WO2015126116A1 - 증발가스 처리 시스템 및 방법 - Google Patents

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WO2015126116A1
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boil
compressed
storage tank
heat exchanger
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PCT/KR2015/001539
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이창우
문영식
유병용
김낙현
장재호
김지은
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대우조선해양 주식회사
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Definitions

  • the present invention relates to a boil-off gas treatment system and method, and more particularly to a compressor for compressing the boil-off gas generated in a storage tank provided in a vessel or offshore structure, and the boil-off gas provided downstream of the compressor is sea water or fresh water and A compressed gas heat exchanger and a boil-off gas heat exchanger provided downstream of the compressed gas heat exchanger and the compressed boil-off gas is heat-exchanged with the boil-off gas to be introduced into the compressor.
  • Liquefied Natural Gas (hereinafter referred to as "LNG”) is a colorless and transparent liquid obtained by liquefying natural gas containing methane as its main component at about -162 °C. It has a volume of about / 600. Therefore, when liquefied into LNG when transporting natural gas can be transported very efficiently.
  • LNG storage tanks provided in LNG carriers, LNG-FPSOs, RVs, etc. are insulated, but the external heat is continuously transferred to the LNG storage tanks. Natural vaporization generates boil-off gas (BOG) in the LNG storage tank.
  • BOG boil-off gas
  • BOG is a kind of LNG loss, which is an important problem in LNG transportation efficiency, and if boil-off gas accumulates in LNG storage tank, the pressure in LNG storage tank may be excessively increased and the tank may be damaged.
  • Various ways to deal with this have been studied.
  • the present invention is to propose a system and method that can effectively and safely treat the boil off gas generated in the storage tank of the vessel or offshore structures, such as LNG-RV and LNG-FSRU.
  • the compressor for compressing the boil-off gas generated in the storage tank provided in the ship or offshore structure
  • a compressed gas heat exchanger provided downstream of the compressor, wherein the compressed boil-off gas is heat-exchanged with sea water or fresh water;
  • a boil-off gas treatment system is provided downstream of the compressed gas heat exchanger and includes an boil-off gas heat exchanger in which the compressed boil-off gas is heat-exchanged with the boil-off gas to be introduced into the compressor.
  • a recondenser for recondensing the boil-off gas compressed in the compressor, a compressed gas supply line connected to the re-condenser downstream of the compressor and provided with the compressed gas heat exchanger and the boil-off gas heat exchanger, compressed
  • the apparatus may further include a bypass line branched from the compressed gas supply line downstream of the compressed gas heat exchanger to bypass the boil-off gas heat exchanger to be introduced into the recondensate.
  • a first control valve provided after the branch point of the bypass line in the compressed gas supply line, and a second control valve provided in the bypass line, the first and second control valve
  • the liquefied natural gas supply line for supplying the liquefied natural gas supercooled from the storage tank to the recondensation, and the transfer pump provided in the storage tank for pumping the liquefied natural gas to the liquefied natural gas supply line further It may include.
  • the apparatus may further include a high pressure pump provided downstream of the recondenser to compress the liquefied natural gas, and a vaporizer for receiving and vaporizing the liquefied natural gas compressed from the high pressure pump.
  • a high pressure pump provided downstream of the recondenser to compress the liquefied natural gas
  • a vaporizer for receiving and vaporizing the liquefied natural gas compressed from the high pressure pump.
  • the gas may further include a gas line for supplying the boil-off gas branched from the compressed gas supply line downstream of the compressed gas heat exchanger and compressed to the gas consumer of the ship or offshore structure.
  • the compressor when the temperature of the boil-off gas generated in the storage tank is high to mix the liquefied natural gas of the storage tank with the boil-off gas to cool the boil-off gas to be introduced into the compressor It may further include an in-line mixer.
  • the vessel or offshore structure may include a regasification vessel (LNG-RV) and a floating storage and regasification unit (LNG-FSRU).
  • LNG-RV regasification vessel
  • LNG-FSRU floating storage and regasification unit
  • the compressed boil-off gas is provided, wherein the boil-off gas treatment method can be cooled by heat exchange with the boil-off gas to be generated and compressed in the storage tank.
  • the boil-off gas treatment system of the present invention compresses and cools the boil-off gas generated in the storage tank of a ship or offshore structure and recondenses it with the cold heat of the supercooled liquefied natural gas from the storage tank, but compresses the compressed boil-off gas in the storage tank. Generated and cooled by heat exchange with the boil-off gas to be compressed.
  • the compressed boil-off gas is cooled with sea water or fresh water in the compressed gas heat exchanger, and further cooled with boil-off gas to be introduced into the compressor and introduced into the recondenser, thereby increasing the efficiency of condensation of the boil-off gas in the recondenser.
  • FIG. 1 schematically shows an example of an evaporative gas treatment system.
  • Figure 2 schematically shows a boil-off gas treatment system according to an embodiment of the present invention.
  • the boil-off gas treatment system to be described later may be applied to a ship or offshore structure in which a boil-off gas is generated from the storage tank by providing an LNG storage tank.
  • LNG-RV (Regasification) for supplying natural gas to the land by regasifying LNG It can be applied to a vessel and a floating storage regasification unit (LNG-FSRU).
  • LNG-FSRU floating storage regasification unit
  • the amount of BOG generated in the LNG storage tank is 3 to 4 ton / h in Laden condition, 0.3 to 0.4 in the ballast condition, for example, 150,000m3 capacity vessel It is known to reach ton / h.
  • BOR Bit Off Rate
  • FIG. 1 schematically shows an example of an evaporative gas treatment system.
  • the liquefied natural gas is pumped from the storage tank T to the recondenser 20, and the pump 40 and the vaporizer 50 are compressed to a high pressure, and the land is used. While supplying the natural gas, the evaporated gas generated in the storage tank T is compressed by the compressor 10 and then supplied to the recondenser 20 for processing.
  • the boil-off gas is supplied from the supercondensed liquefied natural gas supplied from the storage tank T by the pump 30 from the recondenser 20 to be recondensed and then supplied to the pump 40 in a liquid state.
  • the system shown in FIG. 2 is an improved boil-off gas treatment system for solving this problem, and a boil-off gas treatment system according to one embodiment of the present invention is schematically illustrated.
  • the boil-off gas treatment system of the present embodiment includes a compressor 100 for compressing boil-off gas generated in a storage tank T provided in a ship or an offshore structure, and provided downstream of the compressor 100.
  • the compressed gas heat exchanger 300 is a heat exchanged with the sea water or fresh water and the evaporated gas is provided downstream of the compressed gas heat exchanger 300, and the compressed boil-off gas is exchanged with the boil-off gas to be introduced into the compressor 100.
  • a gas heat exchanger 200 and a recondenser 400 for recondensing the boil-off gas compressed by the compressor 100.
  • a compressed gas heat exchanger 300 and an evaporative gas heat exchanger 200 are provided in the compressed gas supply line GL connected to the recondenser 400 from the downstream of the compressor 100, and the compressed gas heat exchanger 300 is provided.
  • a bypass line BL branching downstream from the compressed gas supply line GL is provided so that the boil-off gas compressed through the bypass line BL bypasses the boil-off gas heat exchanger 200 to recondenser 400. Can be introduced.
  • the first control valve 430 is provided at the compressed gas supply line GL after the branch point of the bypass line BL, and the second control valve 450 is provided at the bypass line BL.
  • the first and second control valves 430 and 450 are controlled to control the flow rate of the compressed boil-off gas flowing into the recondenser 400 through the compressed gas supply line GL and the bypass line BL, respectively. As a result, the temperature of the compressed boil-off gas introduced into the recondenser 400 may be adjusted.
  • the first control valve 430 is blocked to pass the entire amount of the compressed boil-off gas without passing through the boil-off gas heat exchanger 200. ) Can be supplied to the recondenser 400.
  • the compressed boil-off gas may be recondensed without passing through the boil-off gas heat exchanger 200, and evaporated before being introduced into the compressor 100. Since the gas is not heated through heat exchange in the boil-off gas heat exchanger 200, the temperature of the boil-off gas compressed downstream of the compressor 100 is lowered, thereby reducing the load of the compressed gas heat exchanger 300.
  • the temperature of the boil-off gas generated in the storage tank (T) is about -120 ° C
  • the boil-off gas compressed by the compressor 100 passes through the compressed gas heat exchanger 300 and then passes through the boil-off gas heat exchanger 200 It may be cooled to -50 to -100 °C to be introduced into the recondenser 400.
  • the boil-off gas generated in the storage tank T through heat exchange with the compressed boil-off gas is introduced into the compressor 100 at an elevated temperature, compressed through the compressor 100, and compressed with sea water or fresh water of about 10 to 40 ° C. After being cooled in the compressed gas heat exchanger 300 through heat exchange, it is further cooled in the boil-off gas heat exchanger 200.
  • the liquefied natural gas supercooled from the storage tank T is supplied to the recondenser 400 through the liquefied natural gas supply line LL, and the storage tank T is supplied to the liquefied natural gas supply line LL for this purpose.
  • a transfer pump 500 for pumping liquefied natural gas is provided.
  • the compressed and cooled boil-off gas is mixed with the supercooled liquefied natural gas and recondensed into a liquid liquefied natural gas.
  • Downstream of the recondenser 400 is provided with a high pressure pump 600 and a vaporizer 700, the liquefied natural gas supplied from the recondenser 400 is compressed and then vaporized and natural gas is supplied to the land (G).
  • the boil-off gas compressed by branching the gas line SL from the compressed gas supply line GL downstream of the compressed gas heat exchanger 300 may be supplied to the gas consumers S1, S2 and S3 of the ship or offshore structure.
  • gas consumers include gas engines such as DFDE or DFDG, boilers, gas compression units (GCUs), and the like.
  • the pressure at the rear of the compressor 100 may be 5 to 10 bara, preferably 6 to 7 bara, and 4.5 to 6 bara (3 to 5.5 barg) in the recondenser 400. have.
  • the boil-off gas generated from the storage tank T is first supplied to and consumed by the gas consumers S1, S2, and S3 in the ship or offshore structure through the gas line SL, and the remaining boil-off gas is sent to the recondenser 400.
  • the system can be operated to recondense to subcooled LNG.
  • an in-line mixer (not shown) may be provided upstream of the compressor 100.
  • the liquefied natural gas in the storage tank (T) is mixed with the boil-off gas by the in-line mixer to the compressor 100.
  • the boil-off gas to be introduced may be cooled and then supplied to the compressor.

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Abstract

증발가스 처리 시스템 및 방법이 개시된다. 본 발명의 증발가스 처리 시스템은 선박 또는 해상 구조물에 마련된 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기; 상기 압축기의 하류에 마련되어 압축된 상기 증발가스가 해수 또는 청수와 열교환되는 압축가스 열교환기; 및 상기 압축가스 열교환기의 하류에 마련되며 압축된 상기 증발가스가 상기 압축기로 도입될 증발가스와 열교환되는 증발가스 열교환기를 포함하는 것을 특징으로 한다.

Description

증발가스 처리 시스템 및 방법
본 발명은 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 선박 또는 해상 구조물에 마련된 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기와, 압축기의 하류에 마련되어 압축된 증발가스가 해수 또는 청수와 열교환되는 압축가스 열교환기와, 압축가스 열교환기의 하류에 마련되며 압축된 증발가스가 압축기로 도입될 증발가스와 열교환되는 증발가스 열교환기를 포함하는 증발가스 처리 시스템에 관한 것이다.
액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 "LNG"라 함)는 메탄(methane)을 주성분으로 하는 천연가스를 약 -162℃로 냉각해서 액화시킴으로써 얻을 수 있는 무색투명한 액체로서, 천연가스와 비교해 약 1/600 정도의 부피를 갖는다. 따라서, 천연가스 이송 시 LNG로 액화시켜 이송할 경우 매우 효율적으로 이송할 수 있다.
천연가스의 액화온도는 상압에서 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압 -163℃ 보다 약간만 높아도 쉽게 증발된다. LNG 운반선이나 LNG-FPSO, RV 등에 마련되는 LNG 저장탱크의 경우 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG 저장탱크에 지속적으로 전달되므로, LNG 저장과정에서 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 자연 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(Boil-Off Gas, BOG)가 발생한다.
BOG는 일종의 LNG 손실로서 LNG의 수송효율 등에 있어서 중요한 문제이며, LNG 저장탱크 내에 증발가스가 축적되면 LNG 저장탱크 내의 압력이 과도하게 상승하여 탱크가 파손될 위험이 있으므로, LNG 저장탱크 내에서 발생하는 BOG를 처리하기 위한 다양한 방법이 연구되고 있다.
최근에는 BOG의 처리를 위해, BOG를 재액화하여 저장탱크로 복귀시키는 방법, BOG를 선박 등의 엔진 에너지원으로 사용하는 방법 등이 사용되고 있다. 그리고 잉여의 BOG에 대해서는 가스연소유닛(gas combustion unit, GCU)에서 연소시키는 방법을 사용하고 있다.
본 발명은 LNG-RV 및 LNG-FSRU와 같은 선박 또는 해상 구조물의 저장탱크에서 발생하는 증발가스(Boil Off Gas)를 효과적이고 안전하게 처리할 수 있는 시스템 및 방법을 제안하고자 한다.
본 발명의 일 측면에 따르면, 선박 또는 해상 구조물에 마련된 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기;
상기 압축기의 하류에 마련되어 압축된 상기 증발가스가 해수 또는 청수와 열교환되는 압축가스 열교환기; 및
상기 압축가스 열교환기의 하류에 마련되며 압축된 상기 증발가스가 상기 압축기로 도입될 증발가스와 열교환되는 증발가스 열교환기를 포함하는 증발가스 처리 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 압축기에서 압축된 상기 증발가스를 재응축시키는 재응축기와, 상기 압축기의 하류에서 상기 재응축기로 연결되며 상기 압축가스 열교환기 및 증발가스 열교환기가 마련되는 압축가스 공급라인과, 압축된 상기 증발가스가 상기 증발가스 열교환기를 바이패스하여 상기 재응축기로 도입되도록 상기 압축가스 열교환기의 하류에서 상기 압축가스 공급라인으로부터 분기되는 바이패스 라인을 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 압축가스 공급라인에서 상기 바이패스 라인의 분기점 이후에 마련되는 제1 제어밸브와, 상기 바이패스 라인에 마련되는 제2 제어밸브를 더 포함하며, 상기 제1 및 제2 제어밸브를 제어하여 상기 재응축기로 유입되는 압축된 상기 증발가스의 온도를 조절할 수 있다.
바람직하게는, 상기 저장탱크로부터 상기 재응축기로 과냉된 액화천연가스를 공급하는 액화천연가스 공급라인과, 상기 저장탱크에 마련되어 상기 액화천연가스 공급라인으로 상기 액화천연가스를 펌핑하는 이송펌프를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 재응축기의 하류에 마련되어 상기 액화천연가스를 압축하는 고압펌프와, 상기 고압펌프로부터 압축된 상기 액화천연가스를 공급받아 기화시키는 기화기를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 압축가스 열교환기의 하류에서 상기 압축가스 공급라인으로부터 분기되어 압축된 상기 증발가스를 상기 선박 또는 해양구조물의 가스 소비처로 공급하는 가스 라인을 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 압축기의 상류에 마련되어, 상기 저장탱크에서 발생하는 상기 증발가스의 온도가 높을 경우 상기 저장탱크의 액화천연가스를 상기 증발가스에 혼합하여 상기 압축기로 도입될 상기 증발가스를 냉각하는 인라인 믹서(in-line mixer)를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 선박 또는 해양구조물은 LNG-RV(Regasification Vessel) 및 LNG-FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)를 포함할 수 있다.
본 발명의 다른 측면에 따르면, 1) 선박 또는 해상 구조물에 마련된 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 단계;
2) 압축된 상기 증발가스를 냉각하는 단계; 및
3) 압축 및 냉각된 상기 증발가스에 상기 저장탱크로부터 과냉된 액화천연가스를 공급하여 재응축하는 단계를 포함하되,
상기 단계 2)에서 상기 압축된 상기 증발가스는, 상기 저장탱크에서 발생하여 압축될 증발가스와 열교환으로 냉각될 수 있는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리 방법이 제공된다.
본 발명의 증발가스 처리 시스템은, 선박 또는 해상 구조물의 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축 및 냉각하여 저장탱크로부터의 과냉된 액화천연가스의 냉열로 재응축하되, 압축된 증발가스를 저장탱크에서 발생하여 압축될 증발가스와 열교환으로 냉각시키게 된다.
이와 같이 압축된 증발가스를 압축가스 열교환기에서 해수 또는 청수로 냉각하고 압축기로 도입될 증발가스로 추가로 냉각하여 재응축기로 도입시킴으로써, 재응축기에서의 증발가스 응축 효율을 높일 수 있고, 압축된 증발가스를 저장탱크에서 발생하는 증발가스 자체의 냉열을 이용하여 냉각시킴으로써 재응축기에서 필요한 과냉된 액화천연가스의 양을 줄일 수 있다.
또한 이와 같은 시스템으로 증발가스를 처리함으로써 저장탱크의 압력 상승을 방지하여 안전성을 확보하고, GCU 등에서 낭비되는 양을 줄일 수 있다.
도 1은 증발가스 처리 시스템의 일 예를 개략적으로 도시한다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템을 개략적으로 도시한다.
본 발명과 본 발명의 동작상의 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부 도면 및 첨부 도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예를 설명함으로써, 본 발명을 상세히 설명한다. 각 도면에 제시된 동일한 참조부호는 동일한 부재를 나타낸다.
후술할 증발가스 처리 시스템은 LNG 저장탱크가 마련되어 저장탱크로부터 증발가스가 발생하는 선박 또는 해상 구조물에 적용될 수 있는데, 예를 들어 LNG를 재기화하여 육상 등으로 천연가스를 공급하는 LNG-RV(Regasification Vessel) 및 LNG-FSRU(Floating Storage Regasification Unit) 등에 적용될 수 있다.
저장탱크의 용량 및 외부 온도 등의 조건에 따라 차이가 있으나, LNG 저장탱크에서의 BOG 발생량은 예를 들어 150000㎥ 용량의 선박인 경우 Laden condition에서 3 내지 4 ton/h, Ballast condition에서는 0.3 내지 0.4 ton/h에 이르는 것으로 알려진다. 다만 최근에는 선박의 단열성능 향상에 따라 BOR(Boil Off Rate)이 낮아지고 있는 추세이므로 증발가스의 발생량도 점차 감소하고 있다.
그러나 여전히 저장탱크에서는 다량의 증발가스가 발생하므로, 저장탱크의 안전성, 나아가 선박 또는 해상 구조물의 안전성 확보와, 천연가스의 에너지 낭비를 막기 위해 효과적인 증발가스 처리 시스템이 필요하다.
도 1에는 증발가스 처리 시스템의 일 예를 개략적으로 도시하였다.
도 1에 도시된 증발가스 처리 시스템은, 저장탱크(T)로부터 액화천연가스를 펌핑하여 재응축기(20)로 공급하고, 고압으로 압축하기 위한 펌프(40) 및 기화기(50)를 거쳐 육상 등으로 천연가스를 공급하면서, 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스는 압축기(10)로 압축한 후 재응축기(20)에 공급하여 처리하게 된다. 증발가스는 재응축기(20)에서, 저장탱크(T)로부터 펌핑하여(30) 공급된 과냉각 상태의 액화천연가스로부터 냉열을 공급받아 재응축된 후 액체 상태로 펌프(40)로 공급된다.
이와 같은 시스템은 압축으로 인해 증발가스의 온도가 높아지므로 증발가스의 양이 많은 경우 이를 재응축하기 위해 많은 양의 액화천연가스가 공급되어야 하며, 재기화될 액화천연가스의 양이 적은 경우 증발가스에 충분한 냉열을 전달하지 못할 수도 있다.
도 2에 도시된 시스템은 이러한 문제를 해결하기 위한, 개선된 증발가스 처리 시스템으로, 본 발명의 일 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템이 개략적으로 도시된다.
도 2에 도시된 바와 같이 본 실시예의 증발가스 처리 시스템은, 선박 또는 해상 구조물에 마련된 저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기(100)와, 압축기(100)의 하류에 마련되어 압축된 상기 증발가스가 해수 또는 청수와 열교환되는 압축가스 열교환기(300)와, 압축가스 열교환기(300)의 하류에 마련되며 압축된 증발가스가 압축기(100)로 도입될 증발가스와 열교환되는 증발가스 열교환기(200)와, 압축기(100)에서 압축된 증발가스를 재응축시키는 재응축기(recondenser, 400)를 포함하여 구성된다.
압축기(100)의 하류로부터 재응축기(400)로 연결되는 압축가스 공급라인(GL)에 압축가스 열교환기(300) 및 증발가스 열교환기(200)가 마련되고, 압축가스 열교환기(300)의 하류에서 압축가스 공급라인(GL)으로부터 분기되는 바이패스 라인(BL)이 마련되어, 바이패스 라인(BL)을 통해 압축된 증발가스가 증발가스 열교환기(200)를 바이패스하여 재응축기(400)로 도입될 수 있다.
압축가스 공급라인(GL)에는 바이패스 라인(BL)의 분기점 이후에 제1 제어밸브(430)가 마련되고, 바이패스 라인(BL)에는 제2 제어밸브(450)가 마련된다. 이와 같은 제1 및 제2 제어밸브(430, 450)를 제어하여 압축가스 공급라인(GL)과 바이패스 라인(BL) 각각을 통해 재응축기(400)로 유입되는 압축된 증발가스의 유량을 제어함으로써, 재응축기(400)로 도입되는 압축된 증발가스의 온도를 조절할 수 있다.
예를 들어 재응축기(400)로 도입될 액화천연가스의 양이 많을 때에는 제1 제어밸브(430)를 차단하여 증발가스 열교환기(200)를 거치지 않고 압축된 증발가스 전량을 바이패스 라인(BL)을 통해 재응축기(400)로 공급할 수 있다.
이 경우 많은 양의 과냉각된 액화천연가스가 재응축기(400)로 도입되므로 증발가스 열교환기(200)를 거치지 않더라도 압축된 증발가스를 재응축할 수 있으며, 압축기(100)로 도입되기에 앞서 증발가스가 증발가스 열교환기(200)에서의 열교환을 통해 가열되지 않으므로 압축기(100) 하류에서 압축된 증발가스의 온도가 낮아져 압축가스 열교환기(300)의 부하(load)를 줄일 수 있게 된다.
저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스의 온도가 약 -120 ℃인 경우, 압축기(100)에서 압축된 증발가스가 압축가스 열교환기(300)를 거친 후 증발가스 열교환기(200)를 통과하면 - 50 내지 -100 ℃까지 냉각되어 재응축기(400)로 도입될 수 있다.
압축된 증발가스와의 열교환을 통해 저장탱크(T)에서 발생한 증발가스는 온도가 상승하여 압축기(100)로 도입되고, 압축기(100)를 거쳐 압축된 후 10 내지 40 ℃ 정도의 해수 또는 청수와 열교환을 통해 압축가스 열교환기(300)에서 냉각된 후 증발가스 열교환기(200)에서 추가로 냉각된다.
한편, 저장탱크(T)로부터 과냉된 액화천연가스는 액화천연가스 공급라인(LL)을 통해 재응축기(400)로 공급되고, 저장탱크(T)에는 이를 위해 액화천연가스 공급라인(LL)으로 액화천연가스를 펌핑하는 이송펌프(500)가 마련된다.
이송펌프(500)에 의한 펌핑으로 과냉된 액화천연가스가 재응축기(400)로 공급되면, 압축 및 냉각된 증발가스는 과냉된 액화천연가스와 혼합되어 액체 상태의 액화천연가스로 재응축된다.
재응축기(400)의 하류에는 고압펌프(600)와 기화기(700)가 마련되어, 재응축기(400)로부터 공급된 액화천연가스가 압축된 후 기화되어 육상 등으로 천연가스가 공급된다(G).
압축가스 열교환기(300)의 하류에서 압축가스 공급라인(GL)으로부터 가스 라인(SL)이 분기되어 압축된 증발가스는 선박 또는 해양구조물의 가스 소비처(S1, S2, S3)로 공급될 수 있는데, 이러한 가스 소비처로는 DFDE나 DFDG와 같은 가스 엔진, 보일러, GCU(Gas Combustion Unit) 등을 예로 들 수 있다.
선박 또는 해양구조물에 DFDE가 마련되는 경우 압축기(100) 후단에서의 압력은 5 내지 10 bara, 바람직하게는 6 내지 7 bara, 재응축기(400)에서는 4.5 내지 6 bara(3 내지 5.5 barg)일 수 있다.
저장탱크(T)에서 발생하는 증발가스는 가스 라인(SL)을 통해 선박 또는 해상 구조물 내의 가스 소비처(S1, S2, S3)로 우선 공급하여 소비하고, 남는 증발가스를 재응축기(400)로 보내 과냉된 액화천연가스로 재응축하도록 시스템을 운영할 수 있다.
한편, 압축기(100)의 상류에는 인라인 믹서(in-line mixer, 미도시)가 마련될 수 있다. 저장탱크(T)에 저장된 액화천연가스의 양이 적어 탱크에서 발생하는 증발가스의 온도가 높아질 경우, 인라인 믹서로 저장탱크(T) 중의 액화천연가스를 증발가스에 혼합해 줌으로써 압축기(100)로 도입될 증발가스를 냉각한 후 압축기로 공급할 수 있다.
이와 같이 본 발명은 기재된 실시 예에 한정되는 것이 아니고, 본 발명의 사상 및 범위를 벗어나지 않고 다양하게 수정 및 변형할 수 있음은 이 기술의 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 자명하다. 따라서 그러한 수정 예 또는 변형 예들은 본 발명의 특허청구범위에 속한다 하여야 할 것이다.

Claims (9)

  1. 선박 또는 해상 구조물에 마련된 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 압축기;
    상기 압축기의 하류에 마련되어 압축된 상기 증발가스가 해수 또는 청수와 열교환되는 압축가스 열교환기; 및
    상기 압축가스 열교환기의 하류에 마련되며 압축된 상기 증발가스가 상기 압축기로 도입될 증발가스와 열교환되는 증발가스 열교환기;
    를 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
  2. 제 1항에 있어서,
    상기 압축기에서 압축된 상기 증발가스를 재응축시키는 재응축기;
    상기 압축기의 하류에서 상기 재응축기로 연결되며 상기 압축가스 열교환기 및 상기 증발가스 열교환기가 마련되는 압축가스 공급라인; 및
    압축된 상기 증발가스가 상기 증발가스 열교환기를 바이패스하여 상기 재응축기로 도입되도록 상기 압축가스 열교환기의 하류에서 상기 압축가스 공급라인으로부터 분기되는 바이패스 라인;
    을 더 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
  3. 제 2항에 있어서,
    상기 압축가스 공급라인에서 상기 바이패스 라인의 분기점 이후에 마련되는 제1 제어밸브; 및
    상기 바이패스 라인에 마련되는 제2 제어밸브;를 더 포함하며,
    상기 제1 및 제2 제어밸브를 제어하여 상기 재응축기로 유입되는 압축된 상기 증발가스의 온도를 조절할 수 있는 것을 특징으로 하는, 증발가스 처리 시스템.
  4. 제 2항에 있어서,
    상기 저장탱크로부터 상기 재응축기로 과냉된 액화천연가스를 공급하는 액화천연가스 공급라인; 및
    상기 저장탱크에 마련되어 상기 액화천연가스 공급라인으로 상기 액화천연가스를 펌핑하는 이송펌프;
    를 더 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
  5. 제 4항에 있어서,
    상기 재응축기의 하류에 마련되어 상기 액화천연가스를 압축하는 고압펌프; 및
    상기 고압펌프로부터 압축된 상기 액화천연가스를 공급받아 기화시키는 기화기;
    를 더 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
  6. 제 2항에 있어서,
    상기 압축가스 열교환기의 하류에서 상기 압축가스 공급라인으로부터 분기되어 압축된 상기 증발가스를 상기 선박 또는 해양구조물의 가스 소비처로 공급하는 가스 라인을 더 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
  7. 제 1항에 있어서,
    상기 압축기의 상류에 마련되어, 상기 저장탱크에서 발생하는 상기 증발가스의 온도가 높을 경우 상기 저장탱크의 액화천연가스를 상기 증발가스에 혼합하여 상기 압축기로 도입될 상기 증발가스를 냉각하는 인라인 믹서(in-line mixer)를 더 포함하는, 증발가스 처리 시스템.
  8. 제 1항에 있어서,
    상기 선박 또는 해양구조물은 LNG-RV(Regasification Vessel) 및 LNG-FSRU(Floating Storage and Regasification Unit) 중 어느 하나인, 증발가스 처리 시스템.
  9. 1) 선박 또는 해상 구조물에 마련된 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 압축하는 단계;
    2) 압축된 상기 증발가스를 냉각하는 단계; 및
    3) 압축 및 냉각된 상기 증발가스에 상기 저장탱크로부터 과냉된 액화천연가스를 공급하여 재응축하는 단계;를 포함하되,
    상기 단계 2)에서 상기 압축된 증발가스는, 상기 저장탱크에서 발생하여 압축될 증발가스와 열교환으로 냉각될 수 있는 것을 특징으로 하는, 증발가스 처리 방법.
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