WO2015002491A1 - 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법 - Google Patents

선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법 Download PDF

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WO2015002491A1
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boil
gas
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storage tank
compressed
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이준채
문영식
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대우조선해양 주식회사
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    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships

Definitions

  • the present invention relates to a system and method for treating a boil-off gas, and more particularly, to re-vaporize LNG contained in a storage tank and supply it to a shore demand, reusing the boil-off gas in the storage tank using cold heat of LNG.
  • the present invention relates to a ship's boil-off gas treatment system and method capable of treating boil-off gas without using a re-liquefaction device having a separate refrigerant cycle by liquefying and returning to a storage tank.
  • Natural gas is transported in a gaseous state through onshore or offshore gas piping, or transported to a remote consumer while stored in an LNG carrier (especially an LNG carrier) in the form of liquefied liquefied natural gas.
  • Liquefied natural gas is obtained by cooling natural gas to cryogenic temperature (approximately -163 °C), and its volume is reduced to about 1/600 than natural gas in gas state, so it is very suitable for long distance transportation through sea.
  • LNG carriers are used to load liquefied natural gas into the sea to unload liquefied natural gas to land requirements.
  • LNG storage tanks commonly called 'cargo's
  • LNG storage tanks that can withstand the cryogenic temperatures of liquefied natural gas It includes.
  • LNG carriers unload liquefied natural gas in LNG storage tanks as they are liquefied, and the unloaded LNG is regasified by LNG regasification facilities installed on land and then transported through gas piping to consumers of natural gas. do.
  • Such onshore LNG regasification facility is known to be economically advantageous when installed in a place where there is a demand for natural gas because the natural gas market is well formed.
  • natural gas demand where the demand for natural gas is seasonal, short-term or periodic, it is economically disadvantageous to install LNG regasification facilities on land due to the high installation cost and management cost.
  • an offshore LNG regasification system for providing an LNG regasification facility in an offshore plant or an LNG carrier, regasifying liquefied natural gas at sea, and supplying natural gas obtained through the regasification to the land Developed.
  • Ships equipped with storage tanks for storing cryogenic liquefied gas and regasification facilities for regasifying liquefied gas include plants such as LNG RV (Regasification Vessel) and LNG Floating Storage and Regasification Unit (FSRU). Can be mentioned.
  • LNG RV is a LNG regasification facility installed on a liquefied gas carrier that can be self-driving and floating.
  • the LNG FSRU stores liquefied natural gas, which is unloaded from LNG carriers, in a storage tank after liquefaction as needed. It is an offshore structure that vaporizes natural gas and supplies it to land demand.
  • the vessel is a concept including not only LNG RV but also plants such as LNG FSRU.
  • the liquefaction temperature of natural gas is about -163 ° C at ambient pressure, so LNG is evaporated even if its temperature is slightly higher than -163 ° C at normal pressure.
  • storage tanks installed on ships such as LNG RV and LNG FSRU are insulated, the external heat is continuously transferred to LNG, so LNG is continuously vaporized in the storage tank and boiled gas (BOG) in the storage tank. ; Boil-Off Gas) occurs.
  • the present invention is to solve the conventional problems as described above, when re-gassing the LNG contained in the storage tank to supply to the land demand (shore), the evaporated gas in the storage tank is re-liquefied and stored by using the cold heat of LNG It is an object of the present invention to provide a boil-off gas treatment system and method capable of treating boil-off gas without using a reliquefaction apparatus having a separate refrigerant cycle by returning to a tank.
  • a vessel including a regasification facility for regasifying the LNG stored in the storage tank, the evaporation gas of the vessel for treating the evaporated gas generated in the storage tank
  • a treatment system comprising: a compressor for compressing boil-off gas discharged from the storage tank; A heat exchanger for cooling the boil-off gas compressed in the compressor; The heat exchanger is installed on the downstream side of the high pressure pump for compressing the LNG discharged from the storage tank to the pressure required by the demand, and compressed in the compressor using the cold heat of the LNG compressed in the high pressure pump
  • a boil-off gas treatment system for cooling a boil-off gas.
  • the boil-off gas cooled and re-liquefied in the heat exchanger is preferably supplied to and stored in the storage tank.
  • the boil-off gas treatment system may further include a DFDE system for receiving and consuming the boil-off gas compressed by the compressor.
  • the boil-off gas treatment system may further include a GCU for receiving and consuming the boil-off gas compressed by the compressor.
  • the LNG heated by heat exchange with the boil-off gas in the heat exchanger is preferably vaporized by the vaporizer and then supplied to the demand destination.
  • the storage tank for storing LNG;
  • the boil-off gas treatment system installed to process boil-off gas generated in the storage tank; LNG RV comprising a is provided.
  • the storage tank for storing LNG;
  • a regasification facility for regasifying LNG stored in the storage tank;
  • the boil-off gas treatment system installed to process boil-off gas generated in the storage tank;
  • An LNG FSRU comprising a is provided.
  • a gas treating method comprising: a compression step of compressing an evaporated gas discharged from the storage tank; A cooling step of cooling the boil-off gas compressed in the compression step; It includes, The cooling step, In the heat exchanger installed downstream of the high pressure pump for compressing the LNG discharged from the storage to the pressure required by the demand, by using the cold heat of the LNG compressed by the high pressure pump Evaporation gas treatment method of a ship, characterized in that for cooling the boil-off gas compressed in the compression step is provided.
  • the boil-off gas cooled by the heat exchanger and reliquefied is preferably reduced in pressure and then supplied to and stored in the storage tank.
  • the LNG heated by heat exchange with the boil-off gas in the heat exchanger is preferably vaporized and then supplied to the customer.
  • the boil-off gas treatment of the vessel capable of re-liquefying the boil-off gas in the storage tank using cold heat of LNG to return to the storage tank.
  • boil-off gas treatment system and method of the present invention it is possible to process boil-off gas without using a reliquefaction apparatus having a separate refrigerant cycle.
  • the heat exchanger provided for heat exchange between the boil-off gas and the LNG is located downstream of the pump, the LNG deprived of cold heat for re-liquefaction of the boil-off gas is partially. Even if it is vaporized, it is not necessary to worry about adversely affecting the pump, thereby increasing the reliquefaction capacity of the boil-off gas.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing a boil-off gas treatment system according to the present invention.
  • FIG. 1 is a view schematically showing the configuration of a boil-off gas treatment system according to the present invention.
  • the boil-off gas treatment system according to the preferred embodiment of the present invention shown in FIG. 1 is capable of storing LNG in the storage tank 11 and is applied to a vessel capable of regasifying the stored LNG and supplying it to a demand destination on land.
  • Ships equipped with storage tanks for storing cryogenic liquefied gas and regasification facilities for regasifying liquefied gas include plants such as LNG RV (Regasification Vessel) and LNG Floating Storage and Regasification Unit (FSRU).
  • LNG RV is a LNG regasification facility installed on a liquefied gas carrier that can be self-driving and floating.
  • the LNG FSRU stores liquefied natural gas, which is unloaded from LNG carriers, in a storage tank after liquefaction as needed. It is a marine structure that vaporizes natural gas and supplies it to land demand.
  • the vessel is a concept including not only LNG RV but also plants such as LNG FSRU.
  • the vessel according to the present invention is LNG configured to be vaporized in the carburetor 25 and supplied to the consumer while transferring the liquefied natural gas (LNG) discharged from the storage tank 11 along the transfer line.
  • LNG liquefied natural gas
  • the LNG regasification system includes a discharge pump 21 for discharging the LNG installed and stored in the storage tank 11 to the outside of the storage tank, and compresses the LNG discharged by the discharge pump 21 to a higher pressure. And a high pressure pump 23 for supplying the vaporizer 25.
  • high pressure of the high pressure pump means that the LNG is compressed to a pressure higher than the pressure compressed by the discharge pump 21 for discharging the LNG from the storage tank 11, and the range of the high pressure is specified. It is not.
  • the storage tank is equipped with a sealing and insulating barrier to store the liquefied gas, such as LNG in a cryogenic state, but can not completely block the heat transmitted from the outside. Accordingly, the liquefied gas is continuously evaporated in the storage tank 11, and in order to maintain the internal pressure of the storage tank at an appropriate level, it is necessary to properly treat the evaporated gas generated in the storage tank 11.
  • the liquefied gas such as LNG in a cryogenic state
  • the boil-off gas generated in the storage tank 11 is discharged from the storage tank, compressed in the compressor 13 and then liquefied and returned to the storage tank 11.
  • a heat exchanger 15 is installed between the high pressure pump 23 and the vaporizer 25 in the line where LNG is transferred, and the boil-off gas compressed by the compressor 13 is supplied to the heat exchanger 15 to supply LNG and Heat exchange.
  • LNG compressed by the high pressure pump 23 is heated by the boil-off gas in the heat exchanger 15 before being vaporized in the vaporizer 25, the boil-off gas compressed by the compressor 13 is LNG in the heat exchanger 15 Can be re-liquefied by taking away the cold heat of The liquefied boil-off gas is decompressed while passing through the expansion valve 17, and then returned to the storage tank 11 to be stored.
  • the boil-off gas of the processing capacity that can be reliquefied by the heat exchanger 15 When the boil-off gas of the processing capacity that can be reliquefied by the heat exchanger 15 is generated, at least a portion of the boil-off gas compressed by the compressor 13 is transferred to a dual fuel diesel electric (DFDE) system or a gas compression unit (GCU). It can be fed and consumed. In addition, if necessary, the boil-off gas may be vented directly into the atmosphere.
  • DFDE dual fuel diesel electric
  • GCU gas compression unit
  • the method of treating by reliquefaction of the boil-off gas by using the cold heat of the LNG as in the present invention can process a greater amount of BOG than the method of melting the boil-off gas in the LNG through the recondenser and supply it to the vaporizer together, Accordingly, it is possible to reduce the amount of boil-off gas burned in the GCU or released as it is to the atmosphere.
  • the heat exchanger is installed on the downstream side of the high-pressure pump 23 for heat exchange between the LNG supplied to the vaporizer 25 and the boil-off gas discharged from the storage tank 11 ( 15).
  • the heat exchanger 15 which reliquefies the boil-off gas by using the cold heat of LNG is provided downstream of the high pressure pump 23, the cold heat of LNG can be fully utilized without fear of damaging the high pressure pump.
  • the heat exchanger 15 for the heat exchange between the LNG and the boil-off gas on the downstream side of the high pressure pump 23, even if the LNG heated in the heat exchanger is partially vaporized, the high pressure pump is not affected. do. As a result, about 7% of the evaporated gas can be further liquefied compared to the case where the heat exchanger is disposed upstream of the high pressure pump under the same conditions.

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Abstract

저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시키기 위한 재기화 설비를 포함하는 선박에 설치되어 상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 선박의 증발가스 처리 시스템이 개시된다. 상기 시스템은, 상기 저장탱크에서 배출된 증발가스를 압축시키기 위한 압축기와; 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 냉각시키기 위한 열교환기; 를 포함한다. 상기 열교환기는, 상기 저장탱크에서 배출된 LNG를 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 고압펌프의 하류측에 설치되어, 상기 고압펌프에서 압축된 LNG의 냉열을 이용하여 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 냉각시킨다.

Description

선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법
본 발명은 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 저장탱크에 수용된 LNG를 재기화시켜 육상 수요처(shore)에 공급할 때, 저장탱크 내의 증발가스를 LNG의 냉열을 이용하여 재액화하여 저장탱크에 복귀시킴으로써 별도의 냉매 사이클을 가지는 재액화 장치를 이용하지 않고도 증발가스를 처리할 수 있는 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것이다.
근래, 천연가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있는 추세이다. 천연가스는, 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 또는, 액화된 액화천연가스의 상태로 LNG 캐리어(특히, LNG 운반선)에 저장된 채 원거리의 소비처로 운반된다. 액화천연가스는 천연가스를 극저온(대략 -163℃)으로 냉각하여 얻어지는 것으로 가스 상태의 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 줄어들므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.
LNG 운반선은, 액화천연가스를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 액화천연가스를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 액화천연가스의 극저온에 견딜 수 있는 LNG 저장탱크(흔히, '화물창'이라 함)를 포함한다. 통상, 이러한 LNG 운반선은 LNG 저장탱크 내의 액화천연가스를 액화된 상태 그대로 육상에 하역하며, 하역된 LNG는 육상에 설치된 LNG 재기화 설비에 의해 재기화된 후 천연가스의 소비처로 가스배관을 통해 운반된다.
이러한 육상의 LNG 재기화 설비는 천연가스 시장이 잘 형성되어 있어 안정적으로 천연가스의 수요가 있는 곳에 설치하는 경우에는 경제적으로 유리한 것으로 알려져 있다. 그러나, 천연가스의 수요가 계절적, 단기적 또는 주기적으로 있는 천연가스 소요처의 경우에는, 높은 설치비와 관리비로 인해, 육상에 LNG 재기화 설비를 설치하는 것이 경제적으로 매우 불리하다.
특히, 자연재해 등에 의해 육상의 LNG 재기화 설비가 파괴될 경우, LNG 운반선이 소요처에 LNG를 싣고 도달한다 하더라도, 그 LNG를 재기화할 수 없다는 점에서 기존 LNG 운반선을 이용한 천연가스 운반은 한계성을 안고 있다.
이에 따라, 예를 들면, 해상 플랜트나 LNG 운반선에 LNG 재기화 설비를 마련하여, 해상에서 액화천연가스를 재기화하고, 그 재기화를 통해 얻어진 천연가스를 육상으로 공급하는 해상 LNG 재기화 시스템이 개발되었다.
극저온 상태의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크와, 액화가스를 재기화하기 위한 재기화 설비가 설치된 선박으로는, LNG RV (Regasification Vessel)나 LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 플랜트 등을 들 수 있다.
LNG RV는 자력 항해 및 부유가 가능한 액화가스 운반선에 LNG 재기화 설비를 설치한 것이고, LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에서 LNG 운반선으로부터 하역되는 액화 천연가스를 저장탱크에 저장한 후 필요에 따라 액화 천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 해상 구조물이다. 본 명세서에서 선박이란, LNG RV를 비롯하여, LNG FSRU 등의 플랜트까지도 모두 포함하는 개념이다.
천연가스의 액화온도는 상압에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃ 보다 약간만 높아도 증발된다. LNG RV나 LNG FSRU 등의 선박에 설치되는 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG가 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 저장탱크 내에 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 발생한다.
종래, LNG RV나 LNG FSRU 등의 선박에 있어서, 저장탱크 내에서 발생한 BOG를 처리하기 위해 재기화시 재응축기에서 BOG를 LNG에 녹여 이를 육지로 공급하였다. 그런데, 재기화 용량이 적어 모든 BOG를 재응축시키지 못할 경우에는, 가스 연소기(GCU; Gas Comustion Unit)를 통해 연소시켜 버리거나, 그대로 대기중으로 방출(venting)시켜 버릴 수밖에 없었다.
이렇게 버려지는 천연가스를 절감하기 위해서, 별도의 냉매 사이클을 활용하는 재액화 장치를 설치하여 BOG를 재액화시킨 후 다시 저장탱크로 복귀시키는 방법이 제안되었다. 그러나, 재액화 장치를 사용할 경우, 선박의 제조비용이 증가하고, 공간이 한정된 선박 내에 재액화 장치를 설치할 공간을 확보해야 하고, 재액화시 소모되는 상당한 양의 에너지로 인해 운용비가 증가하는 문제가 있다.
본 발명은 상기한 바와 같은 종래의 문제점을 해결하기 위한 것으로서, 저장탱크에 수용된 LNG를 재기화시켜 육상 수요처(shore)에 공급할 때, 저장탱크 내의 증발가스를 LNG의 냉열을 이용하여 재액화하여 저장탱크에 복귀시킴으로써 별도의 냉매 사이클을 가지는 재액화 장치를 이용하지 않고도 증발가스를 처리할 수 있는 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법을 제공하고자 하는 것이다.
상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시키기 위한 재기화 설비를 포함하는 선박에 설치되어 상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 선박의 증발가스 처리 시스템으로서, 상기 저장탱크에서 배출된 증발가스를 압축시키기 위한 압축기와; 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 냉각시키기 위한 열교환기; 를 포함하며, 상기 열교환기는, 상기 저장탱크에서 배출된 LNG를 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 고압펌프의 하류측에 설치되어, 상기 고압펌프에서 압축된 LNG의 냉열을 이용하여 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 냉각시키는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템이 제공된다.
상기 열교환기에서 냉각되어 재액화된 증발가스는 상기 저장탱크에 공급되어 저장되는 것이 바람직하다.
상기 열교환기에서 냉각되어 재액화된 증발가스를 감압시키기 위한 팽창밸브를 더 포함하는 것이 바람직하다.
상기 증발가스 처리 시스템은, 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 공급받아 소모하기 위한 DFDE 시스템을 더 포함하는 것이 바람직하다.
상기 증발가스 처리 시스템은, 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 공급받아 소모하기 위한 GCU를 더 포함하는 것이 바람직하다.
상기 열교환기에서 증발가스와의 열교환을 통해 가열된 LNG는 기화기에 의해 기화된 후 수요처에 공급되는 것이 바람직하다.
본 발명의 또 다른 측면에 따르면, LNG를 저장하는 저장탱크와; 상기 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시키기 위한 재기화 설비와; 상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위하여 설치되는 상기 증발가스 처리 시스템; 을 포함하는 LNG RV가 제공된다.
본 발명의 또 다른 측면에 따르면, LNG를 저장하는 저장탱크와; 상기 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시키기 위한 재기화 설비와; 상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위하여 설치되는 상기 증발가스 처리 시스템; 을 포함하는 LNG FSRU가 제공된다.
본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시키기 위한 재기화 설비를 포함하는 선박에 설치되어 상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 선박의 증발가스 처리 시스템에 의하여 증발가스를 처리하는 방법으로서, 상기 저장탱크에서 배출된 증발가스를 압축시키는 압축단계와; 상기 압축단계에서 압축된 증발가스를 냉각시키는 냉각단계; 를 포함하며, 상기 냉각단계는, 상기 저장탱크에서 배출된 LNG를 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 고압펌프의 하류측에 설치되는 열교환기에서, 상기 고압펌프에 의해 압축된 LNG의 냉열을 이용하여 상기 압축단계에서 압축된 증발가스를 냉각시키는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 방법이 제공된다.
상기 열교환기에서 냉각되어 재액화된 증발가스는 감압된 후 상기 저장탱크에 공급되어 저장되는 것이 바람직하다.
상기 열교환기에서 증발가스와의 열교환을 통해 가열된 LNG는 기화된 후 수요처에 공급되는 것이 바람직하다.
본 발명에 따르면, 저장탱크에 수용된 LNG를 재기화시켜 육상 수요처(shore)에 공급할 때, 저장탱크 내의 증발가스를 LNG의 냉열을 이용하여 재액화하여 저장탱크에 복귀시킬 수 있는 선박의 증발가스 처리 시스템 및 방법이 제공될 수 있다.
그에 따라 본 발명의 증발가스 처리 시스템 및 방법에 의하면, 별도의 냉매 사이클을 가지는 재액화 장치를 이용하지 않고도 증발가스를 처리할 수 있게 된다.
또한, 본 발명의 증발가스 처리 시스템 및 방법에 의하면, 증발가스와 LNG 사이의 열교환을 위해 설치되는 열교환기가 펌프의 하류측에 위치되어 있기 때문에, 증발가스의 재액화를 위해 냉열을 빼앗긴 LNG가 부분적으로 기화되더라도 펌프에 악영향을 미칠 것을 우려하지 않아도 되고, 그에 따라 증발가스의 재액화 용량을 증가시킬 수 있게 된다.
도 1은 본 발명에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템을 도시한 개략 구성도이다.
이하, 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템을, 도면을 참조하여 상세하게 설명한다. 도 1에는 본 발명에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템의 구성을 개략적으로 나타내는 도면이 도시되어 있다.
도 1에 도시된 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, 저장탱크(11)에 LNG를 저장할 수 있으며, 저장된 LNG를 재기화시켜 육상의 수요처에 공급할 수 있는 선박에 적용된다.
극저온 상태의 액화가스를 저장할 수 있는 저장탱크와, 액화가스를 재기화하기 위한 재기화 설비가 설치된 선박으로는, LNG RV (Regasification Vessel)나 LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 플랜트 등을 들 수 있다. LNG RV는 자력 항해 및 부유가 가능한 액화가스 운반선에 LNG 재기화 설비를 설치한 것이고, LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에서 LNG 운반선으로부터 하역되는 액화 천연가스를 저장탱크에 저장한 후 필요에 따라 액화 천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 해상 구조물이다. 본 명세서에서 선박이란, LNG RV를 비롯하여, LNG FSRU 등의 플랜트까지도 모두 포함하는 개념이다.
LNG의 재기화 공급을 위해, 본 발명에 따른 선박에는, 저장탱크(11)로부터 배출된 액화천연가스(LNG)를 이송라인을 따라 이송하면서 기화기(25)에서 기화시켜 소비처로 공급할 수 있도록 구성된 LNG 재기화 시스템이 구비된다.
LNG 재기화 시스템은, 저장탱크(11) 내에 설치되어 저장된 LNG를 저장탱크의 외부로 배출시키기 위한 배출펌프(21)와, 이 배출펌프(21)에 의해 배출된 LNG를 더욱 높은 압력으로 압축시켜 기화기(25)에 공급하기 위한 고압펌프(23)를 포함한다.
고압펌프(23)에 의해 육상의 수요처에서 요구하는 압력(예컨대 100 bar)까지 압축된 LNG는 기화기(25)에서 기화된 후 수요처에 공급된다. 본 명세서에서 고압펌프의 "고압" 이란, 저장탱크(11)로부터 LNG를 배출시키는 배출펌프(21)에 의해 압축된 압력보다 높은 압력으로 LNG를 압축시킨다는 것을 의미하는 것이며, 고압의 범위가 특정되는 것은 아니다.
한편, 저장탱크는 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, 저장탱크의 내부압력을 적정한 수준으로 유지하기 위해 저장탱크(11) 내부에서 발생하는 증발가스를 적절히 처리할 필요가 있다.
본 발명에 따르면, 저장탱크(11) 내에서 발생한 증발가스는, 저장탱크로부터 배출된 후 압축기(13)에서 압축된 후 재액화되어 저장탱크(11)로 복귀된다. 이를 위해 LNG가 이송되는 라인에 있어서 고압펌프(23)와 기화기(25) 사이에는 열교환기(15)가 설치되며, 압축기(13)에서 압축된 증발가스는 열교환기(15)로 공급되어 LNG와 열교환된다.
고압펌프(23)에 의해 압축된 LNG는 기화기(25)에서 기화되기 전에 열교환기(15)에서 증발가스에 의해 가열되고, 압축기(13)에 의해 압축된 증발가스는 열교환기(15)에서 LNG의 냉열을 빼앗아 냉각됨으로써 재액화될 수 있다. 액화된 증발가스는 팽창밸브(17)를 통과하면서 감압된 후 저장탱크(11)로 복귀되어 저장된다.
열교환기(15)에 의해 재액화될 수 있는 처리용량 이상의 증발가스가 발생하는 경우, 압축기(13)에서 압축된 증발가스 중 적어도 일부를 DFDE(Dual Fuel Diesel Electric) 시스템 또는 GCU(Gas Combustion Unit)로 공급하여 소모시킬 수 있다. 또한, 필요하다면 증발가스를 그대로 대기중에 방출(venting)시킬 수도 있다.
본 발명과 같이 LNG의 냉열을 이용하여 증발가스를 재액화시킴으로써 처리하는 방법은, 재응축기를 통하여 LNG에 증발가스를 녹여 함께 기화기로 공급하는 방법에 비해 더 많은 양의 BOG를 처리할 수 있으며, 이에 따라 GCU에서 연소시켜 버리거나 대기중에 그대로 방출시켜 버리는 증발가스의 양을 감소시킬 수 있다.
또한, 본 발명에 따르면, 냉매를 사용하여 증발가스를 재액화시키는 별도의 재액화 장치(즉, 냉매 사이클)를 구비할 필요가 없으므로, 재액화 장치의 설치 및 운용에 소요되는 비용과 노력을 절감할 수 있다.
본 발명에 따른 선박의 증발가스 처리 시스템은, 기화기(25)에 공급되는 LNG와 저장탱크(11)에서 배출된 증발가스와의 열교환을 위해 고압펌프(23)의 하류측에 설치되는 열교환기(15)를 포함한다. 이와 같이 LNG의 냉열을 이용하여 증발가스를 재액화시키는 열교환기(15)가 고압펌프(23)의 하류측에 설치되어 있기 때문에, 고압펌프의 손상에 대한 우려 없이 LNG의 냉열을 충분히 활용할 수 있다.
펌프의 경우, 액체 상태의 물질만을 압축시킬 수 있으며, 기체 상태의 물질이 유입되면 손상을 입을 수 있다. 특히, LNG는 극저온 상태의 액체이므로, LNG를 압축시키는 고압펌프는 기체 상태의 물질이 유입될 경우, 더욱 큰 손상을 입을 수 있다. 그에 따라 고압펌프의 상류측에 열교환기를 배치시킬 경우, LNG가 조금이라도 기화되는 것을 방지하기 위해 재액화시킬 수 있는 증발가스의 양을 제한하여야 하므로, LNG의 냉열을 충분히 활용할 수 없다.
그러나 본 발명에 따르면, LNG와 증발가스 사이의 열교환을 위한 열교환기(15)를 고압펌프(23)의 하류측에 설치함으로써, 열교환기에서 가열된 LNG가 일부 기화되어도 고압펌프에 영향을 미치지 않게 한다. 그에 따라 동일한 조건에서 고압펌프의 상류측에 열교환기를 배치한 경우에 비해 대략 7% 정도의 증발가스를 더 재액화시킬 수 있게 된다.
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.

Claims (11)

  1. 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시키기 위한 재기화 설비를 포함하는 선박에 설치되어 상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 선박의 증발가스 처리 시스템으로서,
    상기 저장탱크에서 배출된 증발가스를 압축시키기 위한 압축기와;
    상기 압축기에서 압축된 증발가스를 냉각시키기 위한 열교환기;
    를 포함하며,
    상기 열교환기는, 상기 저장탱크에서 배출된 LNG를 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 고압펌프의 하류측에 설치되어, 상기 고압펌프에서 압축된 LNG의 냉열을 이용하여 상기 압축기에서 압축된 증발가스를 냉각시키는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 열교환기에서 냉각되어 재액화된 증발가스는 상기 저장탱크에 공급되어 저장되는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  3. 청구항 2에 있어서,
    상기 열교환기에서 냉각되어 재액화된 증발가스를 감압시키기 위한 팽창밸브를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  4. 청구항 1에 있어서,
    상기 압축기에서 압축된 증발가스를 공급받아 소모하기 위한 DFDE 시스템을 더 포함하는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  5. 청구항 1에 있어서,
    상기 압축기에서 압축된 증발가스를 공급받아 소모하기 위한 GCU를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  6. 청구항 1에 있어서,
    상기 열교환기에서 증발가스와의 열교환을 통해 가열된 LNG는 기화기에 의해 기화된 후 수요처에 공급되는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 시스템.
  7. LNG를 저장하는 저장탱크와;
    상기 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시키기 위한 재기화 설비와;
    상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위하여 설치되는 청구항 1 내지 청구항 6 중 어느 한 항에 따른 증발가스 처리 시스템;
    을 포함하는 LNG RV.
  8. LNG를 저장하는 저장탱크와;
    상기 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시키기 위한 재기화 설비와;
    상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위하여 설치되는 청구항 1 내지 청구항 6 중 어느 한 항에 따른 증발가스 처리 시스템;
    을 포함하는 LNG FSRU.
  9. 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시키기 위한 재기화 설비를 포함하는 선박에 설치되어 상기 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 처리하기 위한 선박의 증발가스 처리 시스템에 의하여 증발가스를 처리하는 방법으로서,
    상기 저장탱크에서 배출된 증발가스를 압축시키는 압축단계와;
    상기 압축단계에서 압축된 증발가스를 냉각시키는 냉각단계;
    를 포함하며,
    상기 냉각단계는, 상기 저장탱크에서 배출된 LNG를 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 고압펌프의 하류측에 설치되는 열교환기에서, 상기 고압펌프에 의해 압축된 LNG의 냉열을 이용하여 상기 압축단계에서 압축된 증발가스를 냉각시키는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 방법.
  10. 청구항 9에 있어서,
    상기 열교환기에서 냉각되어 재액화된 증발가스는 감압된 후 상기 저장탱크에 공급되어 저장되는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 방법.
  11. 청구항 9에 있어서,
    상기 열교환기에서 증발가스와의 열교환을 통해 가열된 LNG는 기화된 후 수요처에 공급되는 것을 특징으로 하는 선박의 증발가스 처리 방법.
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