KR20220096459A - 비상용 액화가스 공급 시스템 및 방법 - Google Patents

Abstract

본 발명은 액화가스 위성기지, 특히 도서지역의 액화가스 위성기지에서 비상 상황에서도 액화가스를 가스 수요처로 공급할 수 있도록 한 비상용 액화가스 공급 시스템 및 방법에 관한 것이다.
본 발명에 따른 비상용 액화가스 공급 시스템은, 액화가스 공급처로부터 이송받은 액화가스를 저장하는 1차 액화가스 탱크; 상기 1차 액화가스 탱크로부터 액화가스를 공급받아 저장하는 2차 액화가스 탱크; 상기 2차 액화가스 탱크로부터 액화가스를 공급받아 기화시켜 가스 수요처로 공급하는 기화기; 및 상기 1차 액화가스 탱크로부터 2차 액화가스 탱크로 액화가스를 공급하는 이송설비;를 포함하고, 상기 이송설비는, 상기 1차 액화가스 탱크로부터 배출된 액화가스를 상기 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 승압시켜 상기 2차 액화가스 탱크로 공급하는 액화가스 펌프; 및 상기 1차 액화가스 탱크의 압력을 상기 2차 액화가스 탱크의 압력보다 높은 압력으로 승압시켜 상기 액화가스 펌프의 가동없이 압력차에 의해 2차 액화가스 탱크로 액화가스가 이송되도록 하는 1차 압력조절수단;을 포함할 수 있다.

Description

비상용 액화가스 공급 시스템 및 방법 {Liquefied Gas Emergency Supply System and Method}

본 발명은 액화가스 위성기지, 특히 도서지역의 액화가스 위성기지에서 비상 상황에서도 액화가스를 가스 수요처로 공급할 수 있도록 한 비상용 액화가스 공급 시스템 및 방법에 관한 것이다.

지금까지 도시지역의 발전소들은 대기오염을 줄이기 위한 배출가스 규제에서 예외로 인정받아 규제 대상에서 제외되어왔다. 기존의 도서지역의 발전소에서는 디젤연료를 사용하는 디젤엔진을 이용한 내연발전이 주를 이루었다.

그러나 대기환경보호 및 온실가스 감축 등에 대한 전세계적인 관심이 증가함에 따라 육지는 물론 도서지역의 발전소를 대상으로 하는 배출가스 규제도 강화되고 있다. 일례로, 국내에서도 1.5MW급의 발전기를 보유한 발전소에 적용되는 법규가 2019년에 발효되었고, 백령도, 연평도 등 5개 도서지역 발전소에 대한 배출가스 규제강화가 진행 중이다.

따라서, 기존의 내연발전이 적용된 도서지역 발전소의 매연과 질소산화물 등의 대기오염문제, 소음 발생문제 등의 해소가 이슈가 되고 있다.

도서지역의 친환경 발전 방안으로는, 디젤 미립자 필터(DPF; Diesel Particulate Filter)나 선택적 촉매 감소기술(SCR; Selective Catalyst Reduction)을 적용한 후처리 방안, 디젤연료를 LNG 연료로 전환하는 방안과, 태양광이나 풍력 등 신재생에너지 발전 방식으로 전환하는 방안 및 연료전지 발전 방식으로 전환하는 방안 등이 제안되고 있으며, 이 중 LNG 연료로의 전환이 가장 효과적인 방안으로 대두되고 있다.

최근 백령도에는 기존의 디젤엔진 발전기를 천연가스-디젤 혼소 발전기로 전환하기 위하여 LNG 위성기지를 구축하였다. LNG 위성기지는 LNG 저장탱크와, LNG 펌프와, 기화기와, 정압기 등을 포함한다. LNG 저장탱크는 병렬로 1기 혹은 2기가 구비되고, 약 4 내지 6 bar의 압력이 유지되도록 제어된다. LNG 펌프는 병렬로 2기가 구비되고, 2기 중에 1기는 리던던시를 목적으로 사용된다. 기화기에서 기화된 천연가스는 약 6.5 bar(0.65 MPa)의 압력으로 가스엔진 발전소로 공급된다.

도서지역의 LNG 위성기지는 육지와 달리 설비의 고장이나 이상 발생시, 육상 및 해상 이동 및 긴급대응시간에 최소 2일 이상이 필요하다. 예를 들어, 육지로부터 도서지역으로의 LNG 공급이 중단된다거나, 그로 인해 LNG 저장량이 충분히 확보되지 않아 LNG 발전이 중단되는 경우, 또는 LNG 위성기지 내의 기기 고장이나, 기기 고장에 대비하여 구비되는 비상공급 시스템의 작동 불가 시 LNG 발전설비로 LNG 공급이 중단되는 비상 상황이 발생할 수 있다. 이 경우 도서지역 전체의 정전(black out) 사태가 발생할 수 있다.

따라서, 비상 상황에서도 중단없이 LNG 발전설비로 가스를 공급하기 위해서는, LNG 펌프가 고장 나더라도 최소 2일 이상의 수리시간을 확보할 수 있는 비상공급 시스템의 구축이 필요하다.

본 발명은, 상술한 문제점을 해결하고자 하는 것으로서, 도서지역의 LNG 위성기지에서, 기기 고장 및 정비 등 LNG를 공급할 수 없는 비상 시에도 발전설비로 LNG를 연속적으로 공급할 수 있도록 하는 비상용 액화가스 공급 시스템 및 방법을 제공하고자 한다.

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 의하면, 액화가스 공급처로부터 이송받은 액화가스를 저장하는 1차 액화가스 탱크; 상기 1차 액화가스 탱크로부터 액화가스를 공급받아 저장하는 2차 액화가스 탱크; 상기 2차 액화가스 탱크로부터 액화가스를 공급받아 기화시켜 가스 수요처로 공급하는 기화기; 및 상기 1차 액화가스 탱크로부터 2차 액화가스 탱크로 액화가스를 공급하는 이송설비;를 포함하고, 상기 이송설비는, 상기 1차 액화가스 탱크로부터 배출된 액화가스를 상기 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 승압시켜 상기 2차 액화가스 탱크로 공급하는 액화가스 펌프; 및 상기 1차 액화가스 탱크의 압력을 상기 2차 액화가스 탱크의 압력보다 높은 압력으로 승압시켜 상기 액화가스 펌프의 가동없이 압력차에 의해 2차 액화가스 탱크로 액화가스가 이송되도록 하는 1차 압력조절수단;을 포함하는, 비상용 액화가스 공급 시스템이 제공된다.

바람직하게는, 상기 이송설비는, 상기 2차 액화가스 탱크의 압력을 상기 1차 액화가스 탱크의 압력보다 낮은 압력으로 감압시켜 상기 액화가스 펌프의 가동없이 압력차에 의해 2차 액화가스 탱크로 액화가스가 이송되도록 하는 2차 압력조절수단;을 더 포함할 수 있다.

바람직하게는, 상기 액화가스 펌프는 정상 운전모드에서 작동되고, 상기 1차 압력조절수단은 상기 액화가스 펌프를 가동시킬 수 없는 비상 운전모드에서 작동되는, 비상용 액화가스 공급 시스템.

바람직하게는, 상기 액화가스 펌프는, 2기의 액화가스 펌프가 병렬로 구비될 수 있다.

바람직하게는, 상기 2차 액화가스 탱크는, 상기 가스 수요처로 적어도 2일 이상 가스 연료를 공급할 수 있는 용량의 것으로 구비될 수 있다.

바람직하게는, 상기 가스 수요처는, 상기 기화기에 의해 기화된 재기화 가스를 연료로 사용하는 발전설비로서,

상기 발전설비는, 연료전지, 가스 전소 발전엔진 및 가스 혼소 발전엔진 중 어느 하나 이상일 수 있다.

바람직하게는, 상기 액화가스 공급처는, 액화가스 탱크로리 또는 액화가스 탱크 컨테이너를 포함하는 액화가스 운반설비일 수 있다.

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 의하면, 액화가스 공급처로부터 이송받은 액화가스를 1차로 저장하고, 상기 1차로 저장된 액화가스를 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 2차로 저장하고, 상기 2차로 저장된 액화가스를 기화시켜 가스 수요처로 공급하며, 상기 2차로 저장하는 액화가스는, 정상 운전모드에서는, 1차로 저장된 액화가스를 액화가스 펌프를 이용하여 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 승압시킨 후 저장하고, 비상 운전모드에서는, 상기 액화가스가 1차로 저장된 탱크의 압력을 상기 액화가스가 2차로 저장된 탱크의 압력보다 높게 승압시켜, 상기 액화가스 펌프의 가동없이 압력차에 의해 액화가스가 2차로 저장된 탱크로 이송시켜 저장하는, 비상용 액화가스 공급 방법이 제공된다.

바람직하게는, 상기 2차로 저장하는 액화가스는, 상기 액화가스가 2차로 저장된 탱크의 압력을 상기 액화가스가 1차로 저장된 탱크의 압력보다 낮은 압력으로 감압시켜, 상기 액화가스 펌프의 가동없이 압력차에 의해 상기 액화가스가 2차로 저장된 탱크로 이송시켜 저장할 수 있다.

바람직하게는, 비상 운전모드에서는, 상기 액화가스 공급처로부터 공급받은 액화가스를 1차로 액화가스 탱크에 저장하고, 상기 2차로 저장된 액화가스를 재기화시켜 발전설비에 공급할 수 있다.

바람직하게는, 상기 가스 수요처는, 상기 기화된 재기화 가스를 연료로 사용하는 발전설비로서, 상기 발전설비는, 연료전지, 가스 전소 발전엔진 및 가스 혼소 발전엔진 중 어느 하나 이상일 수 있다.

바람직하게는, 상기 액화가스 공급처는, 액화가스 탱크로리 또는 액화가스 탱크 컨테이너를 포함하는 액화가스 운반설비일 수 있다.

본 발명에 따른 비상용 액화가스 공급 시스템 및 방법은, LNG 위성기지에서, 기기의 고장 및 정비 등 LNG를 공급할 수 없는 비상 상황에도 발전설비로 LNG를 연속적이고 안정적으로 공급할 수 있다.

기존에는 육지 산업체, 충전소 등의 LNG 위성기지의 비상공급 시스템만이 존재했으나, 본 발명에 따른 비상용 액화가스 공급 시스템 및 방법에 의하면, 도서지역, 선박 등 비상 상황이나 유지보수 시 엔지니어가 즉시 접근할 수 없는 지역에서, LNG 위성기지의 작동 불가 시에도 연속적이고 안정적으로 가스 수요처로 가스를 공급할 수 있다.

따라서, 가스 그리드가 연결되어 있지 않은 도서지역 등에 LNG 발전용 위성기지를 신설 또는 증설하여 본 발명에 따른 비상용 액화가스 공급 시스템 및 방법을 적용함으로써, 기존의 디젤 발전을 대체하는 LNG 발전소를 구축할 수 있고, 가스 공급의 안정성을 확보하여 손해배상 리스크를 획기적으로 낮출 수 있다.

도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 비상용 액화가스 공급 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.

본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시예에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.

이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다. 또한, 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.

후술하는 본 발명의 실시예들에 있어서, 액화가스는, 다양한 액화가스(Liquefied Gas)에 적용될 수 있으며, 예를 들어, LNG(Liquefied Natural Gas), LEG(Liquefied Ethane Gas), LPG(Liquefied Petroleum Gas), 액화에틸렌가스(Liquefied Ethylene Gas), 액화프로필렌가스(Liquefied Propylene Gas), 액화 이산화탄소, 액화 수소, 액화 암모니아 등을 포함하는 군에서 선택될 수 있다. 다만, 후술하는 실시예에서는 대표적인 액화가스인 LNG가 적용되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.

또한, 후술하는 본 발명의 일 실시예들은, 도서지역이나 선박에 구비되는 LNG 위성기지는 물론, 육지의 LNG 위성기지 등 LNG 공급설비에도 적용될 수 있다.

이하, 도 1을 참조하여, 본 발명의 일 실시예에 따른 비상용 액화가스 공급 시스템 및 방법을 설명하기로 한다.

본 발명의 일 실시예에 따른 비상용 액화가스 공급 시스템은, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(100, 200)와, LNG를 가스 수요처에서 요구하는 압력 또는 그 이상으로 압축하는 액화가스 펌프(301, 302)와, LNG를 기화시키는 기화기(400, 500)를 포함한다.

가스 수요처는, LNG를 기화시킨 천연가스를 사용하는 사용처로서, 본 실시예에서 가스 수요처는 천연가스를 연료로 사용하는 가스 엔진 발전기(gas engine generator) 또는 연료전지일 수 있다.

또한, 본 실시예의 가스 엔진 발전기는, 천연가스 혼소 또는 천연가스 전소 엔진일 수 있고, 연료전지 또한 천연가스와 산소만을 연료로 사용하거나 천연가스와 타 연료를 혼합한 혼합연료와 산소를 연료로 사용하는 것일 수 있다.

본 실시예에서 가스 엔진 발전기는 약 7 bar, 250m³/hr의 가스 연료 조건을 요구하는 것을 기준으로 설명한다.

또한, 본 실시예의 비상용 액화가스 공급 시스템은, 기화기(400, 500)로부터 가스 수요처로 공급되는 천연가스의 압력을 일정하게 제어하는 정압기와, 가스 수요처로 공급되는 천연가스의 유량을 측정하는 유량계와, 기화기(400, 500)에서 기화된 천연가스 및/또는 증발가스에 부취제를 첨가하는 부취설비를 더 포함할 수 있다.

본 실시예의 LNG 저장탱크(100, 200)는 적어도 2기 이상 구비되며, LNG 저장탱크(100, 200)에는 LNG 공급처로부터 이송받은 LNG가 저장된다.

본 실시예에서 LNG 공급처는, LNG 공급 선박, LNG 탱크로리, LNG 탱크 컨테이너 등 LNG 운반수단일 수 있다.

본 실시예의 LNG 저장탱크(100, 200)는, LNG 공급처로부터 이송받은 저압의 LNG를 저장하는 하나 이상의 1차 액화가스 탱크(100)와, 1차 액화가스 탱크(100)로부터 이송받은 LNG를 저장하는 하나 이상의 2차 액화가스 탱크(200)를 포함한다.

1차 액화가스 탱크(100)와 2차 액화가스 탱크(200)는 직렬로 구비되고, 1차 액화가스 탱크(100)와 2차 액화가스 탱크(200)의 운용 압력은 서로 달리 설정되고 제어된다.

정상적인 운전모드에서는, LNG 공급처로부터 이송받은 저압의 LNG는 1차 액화가스 탱크(100)에 저장하고, 1차 액화가스 탱크(100)로부터 배출시킨 저압의 LNG는 액화가스 펌프(301, 302)를 이용하여 압축하며, 액화가스 펌프(301, 302)에 의해 압축된 고압 LNG는 2차 액화가스 탱크(200)에 저장한다.

LNG 공급처로부터 1차 액화가스 탱크(100)에 LNG를 하역하고, 2차 액화가스 탱크(200)의 수위 또는 압력설정값에 따라 1차 액화가스 탱크(100)로부터 2차 액화가스(200)로 LNG를 공급할 수 있다.

또한, 1차 액화가스 탱크(100)에는, 1차 액화가스 탱크(100)의 수위 또는 압력설정값에 따라 LNG 공급처로부터 LNG를 공급받을 수 있다.

본 실시예에서 LNG 저장탱크(100, 200)에는, 가스 수요처에서 1 내지 5일 이상 사용할 수 있는 양이 저장될 수 있다.

정상적인 운전모드에서, 1차 액화가스 탱크(100)에 저장되는 LNG의 압력은 약 1 내지 4 bar, 2차 액화가스 탱크(200)에 저장되는 LNG의 압력은 약 8 bar일 수 있다.

즉, 본 실시예에서 LNG 공급처로부터 1차 액화가스 탱크(100)로 이송되는 LNG의 압력 및 1차 액화가스 탱크(100)로부터 액화가스 펌프(301, 302)로 이송되는 LNG의 압력은 약 1 내지 4 bar일 수 있다.

본 실시예의 1차 액화가스 탱크(100)와 2차 액화가스 탱크(200)는 운전 상태와 관계없이 독립적으로 운용된다.

즉, 2차 액화가스 탱크(200)로부터 기화기(400, 500)로 LNG의 공급 여부와 관계없이, 1차 액화가스 탱크(100)에 LNG를 저압 충전할 수 있다. 2차 액화가스 탱크(200)로부터 기화기(400, 500)를 통해 가스 엔진 발전기로 LNG를 공급하는 것과 동시에 1차 액화가스 탱크(100)에 LNG를 하역(충전)할 수 있다.

마찬가지로, 1차 액화가스 탱크(100)의 LNG 하역 여부와 관계없이, 2차 액화가스 탱크(200)로부터 LNG를 고압 송출할 수 있다.

즉, 1차 액화가스 탱크(100)에 LNG를 하역하는 것과 동시에, 2차 액화가스 탱크(200)로부터 가스 엔진 발전기로 LNG를 기화시켜 공급할 수 있다.

액화가스 펌프(301, 302)는, 리던던시를 고려하여 병렬로 적어도 2기 이상 구비될 수 있다. 본 실시예에서는, 제1 액화가스 펌프(301)와 제2 액화가스 펌프(302)를 포함하여 2기의 액화가스 펌프(301, 302)가 구비되는 것을 예로 들어 설명한다. 제1 액화가스 펌프(301)와 제2 액화가스 펌프(302)는 병렬로 구비된다.

예를 들어, 정상적인 운전모드에서는, 제1 액화가스 펌프(301)를 이용하여 1차 액화가스 탱크(100)로부터 공급받은 LNG를 압축하고 2차 액화가스 탱크(200)로 공급하며, 이 때 제2 액화가스 펌프(302)는 운전대기 상태로 둔다.

제1 액화가스 펌프(301)의 수리나 유지보수 등 제1 액화가스 펌프(301)의 운전이 중단될 때에는 제2 액화가스 펌프(302)를 이용하여 1차 액화가스 탱크(100)로부터 공급받은 LNG를 압축하여 2차 액화가스 탱크(200)로 공급한다.

한편, 정상적인 운전모드에서도, 액화가스 펌프(301, 302)의 부하 등을 고려하여, 제1 액화가스 펌프(301)와 제2 액화가스 펌프(302)를 모두 이용하여 1차 액화가스 탱크(100)로부터 공급받은 LNG를 압축하여 2차 액화가스 탱크(200)로 공급할 수도 있을 것이다.

본 실시예의 액화가스 펌프(301, 302)는, LNG를 가스 수요처, 즉 본 실시예에서 가스 엔진 발전기에서 요구하는 압력 또는 그 이상으로 압축한다.

본 실시예의 액화가스 펌프(301, 302)는 LNG를 약 6 내지 15 bar 또는 약 8 bar로 압축할 수 있다.

본 실시예의 1차 액화가스 탱크(100)의 상부에는 1차 액화가스 탱크(100)에 저장된 LNG가 자연기화하여 발생한 증발가스를 배출시키는 제1 증발가스 배출라인(도면부호 미부여)이 연결될 수 있고, 2차 액화가스 탱크(200)의 상부에는 2차 액화가스 탱크(200)에 저장된 LNG가 자연기화하여 발생한 증발가스를 배출시키는 제2 증발가스 배출라인(도면부호 미부여)이 연결될 수 있다.

또한, 1차 액화가스 탱크(100)의 내부 압력을 측정하는 제1 압력 측정기(PIC; Pressure Indicating Controller)(도면부호 미부여) 및 2차 액화가스 탱크(200)의 내부 압력을 측정하는 제2 압력 측정기(PIC)(도면부호 미부여)가 구비될 수 있다.

제1 압력 측정기의 압력 측정값이 설정값(예를 들어 안전압력)을 초과하면, 제1 압력 측정기는 제1 증발가스 배출라인에 구비되는 개폐밸브의 개방신호를 송출하여, 제1 액화가스 탱크(100)로부터 증발가스를 배출시킴으로써, 제1 액화가스 탱크(100)의 압력을 낮출 수 있다.

또한, 제2 압력 측정기의 압력 측정값이 설정값(예를 들어 안전압력)을 초과하면, 제2 압력 측정기는 제2 증발가스 배출라인에 구비되는 개폐밸브의 개방신호를 송출하여, 제2 액화가스 탱크(200)로부터 증발가스를 배출시킴으로써, 제2 액화가스 탱크(200)의 압력을 낮출 수 있다.

제1 액화가스 탱크(100) 및 제2 액화가스 탱크(200)로부터 배출된 증발가스는 압력 및 온도가 조절된 후, 기화기(400, 500)에서 기화된 천연가스와 함께 가스 수요처로 이송될 수 있다.

또한, 제1 액화가스 탱크(100)로부터 배출된 증발가스는 제1 액화가스 탱크(100)로 재순환되어 제1 액화가스 탱크(100)의 압력을 높이도록 할 수 있고, 제2 액화가스 탱크(200)로부터 배출된 증발가스는 제2 액화가스 탱크(200)로 재순환되어 제1 액화가스 탱크(100)의 압력을 높이도록 할 수도 있다.

기화기(400, 500)에서는, 2차 액화가스 탱크(200)로부터 이송된 LNG가 기화되고, 기화된 천연가스는 가스 수요처로 공급된다.

본 실시예의 기화기(400, 500)는 서로 다른 타입의 기화기를 둘 이상 포함할 수 있다. 예를 들어, 본 실시예의 기화기(400, 500)는, 공기와의 열교환에 의해 LNG를 기화시키는 대기식 기화기(400)와, 전기에너지를 이용하여 LNG를 기화시키는 전열식 기화기(500)를 포함할 수 있다.

본 실시예에서 대기식 기화기(400)와 전열식 기화기(500)는 직렬로 구비될 수 있다. 즉, 대기식 기화기(400)에서 1차로 가열 또는 기화된 LNG 또는 천연가스는 전열식 기화기(400)에서 완전 기화되거나 가스 수요처에서 요구하는 온도까지 더 가열된 후 가스 수요처로 공급될 수 있다.

대기식 기화기(400)는 2기 이상이 병렬로 구비되어, 정상 운전모드에서는 1기를 이용하여 LNG를 가열 또는 기화시키고, 나머지 1기는 리던던시를 위해 작동대기 상태로 둘 수 있다.

전열식 기화기(500)도 마찬가지로 2기 이상이 병렬로 구비되어, 정상 운전모드에서는 1기를 이용하여 LNG를 기화시키거나 또는 천연가스를 가열시키고, 나머지 1기는 리던던시를 위해 작동대기 상태로 둘 수 있다.

대기식 기화기(400)와 전열식 기화기(500)는 상술한 바와 같이 직렬로 구비하여 LNG를 2단계에 걸쳐 기화 및 가열시킬 수도 있고, 병렬로 구비하여 상황에 따라 둘 중 어느 하나 이상을 이용하여 LNG를 기화시킬 수도 있다.

예를 들어, 겨울철에 대기 온도가 낮아 LNG를 기화시키기에 충분하지 않은 경우에는 대기식 기화기(400)와 전열식 기화기(500)를 모두 이용하여 LNG를 기화 및 가열시킬 수도 있고, 전열식 기화기(500)만을 이용하여 LNG를 기화시킬 수도 있다.

앞서 설명한 바와 같이, 액화가스 펌프(301, 302)는, 제1 액화가스 펌프(301)와 제2 액화가스 펌프(302)를 포함하여 2기의 액화가스 펌프(301, 302)를 포함하나, 2열의 액화가스 펌프가 동시에 고장나거나 파손이 발생하는 등 가동하지 못하는 비상 상황이 발생할 수 있다.

본 실시예에 따르면, 이와 같이 액화가스 펌프(301, 302)를 가동하지 못하는 경우에도 비상 운전모드로서 1차 액화가스 탱크(100)로부터 2차 액화가스 탱크(200)로 LNG를 이송할 수 있다.

본 실시예에 따른 1차 액화가스 탱크(100)에는 1차 액화가스 탱크(100)의 내압을 조절하는 1차 압력조절수단(도면부호 미부여)이 구비되고, 2차 액화가스 탱크(200)에는 2차 액화가스 탱크(200)의 내압을 조절하는 2차 압력조절수단(도면부호 미부여)이 각각 구비된다.

액화가스 펌프(301, 302)를 가동하지 못하는 비상 상황이 발생한 경우에는 비상 운전모드로서, 1차 압력조절수단을 이용하여 1차 액화가스 탱크(100)의 압력을 높이거나, 2차 압력조절수단을 이용하여 2차 액화가스 탱크(200)의 압력을 낮추거나, 1차 액화가스 탱크(100)의 압력을 높이는 것과 2차 액화가스 탱크(200)의 압력을 낮추는 것을 모두 실시함으로써, 1차 액화가스 탱크(100)와 2차 액화가스 탱크(200)의 압력차를 발생시킨다

이와 같이 1차 압력조절수단 및/또는 2차 압력조절수단의 제어를 통해 1차 액화가스 탱크(100)는 상대적인 고압 조건으로 만들어주고, 2차 액화가스 탱크(200)는 상대적인 저압 조건으로 만들어주어, LNG가 압력차에 의해 1차 액화가스 탱크(100)로부터 2차 액화가스 탱크(200)로 LNG가 이송되도록 한다.

즉, 본 실시예에 따르면 액화가스 펌프(301, 302)의 작동 유무와 관계없이 LNG를 기화기(300, 400)로 공급할 수 있어 비상 운전모드가 가능하다.

1차 압력조절수단은 탱크 가압밸브일 수 있고, 2차 압력조절수단은 탱크 감압밸브일 수 있다.

예를 들어, 1차 압력조절수단은, 1차 액화가스 탱크(100)에 저장된 LNG의 일부를 기화시키고, 기화된 천연가스를 1차 액화가스 탱크(100)로 공급함으로써, 1차 액화가스 탱크(100)의 압력을 높이는 수단일 수 있다.

예를 들어, 2차 압력조절수단은, 2차 액화가스 탱크(200)로부터 기체상태의 천연가스 또는 증발가스를 배출시킴으로써 2차 액화가스 탱크(200)의 압력을 낮추는 수단일 수 있다. 또한, 2차 압력조절수단은, 2차 액화가스 탱크(200)에 저장된 LNG의 일부를 기화시킴으로써 천연가스를 생성하고, 천연가스를 배출시킴으로써 2차 액화가스 탱크(200)의 압력을 낮추도록 할 수도 있다.

이때, 2차 액화가스 탱크(200)로부터 기화기(400, 500)로 공급되는 LNG의 압력은 가스 수요처에서 요구하는 압력을 만족할 수 있다.

예를 들어, 2차 압력조절수단은 작동하지 않고 1차 액화가스 탱크(100)의 압력이 1차 압력조절수단에 의해 2차 액화가스 탱크(200)의 압력보다 높은 압력으로 승압되어, 액화가스 펌프(301, 302)의 작동없이 2차 액화가스 탱크(200)로 LNG가 공급되는 경우, 2차 액화가스 탱크(200)로부터 기화기(400, 500)로 공급되는 LNG의 압력은 가스 수요처에서 요구하는 압력, 예를 들어 약 6.5 bar일 수 있다.

또한, 2차 압력조절수단에 의해 2차 액화가스 탱크(200)의 압력은 감압되고 1차 압력조절수단에 의해 1차 액화가스 탱크(100)의 압력이 2차 액화가스 탱크(200)의 압력보다 높은 압력으로 승압되어, 액화가스 펌프(301, 302)의 작동없이 2차 액화가스 탱크(200)로 LNG가 공급되고, 1차 액화가스 탱크(100)와 2차 액화가스 탱크(200)를 연결하는 밸브를 잠근 후, 2차 압력조절수단을 이용하여 2차 액화가스 탱크(200)로부터 기화기(400, 500)로 공급되는 LNG의 압력은 가스 수요처에서 요구하는 압력, 예를 들어 약 6.5 bar일 수 있다.

또한, 1차 액화가스 탱크(100)와 2차 액화가스 탱크(200)에 역류방지밸브(미도시)를 구비하고, 1차 압력조절수단은 이용하지 않고 2차 압력조절수단에 의해 2차 액화가스 탱크(200)의 압력을 승압시키는 경우, 2차 액화가스 탱크(200)로부터 기화기(400, 500)로 공급되는 LNG의 압력은 가스 수요처에서 요구하는 압력, 예를 들어 약 6.5 bar일 수 있다.

이와 같이 본 실시예에 따르면, 1차 액화가스 탱크(100)에서 LNG는 이송설비에 의해 2차 액화가스 탱크(200)로 이송되고, 본 실시예에서 이송설비는 액화가스 펌프(301, 302)와 1차 압력조절수단을 포함할 수 있고, 2차 압력조절수단을 더 포함할 수 있다.

정상 운전모드에서는 1차 액화가스 탱크(100)로부터 액화가스 펌프(301, 302)에 의해 2차 액화가스 탱크(200)로 LNG가 이송되고, 비상 운전모드에서는 1차 액화가스 탱크(100)로부터 1차 압력조절수단 및/또는 2차 압력조절수단에 의해 2차 액화가스 탱크(200)로 LNG가 이송될 수 있다.

기존의 액화가스 공급 시스템은, LNG 저장탱크와, 공급펌프와, 기화기를 포함하여 구성된다. 기존의 액화가스 공급 시스템을 이용한 액화가스 공급 방법은, LNG 공급처로부터 공급받은 LNG를 LNG 저장탱크에 저장하고, LNG 저장탱크에 저장된 LNG를 공급펌프를 이용하여 가스 수요처(LNG 발전설비)에서 요구하는 압력으로 압축하고, 압축된 LNG를 기화기에서 기화시킨 후 가스 수요처로 공급하였다.

기존의 액화가스 공급 시스템의 경우, 공급펌프의 상류에 단일압력으로 운용되는 액화가스 탱크만이 존재하므로 공급펌프(리던던시용 포함)를 작동할 수 없을 때에는 LNG 발전설비에서 요구하는 가스 공급압력과 유량을 만족시키지 못해 가스 공급이 매우 어려웠다.

또한, 기존의 액화가스 공급 시스템의 경우, LNG 공급처로부터 LNG 저장탱크로 LNG를 하역하는 것과 LNG 발전설비로 가스를 공급하는 것을 동시에 작업하는 것이 불가능하다. 즉, LNG 공급처로부터 LNG 저장탱크에 LNG를 충전할 때에는 LNG 발전설비로 가스를 공급할 수 없었다.

상술한 본 발명의 일 실시예 따른 비상용 액화가스 공급 시스템 및 방법은, 도서지역에 혼소엔진, 전소엔진 또는 연료전지 가스 발전소에 천연가스 연료를 공급하는 LNG 위성기지에 구비되는 LNG 저장탱크(100, 200)와, 액화가스 펌프(301, 302)와, 기화기(400, 500)를 포함하는 상시 액화가스 공급 시스템에 있어서, 기기 고장이나 정비 등으로 인해 작동이 불가한 비상 상황에도 액화가스를 발전소로 안정적으로 공급할 수 있도록, LNG 저장탱크는 1차 액화가스 탱크(100)와 2차 액화가스 탱크(200)를 포함하고, 액화가스 펌프(301, 302) 등 1차 액화가스 탱크(100)로부터 2차 액화가스 탱크(200)로 LNG를 이송하는 이송설비를 포함한다.

이와 같이, 1차 액화가스 탱크(100)와 2차 액화가스 탱크(200)를 포함함으로써, 발전소로의 LNG 공급여부와 관계없이 LNG 저장탱크에 LNG를 충전할 수 있다.

또한, 이송설비로서, 1차 액화가스 탱크(100)의 1차 압력조절수단 및 2차 액화가스 탱크(200)의 2차 압력 조절수단을 구비하여, 액화가스 펌프(301, 302)의 작동이 불가능한 경우에도, 발전소로 LNG를 비상 상황에서도 중단없이 안정적으로 공급할 수 있으며, 특히, 액화가스 펌프(301, 302)의 작동없이 최소 2일 이상은 발전소로 LNG를 공급할 수 있고, 액화가스 펌프에 문제가 발생하여 작동할 수 없는 상황을 긴급 대응할 수 있다.

이상과 같이 본 발명에 따른 실시예를 살펴보았으며, 앞서 설명된 실시예 이외에도 본 발명이 그 취지나 범주에 벗어남이 없이 다른 특정 형태로 구체화될 수 있다는 사실은 해당 기술에 통상의 지식을 가진 이들에게는 자명한 것이다. 그러므로 상술한 실시예는 제한적인 것이 아니라 예시적인 것으로 여겨져야 하고, 이에 따라 본 발명은 상술한 설명에 한정되지 않고, 첨부된 청구항의 범주 및 그 동등 범위 내에서 변경될 수도 있다.

100 : 1차 액화가스 탱크
200 : 2차 액화가스 탱크
301 : 제1 액화가스 펌프
302 : 제2 액화가스 펌프
400, 500 : 기화기

Claims (12)

1. 액화가스 공급처로부터 이송받은 액화가스를 저장하는 1차 액화가스 탱크;
   상기 1차 액화가스 탱크로부터 액화가스를 공급받아 저장하는 2차 액화가스 탱크;
   상기 2차 액화가스 탱크로부터 액화가스를 공급받아 기화시켜 가스 수요처로 공급하는 기화기; 및
   상기 1차 액화가스 탱크로부터 2차 액화가스 탱크로 액화가스를 공급하는 이송설비;를 포함하고,
   상기 이송설비는,
   상기 1차 액화가스 탱크로부터 배출된 액화가스를 상기 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 승압시켜 상기 2차 액화가스 탱크로 공급하는 액화가스 펌프; 및
   상기 1차 액화가스 탱크의 압력을 상기 2차 액화가스 탱크의 압력보다 높은 압력으로 승압시켜 상기 액화가스 펌프의 가동없이 압력차에 의해 2차 액화가스 탱크로 액화가스가 이송되도록 하는 1차 압력조절수단;을 포함하는, 비상용 액화가스 공급 시스템.
2. 청구항 1에 있어서,
   상기 이송설비는,
   상기 2차 액화가스 탱크의 압력을 상기 1차 액화가스 탱크의 압력보다 낮은 압력으로 감압시켜 상기 액화가스 펌프의 가동없이 압력차에 의해 2차 액화가스 탱크로 액화가스가 이송되도록 하는 2차 압력조절수단;을 더 포함하는, 비상용 액화가스 공급 시스템.
3. 청구항 1에 있어서,
   상기 액화가스 펌프는 정상 운전모드에서 작동되고,
   상기 1차 압력조절수단은 상기 액화가스 펌프를 가동시킬 수 없는 비상 운전모드에서 작동되는, 비상용 액화가스 공급 시스템.
4. 청구항 1에 있어서,
   상기 액화가스 펌프는, 2기의 액화가스 펌프가 병렬로 구비되는, 비상용 액화가스 공급 시스템.
5. 청구항 1에 있어서,
   상기 2차 액화가스 탱크는, 상기 가스 수요처로 적어도 2일 이상 가스 연료를 공급할 수 있는 용량의 것으로 구비되는, 비상용 액화가스 공급 시스템.
6. 청구항 1에 있어서,
   상기 가스 수요처는, 상기 기화기에 의해 기화된 재기화 가스를 연료로 사용하는 발전설비로서,
   상기 발전설비는,
   연료전지, 가스 전소 발전엔진 및 가스 혼소 발전엔진 중 어느 하나 이상인, 비상용 액화가스 공급 시스템.
7. 청구항 1에 있어서,
   상기 액화가스 공급처는,
   액화가스 탱크로리 또는 액화가스 탱크 컨테이너를 포함하는 액화가스 운반설비인, 비상용 액화가스 공급 시스템.
8. 액화가스 공급처로부터 이송받은 액화가스를 1차로 저장하고,
   상기 1차로 저장된 액화가스를 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 2차로 저장하고,
   상기 2차로 저장된 액화가스를 기화시켜 가스 수요처로 공급하며,
   상기 2차로 저장하는 액화가스는,
   정상 운전모드에서는, 1차로 저장된 액화가스를 액화가스 펌프를 이용하여 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 승압시킨 후 저장하고,
   비상 운전모드에서는, 상기 액화가스가 1차로 저장된 탱크의 압력을 상기 액화가스가 2차로 저장된 탱크의 압력보다 높게 승압시켜, 상기 액화가스 펌프의 가동없이 압력차에 의해 액화가스가 2차로 저장된 탱크로 이송시켜 저장하는, 비상용 액화가스 공급 방법.
9. 청구항 8에 있어서,
   상기 2차로 저장하는 액화가스는,
   상기 액화가스가 2차로 저장된 탱크의 압력을 상기 액화가스가 1차로 저장된 탱크의 압력보다 낮은 압력으로 감압시켜, 상기 액화가스 펌프의 가동없이 압력차에 의해 상기 액화가스가 2차로 저장된 탱크로 이송시켜 저장하는, 비상용 액화가스 공급 방법.
10. 청구항 8에 있어서,
    비상 운전모드에서는,
    상기 액화가스 공급처로부터 공급받은 액화가스를 1차로 액화가스 탱크에 저장하고,
    상기 2차로 저장된 액화가스를 재기화시켜 발전설비에 공급하는, 비상용 액화가스 공급 방법.
11. 청구항 8에 있어서,
    상기 가스 수요처는,
    상기 기화된 재기화 가스를 연료로 사용하는 발전설비로서,
    상기 발전설비는,
    연료전지, 가스 전소 발전엔진 및 가스 혼소 발전엔진 중 어느 하나 이상인, 비상용 액화가스 공급 방법.
12. 청구항 8에 있어서,
    상기 액화가스 공급처는,
    액화가스 탱크로리 또는 액화가스 탱크 컨테이너를 포함하는 액화가스 운반설비인, 비상용 액화가스 공급 방법.

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