탱크로 복귀시킬 수 있도록 구성된 재액화 장치와, 상기 저장탱크에 저장된 액상 천연가스를 강제기화 처리하여 상기 연료공급 장치를 통해 상기 연소장치에 공급할 수 있도록 구성된 강제기화 장치를 포함하며,
    상기 재액화 장치는, 재액화 처리된 천연가스를 기체성분과 액체성분으로 분리하기 위한 공동 기액분리기와, 상기 공동 기액분리기에서 분리된 기체성분을 상기 연료공급 장치로 전달하기 위한 기상 천연가스 전달 라인을 포함하며,
    상기 강제기화 장치는 상기 저장탱크로부터 상기 공동 기액분리기까지 연장하는 강제기화 라인을 포함하며,
    상기 강제기화 장치가 구동될 때, 강제기화 처리된 천연가스는 상기 강제기화 라인을 통해 상기 공동 기액분리기에 공급되어 기체성분과 액체성분으로 분리되고, 강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 기체성분은 상기 기상 천연가스 전달 라인을 통하여 상기 연료공급 장치에 공급되는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 시스템.
  8. 청구항 7에 있어서,
    강제기화 처리된 천연가스 중 상기 공동 기액분리기에서 분리된 액체성분은 재액화 라인을 통해 상기 저장탱크로 복귀하는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 시스템.
  9. 청구항 8에 있어서,
    상기 연료공급 장치는 상기 저장탱크에서 배출된 기상 천연가스의 압력을 상승시키도록 구성된 압축기를 포함하며,
    상기 강제기화 장치는 상기 압축기 하류측에서 연료공급 라인으로부터 분기하여 상기 공동 기액분리기까지 연장하는 압력조절 라인을 포함하는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 시스템.
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