WO2018056768A1 - Lng 재기화 시스템 - Google Patents

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WO2018056768A1
WO2018056768A1 PCT/KR2017/010517 KR2017010517W WO2018056768A1 WO 2018056768 A1 WO2018056768 A1 WO 2018056768A1 KR 2017010517 W KR2017010517 W KR 2017010517W WO 2018056768 A1 WO2018056768 A1 WO 2018056768A1
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WO
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lng
pressure pump
high pressure
pump
pipe
Prior art date
Application number
PCT/KR2017/010517
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English (en)
French (fr)
Inventor
최용석
김창겸
강구용
조두현
안수경
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대우조선해양 주식회사
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Publication date
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    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/16—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed heat-insulated
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/04—Arrangement or mounting of valves
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure

Definitions

  • the present invention relates to an LNG regasification system, and more particularly, a low pressure pump for pressurizing LNG at a lower pressure than the high pressure pump is installed in a bypass pipe capable of bypassing a high pressure pump for pressurizing LNG.
  • the present invention relates to an LNG regasification system that can prevent an overload of a motor of a high pressure pump during the initial operation of the high pressure pump by pressurizing the downstream side of the high pressure pump before the operation of the high pressure pump.
  • 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.
  • Examples of offshore structures equipped with storage tanks for storing liquefied natural gas in cryogenic conditions and regasification facilities for regasifying liquefied natural gas include vessels such as LNG Regasification Vessels or LNG Floating Storage and Regasification Units. ) And the like.
  • LNG RV is a LNG regasification facility installed on a liquefied gas carrier that can be self-driving and floating.
  • LNG FSRU stores liquefied natural gas 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 offshore structure is a concept that includes not only vessels such as liquefied gas carriers and LNG RVs but also plants such as LNG FSRUs.
  • the present invention for solving these problems, by installing a low pressure pump for pressurizing LNG at a low pressure compared to the high pressure pump in the bypass pipe that can bypass the high pressure pump for pressurizing the LNG, the high pressure before operation of the high pressure pump
  • the purpose is to prevent the overload of the motor of the high pressure pump during the initial operation of the high pressure pump by pressurizing the downstream side of the pump.
  • the LNG supply line for supplying the LNG stored in the LNG storage tank to the demand destination;
  • a high pressure pump installed in the LNG supply line and pressurized to a pressure for supplying LNG to a demand destination;
  • a bypass pipe installed to bypass the high pressure pump;
  • a low pressure pump installed in the bypass pipe to pressurize LNG;
  • the low pressure pump may be provided with an LNG regasification system, for pressurizing the LNG to a lower pressure than the high pressure pump.
  • the low pressure pump may be configured to enable the speed control of the driving unit.
  • the driving unit of the low pressure pump may include an inverter or a soft starter.
  • the LNG regasification system may include: a vaporizer installed in the LNG supply line and heating LNG pressurized by the high pressure pump; A first opening / closing valve installed between the high pressure pump and the vaporizer in the LNG supply line to control flow of the LNG pressurized by the high pressure pump to the vaporizer; It may further include.
  • the LNG regasification system may include a second on / off valve installed at a downstream side of the low pressure pump in the bypass pipe to control flow of the LNG pressurized by the low pressure pump to the vaporizer; It may further include.
  • the bypass pipe may be configured to branch from the LNG supply line on an upstream side of the high pressure pump and to join the LNG supply line again on a downstream side of the high pressure pump.
  • the LNG regasification system includes a plurality of the high pressure pumps; A plurality of vaporizers respectively connected to the plurality of high pressure pumps by a high flow rate discharge pipe so as to correspond one to one with the plurality of high pressure pumps; A discharge manifold configured to connect a plurality of pipes; A connecting pipe having one end connected to the high flow rate discharge pipe and the other end connected to the discharge manifold; It may further include.
  • the LNG regasification system when one of the plurality of high-pressure pump is emergency stop, one of the plurality of the vaporizer is emergency stop, LNG discharged from the high-pressure pump connected in one-to-one correspondence with the emergency stop carburetor, A valve installed in the high flow rate discharge pipe and the connection pipe to form a flow path through which the discharge manifold and the connection pipe can be supplied to the vaporizer connected to the emergency stop high pressure pump in a one-to-one correspondence; It may further include.
  • the LNG regasification system includes a backup high pressure pump; One backup vaporizer connected to the one backup high pressure pump by a backup high flow rate discharge pipe in a one-to-one correspondence; Further, wherein the backup high flow rate discharge pipe may be connected to the discharge manifold by a backup connection pipe.
  • the LNG regasification system when one of the plurality of high pressure pump is emergency stop, operating the backup high pressure pump, the LNG discharged from the backup high pressure pump, through the discharge manifold and the backup connection pipe, A valve installed in the high flow rate discharge pipe and the backup connection pipe to form a flow path for supplying the vaporizer connected to the emergency stop high pressure pump in a one-to-one correspondence; It may further include.
  • the LNG regasification system includes a plurality of the low pressure pumps; A low flow rate discharge pipe connected to a plurality of the low pressure pumps; It further comprises, wherein the low flow rate discharge pipe may be connected to the discharge manifold.
  • the LNG regasification system when one of the plurality of high pressure pump is emergency stop, the LNG discharged from the plurality of low pressure pump, the high pressure pump emergency stop through the low flow rate discharge pipe and the discharge manifold A valve installed in the high flow rate discharge pipe, the low flow rate discharge pipe, and the connection pipe to form a flow path for supplying the vaporizer connected to the vaporizer in a one-to-one correspondence; It may further include.
  • the LNG regasification system may include: a suction inlet manifold through which a plurality of suction pipes are connected to supply LNG to the plurality of high pressure pumps and the plurality of low pressure pumps through a plurality of suction pipes; It may further include.
  • the LNG regasification system may include: an NG exhaust manifold to which a plurality of NG exhaust pipes are connected to supply natural gas discharged from the plurality of vaporizers to a demand destination through a single pipe through a plurality of NG discharge pipes; It may further include.
  • the LNG regasification system as a method for starting the LNG regasification system, the LNG regasification system, the LNG supply line for supplying the LNG stored in the LNG storage tank to the demand destination, and installed in the LNG supply line And a high pressure pump pressurizing the LNG to a pressure for supplying the customer to the demand, a vaporizer installed in the LNG supply line to heat the LNG pressurized by the high pressure pump, and a bypass pipe installed to bypass the high pressure pump; And a low pressure pump installed in the bypass pipe to pressurize LNG at a pressure lower than the high pressure pump, the method comprising: driving the low pressure pump installed in the bypass pipe; Opening a valve installed downstream of the low pressure pump to supply LNG pressurized by the low pressure pump to the vaporizer; Driving the high pressure pump when the internal pressure of the vaporizer reaches a preset value; Stopping the low pressure pump when the high pressure pump is driven and closing the valve installed on the downstream side of the low pressure pump; Including a, a method for starting the LNG regasification
  • the present invention by installing a low pressure pump for pressurizing LNG at a lower pressure than the high pressure pump in a bypass pipe capable of bypassing the high pressure pump for pressurizing the LNG, the downstream side of the high pressure pump is operated before the high pressure pump is operated. By pressurizing, it is possible to prevent the motor of the high pressure pump from being overloaded when the high pressure pump is initially operated.
  • an inverter or a soft starter that adjusts the motor speed of the pump can be applied only to the low pressure pump instead of all the high pressure pumps, thereby reducing costs and improving economic efficiency.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an LNG regasification system according to a first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating an LNG regasification system according to a second embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a view illustrating an LNG supply flow at the LNG pump emergency stop in the LNG regasification system according to the second embodiment of the present invention.
  • FIG 3 is another diagram illustrating the LNG supply flow at the LNG pump emergency stop in the LNG regasification system according to the second embodiment of the present invention.
  • FIG 4 is another diagram illustrating the LNG supply flow at the LNG pump emergency stop in the LNG regasification system according to the second embodiment of the present invention.
  • the LNG regasification system according to the present invention described below can be applied not only to LNG carriers, but also to offshore structures such as plants and ships used to vaporize or pressurize liquid cargo to be provided to demand.
  • the LNG regasification system 100 includes an LNG supply line 115 for supplying LNG stored in the LNG storage tank 10 to a demand destination.
  • a high pressure pump 110 installed at the LNG supply line 115 to pressurize the LNG to a pressure for supplying the LNG to the demand destination, and a bypass pipe 125 installed to bypass the high pressure pump 110; It is installed in the bypass pipe 125 includes a low pressure pump 120 for pressurizing the LNG at a lower pressure than the high pressure pump.
  • the bypass pipe 125 is branched from the LNG supply line 115 on the upstream side of the high pressure pump 110 for pressurizing the LNG, and is joined back to the LNG supply line 115 on the downstream side of the high pressure pump 110. Can be configured.
  • the high pressure pump 110 may be configured as a pump having a larger capacity than the low pressure pump 120.
  • the low pressure pump 120 may be a control pump configured to control the speed of the driving unit (ie, the motor).
  • the high pressure pump 110 may be adopted that the operating pressure of 100 bar or more, the LNG supply line 115 is preferably using a material that can withstand high pressure of 100 bar or more.
  • the LNG regasification system includes an LNG storage tank for storing LNG, an LNG supply line serving as an LNG supply path from the LNG storage tank to a demand destination, a high pressure pump and a vaporizer installed on the LNG supply line, and an LNG supply line. It may include a recondenser (not shown) for receiving LNG and recondensing boil-off gas (BOG) of the LNG storage tank.
  • LNG discharged from the LNG storage tank 10 or re-condensed LNG may be supplied to the high pressure pump 110 and pressurized, and the LNG pressurized by the high pressure pump 110 is continuously supplied to the vaporizer 130.
  • the LNG heated in the vaporizer 130 may be vaporized and then supplied to the customer through the LNG supply line 115.
  • the natural gas transferred from the downstream side of the vaporizer 130 to the demand destination through the LNG supply line 115 may not be referred to as a liquefied state anymore, but for convenience of description, the LNG storage tank 10 is connected to the demand destination. This line will be called the 'LNG' supply line.
  • the first on / off valve 111 downstream of the high pressure pump 110 is opened.
  • the rear end of the high pressure pump that is, between the high pressure pump 110 and the first open / close valve 111 maintains a predetermined pressure value, for example, a pressure of 100 bar.
  • the rear end of the first on-off valve 111 starts to operate at 0 bar.
  • a situation in which a flow rate greater than the designed flow rate of the high pressure pump 110 passes through the high pressure pump 110 may occur due to a pressure difference of 100 bar generated between the upstream side and the downstream side of the first on-off valve 111.
  • the motor of the high pressure pump is overloaded.
  • the bypass pipe 125 branched from the upstream side of the high pressure pump 110 and joined from the downstream side of the low pressure pump 120 that is relatively smaller than the high pressure pump 110 is controlled.
  • a pump hereinafter, referred to as a low pressure pump is also referred to as a control pump
  • an inverter or a soft starter capable of adjusting the speed of the motor is applied to the drive unit of the control pump 120 to provide the downstream pipe of the first on-off valve 111.
  • the vaporizer 130 may be gradually pressurized.
  • the inverter may be installed in the driving unit of the control pump 120, and the flow rate of the LNG discharged from the control pump 120 may be adjusted by adjusting the RPM of the driving unit, that is, the motor.
  • carburetor 130 downstream of the high pressure pump 120 can be pressurized gradually.
  • the LNG supplied from the LNG tank 10 is supplied to the customer after being pressurized by the high pressure pump 110 and heated in the vaporizer 130, in order to increase the supply of natural gas to be supplied to the customer, as shown in FIG. 1.
  • the plurality of high pressure pumps 110 and the plurality of vaporizers 130 may be arranged in parallel.
  • the high pressure pump 110 and the vaporizer 130 may have a multi-train type, that is, a plurality of high pressure pumps 110 in a one-to-one correspondence, depending on the capacity and convenience of the high pressure pump 110 and the vaporizer 130. It may be configured in parallel to have a plurality of vaporizers 130 to be connected.
  • the low pressure pump that is, the control pump 120 is branched from the LNG supply line 115 connected to the LNG storage tank 10, branched from the upstream side of the plurality of high pressure pump 110 to join the plurality of high pressure pump 110 downstream. Can be configured.
  • LNG supplied from the LNG storage tank 10 is connected to the high pressure pump 110 through the LNG supply line 115 connected in parallel by the first manifold 114. It may be supplied to the vaporizer 130. Since the inverter and the soft starter are not applied to all the high pressure pumps 110, but only to the control pump 120, it is possible to reduce costs and improve economics.
  • the high pressure pump 110 is increased to a predetermined pressure
  • LNG is supplied from the LNG storage tank 10 to the high pressure pump 110, and since the first opening / closing valve 111 is closed, the LNG supplied is
  • the high pressure pump 110 is recovered through a recovery line 116 branched downstream from the high pressure pump 110 and recovered to the LNG storage tank 10.
  • the high pressure pump 110 undergoes a recirculation process in which the LNG is supplied and recovered. ) Will increase to the preset pressure.
  • the recovery line 116 of each of the high pressure pumps 110 may be connected to the second manifold 117 to discharge LNG to the LNG storage tank 10.
  • 116 may be provided with a recovery flow rate control valve 118 to adjust the flow rate of the recovered LNG.
  • the first on-off valve 111 installed downstream of the high pressure pump 110 is closed, After closing the second on-off valve 121 installed downstream of the control pump 120, the control pump 120 is operated slowly.
  • the second on-off valve 121 installed downstream of the control pump 120 is opened to supply LNG to the vaporizer 130, at which time the pressure of the vaporizer 130 is up to the preset value.
  • the drive of the control pump 120 increases the speed of the motor until it reaches.
  • the high pressure pump 110 is driven, and the driving of the control pump 120 is stopped and the second open / close valve 121 is also closed.
  • the carburetor 130 Since the internal pressure reaches the preset value through the control pump 120 capable of adjusting the speed of the motor, the carburetor 130 has a differential pressure greater than the designed differential pressure of the high pressure pump 110 even when the high pressure pump 110 is driven. It does not occur. Accordingly, overloading of the motor of the high pressure pump 110 can be prevented.
  • the first opening / closing valve 111 or the second opening / closing valve 121 may be manual, or an automatic valve remotely controlled by a controller may be employed. In addition, the present invention is not limited thereto.
  • a flow control valve for adjusting the flow rate of LNG may be installed on the downstream side of the first opening / closing valve 111 and a shutoff valve (not shown) for blocking the regasification system on the downstream side of the vaporizer 130.
  • a check valve (not shown) may be included to prevent the reverse flow of NG on the downstream side of the vaporizer 130.
  • the LNG regasification system is configured to include a control pump capable of speed control in the bypass pipe branched from the upstream side of the high pressure pump and joined from the downstream side of the high pressure pump. It can prevent the motor of the high pressure pump from being overloaded.
  • the inverter or soft starter for adjusting the motor speed of the pump is applied only to the control pump, not to all the high-pressure pumps, thereby reducing costs and improving economics.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating an LNG regasification system according to a second embodiment of the present invention.
  • the LNG regasification system 200 is similar to the LNG regasification system 100 according to the first embodiment described above.
  • LNG supply line for supplying the LNG stored in the supply to the demand destination
  • high pressure pumps 210, 211, 212 installed in the LNG supply line to pressurize the pressure to supply the demand to the demand destination
  • the high pressure pump And bypass pipes installed to bypass 210, 211 and 212, and low pressure pumps 213 and 214 installed in the bypass pipe to pressurize LNG at a lower pressure than the high pressure pump.
  • the high pressure pump is also referred to as a 'high flow pump'
  • the low pressure pump is also referred to as a 'low flow pump'.
  • the LNG supply line in the second embodiment includes the suction pipes 241, 242 and 245, the high flow rate discharge pipes 220, 221 and 222, and the NG discharge pipes 235, 236 and 237. ) May be included.
  • the LNG supply line may be configured such that a plurality are arranged in parallel.
  • the bypass pipe according to the second embodiment may include suction pipes 243 and 244, low flow rate discharge pipes 223 and 224, and connection pipes 251, 252 and 253.
  • Bypass piping is installed in each of the plurality of LNG supply lines to bypass each high pressure pump (ie high flow pump).
  • the LNG regasification system 200 includes a plurality of high flow rate pumps 210, 211, and 212, and a plurality of the high flow rate pumps 210, 211, and 212. ) And a plurality of vaporizers 230, 231, 232 connected by the high flow rate discharge pipes 220, 221, and 222 so as to correspond to the one-to-one, and a connection pipe 251 to the high flow rate discharge pipes 220, 221, and 222. It may include a discharge manifold 250 connected through the 252, 253.
  • any high flow pumps 210, 211, 212 or any vaporizers 230, 231, 232 can be connected to other equipment in normal operation even if an emergency stop occurs. Operation of the regasification system can continue.
  • both the first train to which the first high flow rate pump 210 belongs and the second train to which the second vaporizer 231 belongs must be stopped, but according to the LNG regasification system of the second embodiment, LNG discharged from the second high flow pump 211 connected in a one-to-one correspondence with the stopped second carburetor 231 is connected in a one-to-one correspondence with the first high flow pump 210 emergency-stopped through the discharge manifold 250.
  • Supply to the first carburetor 230 can be operated so that the normal operating equipment.
  • the LNG discharged from the second high flow pump 211 may include a second high flow discharge pipe 221, a second connection pipe 252, a discharge manifold 250, a first connection pipe 251, and a first connection. It may be supplied to the first vaporizer 230 through the high flow rate discharge pipe 220.
  • the LNG regasification system 200 has one backup high flow pump 310 and a backup high flow discharge pipe 315 in one-to-one correspondence with the backup high flow pump 310. It may include a backup train including a backup vaporizer 330 connected by a), the backup high flow rate discharge pipe 315 may be connected to the discharge manifold 250 by the backup connection pipe 350. .
  • the backup high flow pump 310 When one of the plurality of high flow pumps 210, 211, and 212 is emergency stopped by the backup train as described above, the backup high flow pump 310 is operated to recover LNG discharged from the backup high flow pump 310.
  • the discharge manifold 250 may be supplied to the vaporizer connected to the emergency stop high flow pump in a one-to-one correspondence.
  • the backup high flow rate pump 310 is operated so that the LNG discharged through the backup high flow rate pump 310 returns to the backup high flow rate.
  • the backup connection pipe 350, the discharge manifold 250, the second connection pipe 252, and the second high flow rate discharge pipe 221. Can be.
  • the LNG regasification system 200 of the present invention may include a low pressure pump, that is, a low flow rate pump having a smaller discharge flow rate than the high flow rate pump.
  • the low flow pump as described above in the first embodiment, can be used to raise the pressure in the pipe to the operating pressure at the initial start-up of the regasification system.
  • the low flow rate pump can be used when less discharge flow rate is required than the high flow rate pump.
  • a low flow pump can be used to feed the carburetor connected in a one-to-one correspondence.
  • LNG discharged from the first to second low flow rate pumps 213 and 214 may be the first to second low flow rate.
  • the discharge pipes 223 and 224, the discharge manifold 250, the third connection pipe 253, and the third high flow rate discharge pipe 222 may be supplied to the third vaporizer 232.
  • LNG discharged from LNG storage tanks (not shown) installed on the hull of a vessel is supplied to a high flow pump, which is subjected to a recondenser (not shown) which recondenses BOG generated in the LNG storage tank before being supplied.
  • a recondenser (not shown) which recondenses BOG generated in the LNG storage tank before being supplied.
  • the LNG passing through the recondenser may be supplied to the high flow pump.
  • the inlet manifold 270 receiving LNG from an LNG storage tank or a recondenser may include a first supplying LNG to the first and second high flow pumps 210 and 211 and the first low flow pump 220.
  • the first inlet manifold 240 may be connected to the first and second high flow pumps 210 and 211 through the first and second suction pipes 241 and 242, and may be connected to the first suction port manifold 240 through the third suction pipe 243. 1 may be connected to the low flow pump 213.
  • the second inlet manifold 340 may be connected to the second low flow pump 214 via the fourth suction pipe 244, and may be connected to the third high flow pump 212 via the fifth suction pipe 245. It may be connected, and may be connected to the backup high flow pump 310 via the sixth suction pipe 246.
  • the first and second high flow rate pumps 210 and 211 may be connected to the first and second vaporizers 230 and 231 through the first and second high flow rate discharge pipes 220 and 221.
  • the second vaporizers 230 and 231 may be connected to the NG discharge manifold 260 via the first and second NG discharge pipes 235 and 236.
  • the third high flow rate pump 212 may be connected to the third vaporizer 232 via the third high flow rate discharge pipe 222, and the third vaporizer 232 may include a third NG discharge line 237. It may be connected to the NG discharge manifold 260 via.
  • the first and second low flow rate pumps 213 and 214 may be connected to the discharge manifold 250 via the first and second low flow rate discharge pipes 223 and 224.
  • Discharge manifold 250, the first to third connecting pipes 251, 252, 253 and the backup connection pipe 350 is connected to the downstream side, the first to third high flow rate discharge pipe (220, 221, 222 or the LNG may be supplied to the first to third vaporizers 230, 231, and 232 or the backup vaporizer 330 through the backup high flow rate discharge pipe 315.
  • the LNG when the equipment is operating normally, the LNG is inlet manifold 270, the first inlet manifold 240, the first inlet pipe 241, the first high flow pump 210, the first high While passing through the flow rate discharge pipe 220, the first vaporizer 230, the first NG discharge pipe 235, and the NG discharge manifold 260, the gas may be vaporized into NG and supplied to the customer.
  • the LNG supplied to the inlet manifold 270 includes the first inlet manifold 240, the second inlet pipe 242, the second high flow pump 211, the second high flow discharge pipe 221, While passing through the second vaporizer 231, the second NG discharge pipe 235, and the NG discharge manifold 260, the vaporizer may be vaporized into NG and supplied to the customer.
  • the LNG is the inlet manifold 270, the second inlet manifold 340, the fifth suction pipe 246, the third high flow pump 212, the third high flow discharge pipe 222, the third The carburetor 232, the third NG discharge pipe 237, and the NG discharge manifold 260 may be sequentially vaporized and supplied to the demand destination.
  • a backup high flow pump or a low flow pump is used to perform the emergency stop high flow pump. Can be.
  • low flow pumps have a differential pressure that is greater than the design differential pressure when the high flow pump is initially operated and opens the flow control valve of the connecting pipe to the vaporizer without the high flow pump downstream being pressurized. This occurs and flows in a very large flow rate instantaneously, which can be installed to solve the problem of overloading the motor of the high flow pump.
  • the first to the third If some of the high flow pumps 210, 211, 212 are emergency stopped, it may be configured to provide LNG to the vaporizer connected to the stopped high flow pump in place of the stopped high flow pump.
  • first to sixth suction pipes 241, 242, 243, 244, 245 and 246 of the LNG regasification system 200 may be provided with a valve (for example, a control valve) for adjusting a flow rate of LNG or NG.
  • a valve for example, a control valve
  • the valves installed in the first suction line 241 are closed, and then the control valves of the backup high flow rate discharge line 315 and the backup connection line 350 are opened.
  • the valve installed at the rear end of the first connection pipe 251 and the first high flow rate discharge pipe 220 is opened, and the LNG discharged from the backup high flow rate pump 310 is discharged through the discharge manifold 250. To be supplied to the vaporizer 230.
  • the LNG regasification system and the ship including the same according to the second embodiment of the present invention configured as described above have a plurality of LNG pumps even if an emergency stop occurs in some of the plurality of LNG pumps and vaporizers used for LNG regasification.
  • the LNG discharged from the normally operating LNG pump may be configured to be supplied through the manifold to the normal carburetor.
  • the carburetor can be operated normally to maintain a constant send-out capacity of the regasification system, thereby increasing the availability of the regasification system.

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Abstract

LNG 재기화 시스템이 개시된다. 상기 LNG 재기화 시스템은, LNG 저장탱크에 저장되어 있는 LNG를 수요처로 공급하기 위한 LNG 공급라인과; 상기 LNG 공급라인에 설치되어 LNG를 수요처에 공급하기 위한 압력으로 가압하는 고압펌프와; 상기 고압펌프를 우회할 수 있도록 설치되는 바이패스 배관과; 상기 바이패스 배관에 설치되어 LNG를 가압하는 저압펌프; 를 포함할 수 있다. 상기 저압펌프는 상기 고압펌프보다 낮은 압력으로 LNG를 가압할 수 있다.

Description

LNG 재기화 시스템
본 발명은 LNG 재기화 시스템에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 LNG를 가압하는 고압펌프를 우회할 수 있는 바이패스 배관에, 상기 고압펌프에 비해 저압으로 LNG를 가압하는 저압펌프를 설치하여, 고압펌프의 가동 이전에 고압펌프의 하류측을 가압함으로써, 고압펌프의 초기 가동시 고압펌프의 모터에 과부하가 걸리는 것을 방지할 수 있는 LNG 재기화 시스템에 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 액화천연가스를 저장할 수 있는 저장탱크와, 액화천연가스를 재기화하기 위한 재기화 설비가 설치된 해상 구조물의 예로서는, LNG RV (Regasification Vessel)와 같은 선박이나 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 액화천연가스를 저장탱크에 저장한 후 필요에 따라 액화천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 해상 구조물이다. 본 명세서에서 해상 구조물이란, 액화가스 운반선, LNG RV 등의 선박을 비롯하여, LNG FSRU 등의 플랜트까지도 모두 포함하는 개념이다.
FSRU의 액화천연가스 재기화 시스템의 고압펌프 기동 시, 사전에 재기화 시스템의 내부, 특히 고압펌프 하류측의 배관 내부를 가압하여 내부압력을 상승시켜 둘 필요가 있다. 고압펌프 기동 시 펌프 하류측이 가압되어 있지 않은 상태에서 밸브를 열어 액화천연가스를 유동시킬 경우, 고압펌프의 설계 차압보다 큰 차압이 발생하여 순간적으로 매우 큰 유량이 흐를 수 있다. 이로 인해 고압펌프의 모터에 과부하가 걸리는 문제가 발생할 수 있다.
이러한 문제점들을 해결하기 위한 본 발명은, LNG를 가압하는 고압펌프를 우회할 수 있는 바이패스 배관에, 상기 고압펌프에 비해 저압으로 LNG를 가압하는 저압펌프를 설치하여, 고압펌프의 가동 이전에 고압펌프의 하류측을 가압함으로써, 고압펌프의 초기 가동시 고압펌프의 모터에 과부하가 걸리는 것을 방지할 수 있도록 하는데 그 목적이 있다.
상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, LNG 저장탱크에 저장되어 있는 LNG를 수요처로 공급하기 위한 LNG 공급라인과; 상기 LNG 공급라인에 설치되어 LNG를 수요처에 공급하기 위한 압력으로 가압하는 고압펌프와; 상기 고압펌프를 우회할 수 있도록 설치되는 바이패스 배관과; 상기 바이패스 배관에 설치되어 LNG를 가압하는 저압펌프; 를 포함하며, 상기 저압펌프는 상기 고압펌프보다 낮은 압력으로 LNG를 가압하는, LNG 재기화 시스템이 제공될 수 있다.
상기 저압펌프는 구동부의 속도 조절이 가능하도록 구성될 수 있다.
상기 저압펌프의 상기 구동부는 인버터 또는 소프트 스타터를 포함할 수 있다.
상기 LNG 재기화 시스템은, 상기 LNG 공급라인에 설치되어, 상기 고압펌프에서 가압된 LNG를 가열하는 기화기와; 상기 LNG 공급라인에서 상기 고압펌프와 상기 기화기 사이에 설치되어, 상기 고압펌프에서 가압된 LNG의 상기 기화기로의 유동을 제어하는 제1 개폐밸브; 를 더 포함할 수 있다.
상기 LNG 재기화 시스템은, 상기 바이패스 배관에서 상기 저압펌프의 하류측에 설치되어, 상기 저압펌프에서 가압된 LNG의 상기 기화기로의 유동을 제어하는 제2 개폐밸브; 를 더 포함할 수 있다.
상기 바이패스 배관은, 상기 고압펌프의 상류측에서 상기 LNG 공급라인으로부터 분기되고, 상기 고압펌프의 하류측에서 상기 LNG 공급라인에 다시 합류되도록 구성될 수 있다.
상기 LNG 재기화 시스템은, 복수개의 상기 고압펌프와; 복수개의 상기 고압펌프와 일대일 대응되도록 고유량 토출배관에 의해 복수개의 상기 고압펌프와 각각 연결되는 복수개의 기화기와; 복수개의 배관들이 연결될 수 있도록 구성되는 토출 매니폴드와; 일단이 상기 고유량 토출배관에 연결되고, 타단이 상기 토출 매니폴드에 연결되는 연결배관; 을 더 포함할 수 있다.
상기 LNG 재기화 시스템은, 복수개의 상기 고압펌프 중 하나가 비상정지되고, 복수개의 상기 기화기 중 하나가 비상정지된 경우, 비상정지된 상기 기화기와 일대일 대응으로 연결된 상기 고압펌프에서 배출되는 LNG를, 상기 토출 매니폴드 및 상기 연결배관을 통해, 비상정지된 상기 고압펌프와 일대일 대응으로 연결된 상기 기화기에 공급할 수 있는 유로를 형성할 수 있도록, 상기 고유량 토출배관 및 상기 연결배관에 설치되는 밸브; 를 더 포함할 수 있다.
상기 LNG 재기화 시스템은, 하나의 백업 고압펌프와; 상기 하나의 백업 고압펌프와 일대일 대응으로 백업 고유량 토출배관에 의해 연결되는 하나의 백업 기화기; 를 더 포함하며, 상기 백업 고유량 토출배관은 백업 연결배관에 의해 상기 토출 매니폴드와 연결될 수 있다.
상기 LNG 재기화 시스템은, 복수개의 상기 고압펌프 중 하나가 비상정지된 경우, 상기 백업 고압펌프를 가동하고, 상기 백업 고압펌프에서 배출되는 LNG를, 상기 토출 매니폴드 및 상기 백업 연결배관을 통해, 비상정지된 상기 고압펌프와 일대일 대응으로 연결된 상기 기화기에 공급할 수 있는 유로를 형성할 수 있도록, 상기 고유량 토출배관 및 상기 백업 연결배관에 설치되는 밸브; 를 더 포함할 수 있다.
상기 LNG 재기화 시스템은, 복수개의 상기 저압펌프와; 복수개의 상기 저압펌프와 연결된 저유량 토출배관; 을 더 포함하며, 상기 저유량 토출배관은 상기 토출 매니폴드와 연결될 수 있다.
상기 LNG 재기화 시스템은, 복수개의 상기 고압펌프 중 하나가 비상정지된 경우, 복수개의 상기 저압펌프에서 배출되는 LNG를, 상기 저유량 토출배관 및 상기 토출 매니폴드를 통해, 비상정지된 상기 고압펌프와 일대일 대응으로 연결된 상기 기화기에 공급할 수 있는 유로를 형성할 수 있도록, 상기 고유량 토출배관, 상기 저유량 토출배관 및 상기 연결배관에 설치되는 밸브; 를 더 포함할 수 있다.
상기 LNG 재기화 시스템은, 복수개의 흡입배관을 통하여, 복수개의 상기 고압펌프와 복수개의 상기 저압펌프에 LNG를 공급할 수 있도록, 복수개의 상기 흡입배관이 연결되는 흡입구 매니폴드; 를 더 포함할 수 있다.
상기 LNG 재기화 시스템은, 복수개의 NG 배출배관을 통하여 복수개의 상기 기화기로부터 배출되는 천연가스를 하나의 배관을 통해 수요처에 공급할 수 있도록, 복수개의 상기 NG 배출배관이 연결되는 NG 배출 매니폴드; 를 더 포함할 수 있다.
본 발명의 다른 측면에 따르면, LNG 재기화 시스템을 시동시키는 방법으로서, 상기 LNG 재기화 시스템은, LNG 저장탱크에 저장되어 있는 LNG를 수요처로 공급하기 위한 LNG 공급라인과, 상기 LNG 공급라인에 설치되어 LNG를 수요처에 공급하기 위한 압력으로 가압하는 고압펌프와, 상기 LNG 공급라인에 설치되어 상기 고압펌프에서 가압된 LNG를 가열하는 기화기와, 상기 고압펌프를 우회할 수 있도록 설치되는 바이패스 배관과, 상기 바이패스 배관에 설치되어 상기 고압펌프보다 낮은 압력으로 LNG를 가압하는 저압펌프를 포함하며, 상기 방법은, 상기 바이패스 배관에 설치된 상기 저압펌프를 구동하는 단계와; 상기 저압펌프 하류측에 설치된 밸브를 개방하여 상기 저압펌프에 의해 가압된 LNG를 상기 기화기로 공급하는 단계와; 상기 기화기의 내부압력이 기설정 값에 도달하면 상기 고압펌프를 구동하는 단계와; 상기 고압펌프가 구동되면 상기 저압펌프의 구동을 정지하고 상기 저압펌프 하류측에 설치된 상기 밸브를 폐쇄하는 단계; 를 포함하는, LNG 재기화 시스템의 시동 방법이 제공될 수 있다.
본 발명에 따르면, LNG를 가압하는 고압펌프를 우회할 수 있는 바이패스 배관에, 상기 고압펌프에 비해 저압으로 LNG를 가압하는 저압펌프를 설치하여, 고압펌프의 가동 이전에 고압펌프의 하류측을 가압함으로써, 고압펌프의 초기 가동시 고압펌프의 모터에 과부하가 걸리는 것을 방지할 수 있다.
속도 조절이 가능한 제어펌프를 저압펌프로서 사용할 경우, 펌프의 모터 속도를 조절하는 인버터나 소프트 스타터를 모든 고압펌프에 적용하지 않고 저압펌프에만 적용할 수 있으므로, 비용을 절감하여 경제성을 향상시킬 수 있다.
도 1은 본 발명의 제1 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템을 도시한 도면이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템을 도시한 도면이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템에서 LNG 펌프 비상정지 시에 LNG 공급 흐름을 예시한 도면이다.
도 3은 본 발명의 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템에서 LNG 펌프 비상정지 시에 LNG 공급 흐름을 예시한 다른 도면이다.
도 4는 본 발명의 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템에서 LNG 펌프 비상정지 시에 LNG 공급 흐름을 예시한 또 다른 도면이다.
이하에서 설명되는 본 발명에 따른 LNG 재기화 시스템은, LNG 운반선뿐만 아니라, 액상의 화물을 기화하거나 가압하여 수요처에 제공하기 위해 사용되는 플랜트, 선박 등의 해양구조물에 모두 적용될 수 있다.
이하, 본 발명의 바람직한 실시예를 첨부된 도면을 참조하여 상세히 설명하기로 한다.
(제1 실시형태)
도 1에 도시된 바와 같이, 본 발명의 제1 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템(100)은, LNG 저장탱크(10)에 저장되어 있는 LNG를 수요처로 공급하기 위한 LNG 공급라인(115)과, 상기 LNG 공급라인(115)에 설치되어 LNG를 수요처에 공급하기 위한 압력으로 가압하는 고압펌프(110)와, 상기 고압펌프(110)를 우회할 수 있도록 설치되는 바이패스 배관(125)과, 상기 바이패스 배관(125)에 설치되어 상기 고압펌프보다 낮은 압력으로 LNG를 가압하는 저압펌프(120)를 포함한다.
바이패스 배관(125)은, LNG를 가압하는 고압펌프(110)의 상류측에서 LNG 공급라인(115)으로부터 분기되고, 고압펌프(110)의 하류측에서 LNG 공급라인(115)에 다시 합류되도록 구성될 수 있다.
고압펌프(110)는 저압펌프(120)보다 상대적으로 용량이 큰 펌프로 구성될 수 있다. 또한 저압펌프(120)는, 구동부(즉, 모터)의 속도 조절이 가능하도록 구성된 제어펌프일 수 있다.
예를 들어, 고압펌프(110)는 운전압력이 100 bar 이상의 것이 채용될 수 있으며, LNG 공급라인(115)은 100 bar 이상의 고압을 견딜 수 있는 재질의 것을 이용하는 바람직하다.
일반적으로 LNG 재기화 시스템은, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크와, LNG 저장탱크로부터 수요처까지 LNG의 공급경로가 되는 LNG 공급라인과, LNG 공급라인 상에 설치된 고압펌프 및 기화기와, LNG 공급라인에서 LNG를 공급받아 LNG 저장탱크의 증발가스(BOG)를 재응축하는 재응축기(도시생략)를 포함할 수 있다.
이와 같이, LNG 저장탱크(10)에서 배출되는 LNG나 재응축된 LNG는 고압펌프(110)에 공급되어 가압될 수 있으며, 고압펌프(110)에서 가압된 LNG는 계속해서 기화기(130)에 공급되어 가열될 수 있다. 기화기(130)에서 가열된 LNG는 기화된 후 LNG 공급라인(115)을 통하여 수요처에 공급될 수 있다. 여기서, 기화기(130)의 하류측에서 LNG 공급라인(115)을 통하여 수요처까지 이송되는 천연가스는 더 이상 액화된 상태라고 할 수는 없지만, 설명의 편의상, LNG 저장탱크(10)로부터 수요처까지 연결되는 라인을 'LNG' 공급라인이라고 부르기로 한다.
그런데, 고압펌프(110)의 최초 가동시, LNG 공급라인(115)의 고압펌프(110) 하류측에 설치된 제1 개폐밸브(111)를 개방시킬 경우, 고압펌프의 설계 차압보다 큰 차압이 발생하여 순간적으로 매우 큰 유량이 흐르게 될 수 있다. 이로 인해, 고압펌프의 모터에 과부하가 걸리는 현상이 발생할 수 있다.
즉, 100 bar 이상으로 운전되는 고압펌프(110)의 초기 기동시, 고압펌프(110)가 기설정된 압력에 도달하면 고압펌프(110) 하류측의 제1 개폐밸브(111)를 개방하게 되는데, 제1 개폐밸브(111)를 개방하는 순간, 고압펌프 후단(즉, 고압펌프(110)와 제1 개폐밸브(111)와의 사이)은 기설정된 압력값, 예컨대, 100 bar의 압력을 유지하나, 제1 개폐밸브(111)의 후단은 0 bar에서 운전을 시작하게 된다.
따라서, 제1 개폐밸브(111)의 상류측과 하류측 사이에서 발생하는 100 bar의 압력차이에 의해 고압펌프(110)의 설계 유량보다 많은 유량이 고압펌프(110)를 통과하는 상황이 발생할 수 있어, 고압펌프의 모터에 과부하가 걸리는 것이다.
이러한 문제를 해결하기 위해서, 본 발명에서는 고압펌프(110)의 상류측에서 분기되고 하류측에서 합류되는 바이패스 배관(125)에 고압펌프(110)보다는 상대적으로 소형인 저압펌프(120) 즉 제어펌프(이하, 저압펌프를 제어펌프라고도 한다.)를 설치하며, 제어펌프(120)의 구동부에 모터의 속도조절이 가능한 인버터나 소프트 스타터를 적용하여 제1 개폐밸브(111)의 하류측 배관과 기화기(130)를 서서히 가압할 수 있다.
예컨대, 인버터는 제어펌프(120)의 구동부에 설치될 수 있으며, 구동부 즉 모터의 분당 회전수(RPM)를 조절하여 제어펌프(120)로부터 배출되는 LNG의 유량을 조절할 수 있다. 이와 같이 하여 고압펌프(120) 하류측의 배관 및 기화기(130)를 서서히 가압할 수 있다.
한편, LNG 탱크(10)로부터 공급되는 LNG는 고압펌프(110)에서 가압되고 기화기(130)에서 가열된 후 수요처에 공급되는데, 수요처에 공급될 천연가스의 공급량을 늘리기 위해, 도 1에 도시된 바와 같이, 복수개의 고압펌프(110)들과 복수개의 기화기(130)들을 병렬로 배열할 수 있다. 고압펌프(110)와 기화기(130)의 용량이나 운용 편의성에 따라, 고압펌프(110)와 기화기(130)는 멀티 트레인(Multi Train) 형식, 즉, 복수개의 고압펌프(110)에 일대일 대응으로 연결되는 복수개의 기화기(130)를 가지도록 병렬로 구성될 수 있다.
저압펌프 즉 제어펌프(120)는 LNG 저장탱크(10)에 연결된 LNG 공급라인(115)에서 분기되되, 복수개의 고압펌프(110) 상류측에서 분기되어 복수개의 고압펌프(110) 하류측으로 합류되도록 구성될 수 있다.
LNG 재기화 시스템이 멀티 트레인 형식으로 구성될 경우, LNG 저장탱크(10)에서 공급되는 LNG는 제1 매니폴드(114)에 의해 병렬로 연결된 LNG 공급라인(115)을 통하여 고압펌프(110)와 기화기(130)로 공급될 수 있다. 인버터와 소프트 스타터는 모든 고압펌프(110)에 적용하지 않고 제어펌프(120)에만 적용되므로, 비용을 절감하여 경제성 향상을 도모할 수 있다.
한편, 고압펌프(110)가 기설정된 압력으로 증가하는 동안, LNG 저장탱크(10)에서 고압펌프(110)로 LNG가 공급되는데, 제1 개폐밸브(111)가 폐쇄되어 있으므로, 공급되는 LNG는 고압펌프(110) 하류측에서 분기되어 LNG 저장탱크(10)로 회수되는 회수 라인(116)을 통해 회수되며, 이와 같이 LNG가 공급되고 회수되는 과정을 반복하는 재순환 과정을 거치면서 고압펌프(110)가 기설정된 압력으로 증가하게 된다.
고압펌프(110)가 복수개 설치될 경우, 고압펌프(110) 각각의 회수 라인(116)은 제2 매니폴더(117)와 연결되어 LNG 저장탱크(10)로 LNG를 배출할 수 있으며, 회수 라인(116)에는 회수되는 LNG의 유량을 조절하는 회수유량 조절밸브(118)가 설치될 수 있다.
본 발명의 제1 실시예에 따른 LNG 재기화 시스템(100)에서 고압펌프(110)를 시동시키기 위해서는, 먼저, 고압펌프(110)의 하류측에 설치된 제1 개폐밸브(111)를 폐쇄하고, 제어펌프(120)의 하류측에 설치된 제2 개폐밸브(121)도 폐쇄한 후 제어펌프(120)를 천천히 가동한다.
제어펌프(120)를 가동하면서 제어펌프(120) 하류측에 설치된 제2 개폐밸브(121)를 개방하여 LNG를 기화기(130) 측으로 공급하게 되며, 이때 기화기(130)의 압력이 기설정 값까지 도달할 때까지 제어펌프(120)의 구동부는 모터의 회전수를 증가시킨다.
기화기(130)의 압력이 기설정 값에 도달하면 고압펌프(110)를 구동하며, 제어펌프(120)의 구동은 정지하고 제2 개폐밸브(121)도 폐쇄하게 된다.
기화기(130)는 모터의 속도 조절이 가능한 제어펌프(120)를 통해 내부의 압력이 기설정 값에 도달하게 되므로, 고압펌프(110)를 구동하더라도 고압펌프(110)의 설계 차압보다 큰 차압이 발생하지 않게 된다. 그에 따라, 고압펌프(110)의 모터에 과부하가 발생하는 것을 방지할 수 있다.
제1 개폐밸브(111) 또는 제2 개폐밸브(121)는 수동식일 수도 있고, 또는 제어부에 의해 원격으로 제어되는 자동식 밸브가 채용될 수 있다. 이 밖에 개폐 동작을 수행할 수 있는 것이라면 이에 한정되지 않는다.
한편, 제1 개폐밸브(111) 하류측에는 LNG의 유량을 조절하는 유량 조절 밸브(도시생략)가 설치될 수 있으며, 기화기(130) 하류측에서 재기화 시스템을 차단하기 위한 차단 밸브(도시생략)나 기화기(130) 하류측에서 NG의 역방향 흐름을 방지하기 위한 역지 밸브(도시생략)가 포함될 수 있다.
전술한 바와 같이, 본 발명에 따른 LNG 재기화 시스템은, 고압펌프 상류측에서 분기되고 고압펌프 하류측에서 합류되는 바이패스 배관에 속도 조절이 가능한 제어펌프를 포함하도록 구성되어, 고압펌프 초기 가동시 고압펌프의 모터에 과부하가 걸리는 것을 방지할 수 있다.
또한, 펌프의 모터 속도를 조절하는 인버터나 소프트 스타터는 모든 고압펌프에 적용하지 않고 제어펌프에만 적용되므로, 비용을 절감하여 경제성 향상을 도모할 수 있다.
(제2 실시형태)
도 2는 본 발명의 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템을 도시한 도면이다.
도 2에 도시된 바와 같이, 본 발명의 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템(200)은, 전술한 제1 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템(100)과 마찬가지로, LNG 저장탱크(도시생략)에 저장되어 있는 LNG를 수요처로 공급하기 위한 LNG 공급라인과, 상기 LNG 공급라인에 설치되어 LNG를 수요처에 공급하기 위한 압력으로 가압하는 고압펌프(210, 211, 212)와, 상기 고압펌프(210, 211, 212)를 우회할 수 있도록 설치되는 바이패스 배관과, 상기 바이패스 배관에 설치되어 상기 고압펌프보다 낮은 압력으로 LNG를 가압하는 저압펌프(213, 214)를 포함한다.
이어지는 제2 실시형태의 설명에서, 고압펌프는 '고유량 펌프'라고도 하고, 저압펌프는 '저유량 펌프'라고도 한다.
도 2를 참조하면, 제2 실시형태에 있어서의 LNG 공급라인은, 흡입배관(241, 242, 245), 고유량 토출배관(220, 221, 222), 및 NG 배출배관(235, 236, 237)을 포함할 수 있다. LNG 공급라인은 복수개가 병렬로 배열되도록 구성될 수 있다.
또, 제2 실시형태에 있어서의 바이패스 배관은, 흡입배관(243, 244), 저유량 토출배관(223, 224), 및 연결배관(251, 252, 253)을 포함할 수 있다. 바이패스 배관은 각각의 고압펌프(즉, 고유량 펌프)를 우회할 수 있도록, 복수개의 LNG 공급라인에 각각 설치된다.
도 2에 도시된 바와 같이 본 발명의 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템(200)은 복수개의 고유량 펌프(210, 211, 212)와, 복수개의 상기 고유량 펌프(210, 211, 212)와 일대일 대응되도록 고유량 토출배관(220, 221, 222)에 의해 연결되는 복수개의 기화기(230, 231, 232)와, 상기 고유량 토출배관(220, 221, 222)에 연결배관(251, 252, 253)을 통하여 연결되는 토출 매니폴드(250)를 포함할 수 있다.
종래에는 복수개의 고유량 펌프와 복수개의 기화기가 단지 일대일 대응되도록 연결되어, 임의의 고유량 펌프 또는 기화기가 비상정지될 경우 해당 장비와 동일 트레인(Train)에 속한 장비도 정지하여야만 했으나, 본 실시예에서는 복수개의 고유량 펌프(210, 211, 212)와 복수개의 기화기(230, 231, 232)를 일대일 대응하도록 연결하는 트레인 뿐만 아니라, 복수개의 고유량 펌프(210, 211, 212)와 복수개의 기화기 사이를 토출 매니폴드(250)에 의해 연결함으로써, 임의의 고유량 펌프(210, 211, 212) 또는 임의의 기화기(230, 231, 232)가 비상정지하더라도 정상 작동하는 다른 장비들과 연결되어 LNG 재기화 시스템의 운전을 계속할 수 있다.
이하, 복수개의 고유량 펌프(210, 211, 212) 중 하나에 비상정지가 발생하고 상기 복수개의 기화기(230, 231, 232) 중 하나에 비상정지가 발생한 경우, 예컨대 도 3에 도시된 바와 같이, 제1 고유량 펌프(210)가 비상정지되고 제2 기화기(231)가 비상정지된 경우에, 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템의 운전방법에 대해 설명한다.
위와 같은 경우, 종래에는 제1 고유량 펌프(210)가 속한 제1 트레인과 제2 기화기(231)가 속한 제2 트레인이 모두 정지되어야 하지만, 제2 실시형태의 LNG 재기화 시스템에 따르면, 비상정지된 제2 기화기(231)와 일대일 대응으로 연결된 제2 고유량 펌프(211)에서 배출되는 LNG를 토출 매니폴드(250)를 통해 비상정지된 제1 고유량 펌프(210)와 일대일 대응으로 연결된 제1 기화기(230)에 공급하여 정상 작동하는 장비는 그대로 운용될 수 있도록 할 수 있다.
즉, 제2 고유량 펌프(211)에서 배출되는 LNG는 제2 고유량 토출배관(221), 제2 연결배관(252), 토출 매니폴드(250), 제1 연결배관(251) 및 제1 고유량 토출배관(220)을 거쳐 제1 기화기(230)에 공급될 수 있다.
한편, 본 발명의 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템(200)은, 하나의 백업 고유량 펌프(310), 그리고 상기 백업 고유량 펌프(310)와 일대일 대응으로 백업 고유량 토출배관(315)에 의해 연결되는 하나의 백업 기화기(330)를 포함하는 백업 트레인을 포함할 수 있으며, 백업 고유량 토출배관(315)은 백업 연결배관(350)에 의해 토출 매니폴드(250)와 연결될 수 있다.
상기와 같은 백업 트레인에 의해, 복수개의 고유량 펌프(210, 211, 212) 중 하나가 비상정지된 경우, 백업 고유량 펌프(310)를 가동하여 백업 고유량 펌프(310)에서 배출되는 LNG를 토출 매니폴드(250)를 통해 비상정지된 고유량 펌프와 일대일 대응으로 연결된 기화기로 공급할 수 있다.
예컨대, 도 4에 도시된 바와 같이, 제2 고유량 펌프(211)가 비상정지한 경우, 백업 고유량 펌프(310)를 가동하여, 백업 고유량 펌프(310)를 통해 배출되는 LNG는 백업 고유량 토출배관(315), 백업 연결배관(350), 토출 매니폴드(250), 제2 연결배관(252), 및 제2 고유량 토출배관(221)을 거쳐 제2 기화기(231)에 공급될 수 있다.
한편, 본 발명의 LNG 재기화 시스템(200)은 고유량 펌프보다 토출 유량이 적은 저압펌프, 즉, 저유량 펌프를 포함할 수 있다. 저유량 펌프는, 제1 실시형태에서 전술한 바와 같이, 재기화 시스템의 초기 시동시 배관의 압력을 운전 압력까지 올리기 위해 사용될 수 있다. 또한, 저유량 펌프는, 고유량 펌프보다 적은 토출 유량이 필요한 경우 사용될 수 있다. 본 발명의 제2 실시형태에 따르면, 전술한 저유량 펌프의 기능에 추가하여, 고유량 펌프가 비상정지할 시에 저유량 펌프에서 배출되는 LNG를 토출 매니폴드를 통해 비상정지된 고유량 펌프와 일대일 대응으로 연결된 기화기에 공급하도록 저유량 펌프를 사용할 수 있다.
예컨대, 도 5에 도시된 바와 같이, 제3 고유량 펌프(212)가 비상정지한 경우, 제1 내지 제2 저유량 펌프(213, 214)에서 배출되는 LNG는, 제1 내지 제2 저유량 토출배관(223, 224), 토출 매니폴드(250), 제3 연결배관(253), 및 제3 고유량 토출배관(222)을 통해 제3 기화기(232)로 공급될 수 있다.
일반적으로, 선박의 선체에 설치되는 LNG 저장탱크(도시생략)에서 배출되는 LNG는 고유량 펌프에 공급되는데, 공급되기 전에 LNG 저장탱크에서 발생하는 BOG를 재응축하는 재응축기(도시생략)를 거칠 수도 있으며, 재응축기를 통과한 LNG가 고유량 펌프에 공급될 수 있다.
예컨대, LNG 저장탱크 혹은 재응축기로부터 LNG를 공급받는 흡입구 매니폴드(270)는, 제1 및 제2 고유량 펌프(210, 211)와 제1 저유량 펌프(220)에 LNG를 공급하는 제1 흡입구 매니폴드(240), 그리고 제3 고유량 펌프(212), 제2 저유량 펌프(214), 및 백업 고유량 펌프(310)에 LNG를 공급하는 제2 흡입구 매니폴드(340)를 포함할 수 있다.
제1 흡입구 매니폴드(240)는, 제1 및 제2 흡입배관(241,242)을 거쳐 제1 및 제2 고유량 펌프(210, 211)와 연결될 수 있으며, 제3 흡입배관(243)을 거쳐 제1 저유량 펌프(213)와 연결될 수 있다. 제2 흡입구 매니폴드(340)는, 제4 흡입배관(244)을 거쳐 제2 저유량 펌프(214)와 연결될 수 있으며, 제5 흡입배관(245)을 거쳐 제3 고유량 펌프(212)와 연결될 수 있으며, 제6 흡입배관(246)을 거쳐 백업 고유량 펌프(310)와 연결될 수 있다.
제1 및 제2 고유량 펌프(210, 211)는, 제1 및 제2 고유량 토출배관(220, 221)을 거쳐 제1 및 제2 기화기(230, 231)와 연결될 수 있으며, 제1 및 제2 기화기(230, 231)는, 제1 및 제2 NG 배출배관(235, 236)을 거쳐 NG 배출 매니폴드(260)와 연결될 수 있다. 또한, 제3 고유량 펌프(212)는, 제3 고유량 토출배관(222)을 거쳐 제3 기화기(232)와 연결될 수 있으며, 제3 기화기(232)는, 제3 NG 배출배관(237)을 거쳐 NG 배출 매니폴드(260)와 연결될 수 있다.
제1 및 제2 저유량 펌프(213, 214)는, 제1 및 제2 저유량 토출배관(223, 224)을 거쳐 토출 매니폴드(250)와 연결될 수 있다.
토출 매니폴드(250)는, 하류측에 제1 내지 제3 연결배관(251, 252, 253) 및 백업 연결배관(350)이 연결되어, 제1 내지 제3 고유량 토출배관(220, 221, 222) 또는 백업 고유량 토출배관(315)을 통해 제1 내지 제3 기화기(230, 231, 232) 또는 백업 기화기(330)에 LNG를 공급할 수 있다.
이러한 구성으로 인하여, 장비들이 정상적으로 운영될 경우, LNG는 흡입구 매니폴드(270), 제1 흡입구 매니폴드(240), 제1 흡입배관(241), 제1 고유량 펌프(210), 제1 고유량 토출배관(220), 제1 기화기(230), 제1 NG 배출배관(235), 및 NG 배출 매니폴드(260)를 차례로 거치면서 NG로 기화되어 수요처로 공급될 수 있다. 마찬가지로, 흡입구 매니폴드(270)로 공급된 LNG는, 제1 흡입구 매니폴드(240), 제2 흡입배관(242), 제2 고유량 펌프(211), 제2 고유량 토출배관(221), 제2 기화기(231), 제2 NG 배출배관(235), 및 NG 배출 매니폴드(260)를 차례로 거치면서 NG로 기화되어 수요처로 공급될 수 있다.
또한, LNG는, 흡입구 매니폴드(270), 제2 흡입구 매니폴드(340), 제5 흡입배관(246), 제3 고유량 펌프(212), 제3 고유량 토출배관(222), 제3 기화기(232), 제3 NG 배출배관(237), NG 배출 매니폴드(260)를 차례로 거치면서 NG로 기화되어 수요처로 공급될 수 있다.
상기와 같이 장비들이 정상적으로 운영되다가, 임의의 장비 예컨대 고유량 펌프 중 일부가 비상정지할 경우, 백업 고유량 펌프를 이용하거나, 저유량 펌프를 이용하여 비상정지된 고유량 펌프의 역할을 수행하도록 할 수 있다.
상기에 언급한 바와 같이, 저유량 펌프는, 고유량 펌프가 초기에 가동시 고유량 펌프 하류측이 가압되지 않은 상태에서 기화기로 가는 연결배관의 유량조절밸브를 열어줄 경우, 설계 차압보다 큰 차압이 발생하여 순간적으로 매우 큰 유량이 흐르고, 이로 인해 고유량 펌프의 모터에 과부하가 걸리는 문제를 해결하기 위해서 설치될 수 있으며, 본 발명의 제2 실시형태에서는, 추가 기능으로서, 제1 내지 제3 고유량 펌프(210, 211, 212) 중 일부가 비상정지될 경우에 정지된 고유량 펌프를 대신하여 정지된 고유량 펌프와 연결된 기화기에 LNG를 제공하는 역할을 수행하도록 구성될 수 있다.
한편, 본 발명의 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템(200)의 제1 내지 제6 흡입배관(241, 242, 243, 244, 245, 246), 제1 내지 제3 고유량 토출배관(220, 221, 222), 제1 내지 제2 저유량 토출배관(223, 224), 백업 고유량 토출배관(315), 제1 내지 제3 연결배관(251, 252, 253), 백업 연결배관(350), 그리고 제1 내지 제4 NG 배출배관(235, 236, 237, 335)에는, LNG 또는 NG의 유량을 조절하기 위한 밸브(예컨대 제어밸브)가 설치될 수 있다.
예컨대, 제1 고유량 펌프(210)가 비상 정지될 경우, 제1 흡입배관(241)에 설치된 밸브를 닫은 후, 백업 고유량 토출배관(315) 및 백업 연결배관(350)의 제어밸브를 개방하고, 제1 연결배관(251) 및 제1 고유량 토출배관(220)의 후단에 설치된 밸브를 개방하여, 백업 고유량 펌프(310)에서 배출되는 LNG가 토출 매니폴드(250)를 통해 제1 기화기(230)로 공급될 수 있도록 한다.
상기와 같이 구성되는 본 발명의 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 시스템 및 이를 포함하는 선박은, LNG 재기화에 사용되는 복수개의 LNG 펌프 및 기화기 중 일부에 비상정지가 발생하더라도, 복수개의 LNG 펌프와 기화기 사이를 매니폴드로 연결하여, 정상 작동하는 LNG 펌프에서 배출되는 LNG가 매니폴드를 통해 정상 작동하는 기화기로 공급되도록 구성할 수 있다.
또한, LNG 펌프의 비상정지 시에도 기화기의 정상운전이 가능하도록 하여 재기화 시스템의 출력 용량(send-out capacity)를 일정하게 유지하여 재기화 시스템의 유효성(availability)을 높일 수 있다.
이상과 같이 본 발명에 따른 LNG 재기화 시스템이 예시된 도면을 참조하여 설명되었으나, 본 발명은 이상에서 설명된 실시형태와 도면에 의해 한정되지 않으며, 청구범위 내에서 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자들에 의해 다양한 수정 및 변형이 이루어질 수 있음은 물론이다.

Claims (15)

  1. LNG 저장탱크에 저장되어 있는 LNG를 수요처로 공급하기 위한 LNG 공급라인과;
    상기 LNG 공급라인에 설치되어 LNG를 수요처에 공급하기 위한 압력으로 가압하는 고압펌프와;
    상기 고압펌프를 우회할 수 있도록 설치되는 바이패스 배관과;
    상기 바이패스 배관에 설치되어 LNG를 가압하는 저압펌프;
    를 포함하며,
    상기 저압펌프는 상기 고압펌프보다 낮은 압력으로 LNG를 가압하는, LNG 재기화 시스템.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 저압펌프는 구동부의 속도 조절이 가능하도록 구성되는, LNG 재기화 시스템.
  3. 청구항 1에 있어서,
    상기 저압펌프의 상기 구동부는 인버터 또는 소프트 스타터를 포함하는, LNG 재기화 시스템.
  4. 청구항 1에 있어서,
    상기 LNG 공급라인에 설치되어, 상기 고압펌프에서 가압된 LNG를 가열하는 기화기와;
    상기 LNG 공급라인에서 상기 고압펌프와 상기 기화기 사이에 설치되어, 상기 고압펌프에서 가압된 LNG의 상기 기화기로의 유동을 제어하는 제1 개폐밸브;
    를 더 포함하는, LNG 재기화 시스템.
  5. 청구항 4에 있어서,
    상기 바이패스 배관에서 상기 저압펌프의 하류측에 설치되어, 상기 저압펌프에서 가압된 LNG의 상기 기화기로의 유동을 제어하는 제2 개폐밸브;
    를 더 포함하는, LNG 재기화 시스템.
  6. 청구항 1에 있어서,
    상기 바이패스 배관은, 상기 고압펌프의 상류측에서 상기 LNG 공급라인으로부터 분기되고, 상기 고압펌프의 하류측에서 상기 LNG 공급라인에 다시 합류되도록 구성되는, LNG 재기화 시스템.
  7. 청구항 1에 있어서,
    복수개의 상기 고압펌프와;
    복수개의 상기 고압펌프와 일대일 대응되도록 고유량 토출배관에 의해 복수개의 상기 고압펌프와 각각 연결되는 복수개의 기화기와;
    복수개의 배관들이 연결될 수 있도록 구성되는 토출 매니폴드와;
    일단이 상기 고유량 토출배관에 연결되고, 타단이 상기 토출 매니폴드에 연결되는 연결배관;
    을 더 포함하는, LNG 재기화 시스템.
  8. 청구항 7에 있어서,
    복수개의 상기 고압펌프 중 하나가 비상정지되고, 복수개의 상기 기화기 중 하나가 비상정지된 경우, 비상정지된 상기 기화기와 일대일 대응으로 연결된 상기 고압펌프에서 배출되는 LNG를, 상기 토출 매니폴드 및 상기 연결배관을 통해, 비상정지된 상기 고압펌프와 일대일 대응으로 연결된 상기 기화기에 공급할 수 있는 유로를 형성할 수 있도록, 상기 고유량 토출배관 및 상기 연결배관에 설치되는 밸브;
    를 더 포함하는, LNG 재기화 시스템.
  9. 청구항 7에 있어서,
    하나의 백업 고압펌프와;
    상기 하나의 백업 고압펌프와 일대일 대응으로 백업 고유량 토출배관에 의해 연결되는 하나의 백업 기화기;
    를 포함하며,
    상기 백업 고유량 토출배관은 백업 연결배관에 의해 상기 토출 매니폴드와 연결되는, LNG 재기화 시스템.
  10. 청구항 9에 있어서,
    복수개의 상기 고압펌프 중 하나가 비상정지된 경우, 상기 백업 고압펌프를 가동하고, 상기 백업 고압펌프에서 배출되는 LNG를, 상기 토출 매니폴드 및 상기 백업 연결배관을 통해, 비상정지된 상기 고압펌프와 일대일 대응으로 연결된 상기 기화기에 공급할 수 있는 유로를 형성할 수 있도록, 상기 고유량 토출배관 및 상기 백업 연결배관에 설치되는 밸브;
    를 더 포함하는, LNG 재기화 시스템.
  11. 청구항 7에 있어서,
    복수개의 상기 저압펌프와;
    복수개의 상기 저압펌프와 연결된 저유량 토출배관;
    을 포함하며,
    상기 저유량 토출배관은 상기 토출 매니폴드와 연결되는, LNG 재기화 시스템.
  12. 청구항 11에 있어서,
    복수개의 상기 고압펌프 중 하나가 비상정지된 경우, 복수개의 상기 저압펌프에서 배출되는 LNG를, 상기 저유량 토출배관 및 상기 토출 매니폴드를 통해, 비상정지된 상기 고압펌프와 일대일 대응으로 연결된 상기 기화기에 공급할 수 있는 유로를 형성할 수 있도록, 상기 고유량 토출배관, 상기 저유량 토출배관 및 상기 연결배관에 설치되는 밸브;
    를 더 포함하는, LNG 재기화 시스템.
  13. 청구항 11에 있어서,
    복수개의 흡입배관을 통하여, 복수개의 상기 고압펌프와 복수개의 상기 저압펌프에 LNG를 공급할 수 있도록, 복수개의 상기 흡입배관이 연결되는 흡입구 매니폴드;
    를 더 포함하는, LNG 재기화 시스템.
  14. 청구항 7에 있어서,
    복수개의 NG 배출배관을 통하여 복수개의 상기 기화기로부터 배출되는 천연가스를 하나의 배관을 통해 수요처에 공급할 수 있도록, 복수개의 상기 NG 배출배관이 연결되는 NG 배출 매니폴드;
    를 더 포함하는, LNG 재기화 시스템.
  15. LNG 재기화 시스템을 시동시키는 방법으로서,
    상기 LNG 재기화 시스템은, LNG 저장탱크에 저장되어 있는 LNG를 수요처로 공급하기 위한 LNG 공급라인과, 상기 LNG 공급라인에 설치되어 LNG를 수요처에 공급하기 위한 압력으로 가압하는 고압펌프와, 상기 LNG 공급라인에 설치되어 상기 고압펌프에서 가압된 LNG를 가열하는 기화기와, 상기 고압펌프를 우회할 수 있도록 설치되는 바이패스 배관과, 상기 바이패스 배관에 설치되어 상기 고압펌프보다 낮은 압력으로 LNG를 가압하는 저압펌프를 포함하며,
    상기 방법은,
    상기 바이패스 배관에 설치된 상기 저압펌프를 구동하는 단계와;
    상기 저압펌프 하류측에 설치된 밸브를 개방하여 상기 저압펌프에 의해 가압된 LNG를 상기 기화기로 공급하는 단계와;
    상기 기화기의 내부압력이 기설정 값에 도달하면 상기 고압펌프를 구동하는 단계와;
    상기 고압펌프가 구동되면 상기 저압펌프의 구동을 정지하고 상기 저압펌프 하류측에 설치된 상기 밸브를 폐쇄하는 단계;
    를 포함하는, LNG 재기화 시스템의 시동 방법.
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