WO2018074835A1 - 액화가스 재기화 시스템 및 운전 방법 - Google Patents

액화가스 재기화 시스템 및 운전 방법 Download PDF

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Definitions

  • the present invention relates to a liquefied gas regasification system and a method of operation, and more particularly, to smoothly discharge the boil-off gas generated in the high pressure pump for supplying the liquefied gas to be regasified to the vaporizer to reduce the minimum operational level of the high pressure pump It relates to a liquefied gas regasification system and a method of operation for maintaining.
  • natural gas is produced in the form of cryogenic liquefied natural gas (LNG) at the production site and then transported to a destination by an LNG carrier over a long distance.
  • LNG is obtained by cooling natural gas to a cryogenic temperature of about -163 ° C. at atmospheric pressure, and its volume is reduced to approximately 1/600 than that of natural gas in gas state, so it is suitable for long distance transportation over sea.
  • the LNG carriers are for loading LNG into the sea by loading LNG and unloading LNG to land requirements.
  • the LNG carrier includes an LNG storage tank that enables the LNG to be kept in a cryogenic state.
  • an LNG carrier unloads LNG in an LNG storage tank to a land terminal as it is liquefied, and the unloaded LNG is regasified by an LNG regasification facility installed in the land terminal and then supplied to a consumer.
  • the LNG regasification facility of the land terminal 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.
  • LNG regasification facilities at land terminals is economically disadvantageous due to high installation and operating costs.
  • LNG regasification vessel LNG RV; LNG Regasification Vessel
  • LNG regasification system floating LNG storage and LNG regasification system
  • LNG carriers so that LNG can be regasified at sea to supply natural gas to land terminals.
  • FSRUs Floating Storage and Regasification Units
  • the LNG in the LNG storage tank is supplied to the vaporizer to be vaporized.
  • the LNG in the LNG storage tank is supplied to the vaporizer by using a high pressure pump.
  • the high pressure pump includes a cylindrical housing, and a lower portion of the housing is connected to an LNG suction line for sucking LNG into the high pressure pump, and an upper portion of the housing is connected to an LNG discharge line for discharging LNG to the vaporizer.
  • a pumping chamber is installed in the housing to suck up the LNG to a high pressure, and components such as a motor and an impeller are installed in the pumping chamber.
  • the rotating shaft of the motor faces downward of the pumping chamber, and an impeller is integrally provided under the rotating shaft of the motor.
  • the impeller serves to compress the LNG sucked into the housing from the LNG storage tank through the LNG suction line at high pressure. LNG compressed at high pressure by the impeller is discharged to the vaporizer through the LNG discharge line at the top of the housing.
  • the present invention is to solve the above problems, to smoothly discharge the boil-off gas in the high-pressure pump to maintain the minimum operating level of the high-pressure pump, overflowed to the pipe for discharging the boil-off and the boil-off gas discharged from the high-pressure pump
  • the aim is to make it possible to effectively treat the overflowed liquefied gas as well.
  • a high pressure pump for compressing the liquefied gas supplied from the liquefied gas storage tank to a high pressure;
  • a knock-out drum for receiving the boil-off gas generated by the high pressure pump to maintain the minimum operable level of the high pressure pump;
  • a gas discharge line for discharging gas from the knockout drum;
  • a liquid discharge line for discharging the liquid from the knockout drum, wherein the gas discharged through the gas discharge line is supplied to a gas demand destination including the liquefied gas storage tank or a fuel supply system, and supplies the liquid discharge line.
  • the liquefied gas regasification system is provided, characterized in that the liquid discharged through is supplied to the liquid demand including the lower portion of the liquefied gas storage tank.
  • the supply pump for sucking and discharging the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank; And a suction drum accommodating the liquefied gas sucked by the supply pump before supplying the liquefied gas to the high pressure pump, wherein the liquefied gas contained in the suction drum is caused by a pressure difference from the high pressure pump.
  • the drum may be supplied to the high pressure pump.
  • a vaporizer for vaporizing the liquefied gas supplied by the high pressure pump; And a gas demand source receiving the gas vaporized from the vaporizer.
  • the second level control line for discharging the evaporated gas vaporized in the high pressure pump and the liquefied gas overflowed in the high pressure pump from the high pressure pump to the knockout drum; And a second valve for controlling opening and closing of the second level control line and a flow rate.
  • the liquefied gas in the liquefied gas storage tank and temporarily stored in the first drum, the liquefied gas stored in the first drum is introduced into a high pressure pump,
  • a method of operating a liquefied gas regasification system characterized in that the evaporated gas vaporized in the pump is discharged to the second drum, and the vaporized gas is discharged from the second drum to be supplied as fuel or resupplied to the liquefied gas storage tank.
  • gas-liquid separation of the liquefied gas overflowed from the high pressure pump to the second drum, and the separated liquid may be re-supplied to the lower portion of the liquefied gas storage tank.
  • the liquefied gas is introduced into the high pressure pump from the first drum by the head of the first drum, and when the level of the high pressure pump is lower than a set value, the high pressure pump is transferred from the high pressure pump to the second drum. Evaporative gas can be emitted.
  • FIG. 1 is a block diagram schematically showing a liquefied gas regasification system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 is a block diagram schematically showing a liquefied gas regasification system according to an embodiment of the present invention.
  • a liquefied gas regasification system and an operation method according to an embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. 1.
  • the liquefied gas will be described as an example of liquefied natural gas (hereinafter referred to as 'LNG'), and liquefied from a vessel or marine structure such as LNG RV or FSRU to a gas demand destination such as onshore or another vessel.
  • the gas is supplied by regasification, for example, but the present invention is not limited thereto.
  • first to seventh valves, the supply pumps, and the like which will be described later, may be controlled by a controller (not shown), or may be set to be automatically controlled according to a set value.
  • the liquefied gas regasification system As shown in Figure 1, the liquefied gas regasification system according to an embodiment of the present invention, LNG storage tank 100 for storing liquefied gas, such as LNG; And a vaporizer 400 for regasifying LNG stored in the LNG storage tank 100 and supplying it to a gas demand destination (not shown).
  • LNG storage tank 100 for storing liquefied gas, such as LNG
  • vaporizer 400 for regasifying LNG stored in the LNG storage tank 100 and supplying it to a gas demand destination (not shown).
  • the liquefied gas regasification system according to the present embodiment, as shown in Figure 1, is provided for supplying by boosting the LNG to a high pressure to the vaporizer 400, such as a motor, an impeller in a vertical cylindrical housing A component is provided, and a high pressure pump 300 for supplying LNG into the housing to compress the LNG.
  • a high pressure pump 300 for supplying LNG into the housing to compress the LNG.
  • the high pressure pump 300 For normal operation of the high pressure pump 300, LNG must be maintained at a level higher than a predetermined level in the housing.
  • the LNG introduced into the high pressure pump 300 is vaporized by the operation of a motor, an impeller, and the like, and heat intrusion from the outside, and the vaporized evaporated gas is filled in the upper part of the housing by the difference in density, and the first evaporated gas is discharged. It is discharged to the outside of the high pressure pump 300 along the line (GL1).
  • the LNG stored in the LNG storage tank 100 is sucked by the supply pump 110 and supplied to the high pressure pump 300 along the first liquefied gas supply line LL1 and the second liquefied gas supply line LL2.
  • the LNG compressed by the high pressure pump 300 is supplied to the vaporizer 400 along the third liquefied gas supply line (LL3).
  • the supply pump 110 may be an underwater pump provided in the LNG storage tank 100.
  • the first liquefied gas supply line LL1 may be provided with a first drum 200 to temporarily store the LNG sucked by the supply pump 110 before supplying to the high pressure pump 300.
  • the first drum 200 may be a suction drum.
  • the suction drum 200 is disposed above the high pressure pump 300.
  • the first liquefied gas supply line LL1 may be provided with a first valve V1 for adjusting a flow rate of LNG supplied to the suction drum 200.
  • the LNG supplied to the high pressure pump 300 from the suction drum 200 is supplied to the second liquefied gas supply line LL2 which provides a path through which the LNG contained in the suction drum 200 is supplied to the high pressure pump 300.
  • the second valve V2 for adjusting the flow rate may be provided.
  • Opening and closing of the second valve V2 may be adjusted according to the LNG level (water level) of the suction drum 200. For example, when the LNG level in the suction drum 200 is equal to or greater than a preset value, the opening degree may be increased so that the LNG flows from the suction drum 200 to the high pressure pump 300.
  • the second valve V2 may be provided with one or more valves of the same size in parallel, and the other one or more valves may be controlled for redundancy of other valves.
  • the LNG compressed by the high pressure pump 300 is supplied to the vaporizer 400 along the third liquefied gas supply line LL3.
  • the third liquefied gas supply line LL3 may be provided with a third valve V3 for adjusting the flow rate of LNG compressed by the high pressure pump 300 and discharged to the vaporizer 400.
  • the LNG may be vaporized in the high pressure pump 300 to generate the boil-off gas
  • the generated boil-off gas may include the first boil-off gas discharge line GL1 for discharging the boil-off gas in the high-pressure pump 300.
  • the pressure is stored in the high pressure pump 300 to increase the pressure in the high pressure pump 300.
  • LNG cannot be transferred from the suction drum 200 to the high pressure pump 300 only by the head of the suction drum 200. Therefore, the LNG level in the high pressure pump 300 is rapidly lowered, such that a trip occurs, such that the high pressure pump 300 cannot be normally operated.
  • the first boil-off gas discharge line GL1 for discharging the boil-off gas in the high-pressure pump 300 and the second drum 500 for receiving the boil-off gas discharged from the high-pressure pump 300 It may be provided to discharge the boil-off gas in the high pressure pump 300 to the second drum 500 as necessary to maintain the high pressure pump 300 to the minimum operable level.
  • the minimum operable level of the high pressure pump means the minimum level of LNG in the housing of the high pressure pump 300 which enables the high pressure pump 300 to operate normally without causing tripping, cavitation, or the like. It may be set or may be set in the design or manufacturing stage of the high-pressure pump (300).
  • a fourth valve V4 is provided in the first boil-off gas discharge line GL1 to control whether or not the boil-off gas is discharged from the high-pressure pump 300, and the fluid flowing along the first boil-off gas discharge line GL1. Flow rate can also be adjusted.
  • the opening and closing of the fourth valve V4 may be controlled by measuring the pressure or the water level in the high pressure pump 300 or the pressure or the water level of the first drum 200. For example, the pressure in the high pressure pump 300 may be set. If lower than the value, the fourth valve V4 may be opened to allow the boil-off gas to be discharged along the first boil-off gas discharge line GL1.
  • the fourth valve V4 may be opened to discharge the boil-off gas in the high pressure pump 300 along the first boil-off gas discharge line GL1. have.
  • the boil-off gas discharged from the high-pressure pump 300 along the first boil-off gas discharge line GL1 is accommodated in the second drum 500.
  • the boil-off gas contained in the second drum 500 is provided on the second drum 500, the fuel supply of the ship along the gas discharge line for discharging the boil-off gas in the gas state, that is, the second boil-off gas discharge line (GL2)
  • the system may be supplied to a fuel gas supplying system (FGSS) 600 or to a gas demand destination including a liquefied gas storage tank 100 along a third boil-off gas discharge line GL3.
  • FGSS fuel gas supplying system
  • the fuel supply system 600 includes a pressure control means or a temperature control means for the gas to remove the gaseous evaporated gas separated from the second drum 500 to a fuel demand source, for example, an engine of a ship, and the pressure and temperature of the boiled gas. Can be adjusted to fuel conditions.
  • a fifth valve V5 may be provided in the second boil-off gas discharge line GL2, and the flow rate of the boil-off gas flowing along the second boil-off gas discharge line GL2 may be adjusted by controlling the fifth valve V5. have.
  • the third boil-off gas discharge line GL3 is connected to the upper portion of the LNG storage tank 100 from the upper portion of the second drum 500, and the boil-off gas separated from the second drum 500 is transferred to the LNG storage tank 100. Can be recovered.
  • the third boil-off gas discharge line GL3 may be used as an internal pressure control means of the LNG storage tank 100, and the opening and closing amount of the sixth valve V6 provided in the third boil-off gas discharge line GL3 may be adjusted. By adjusting the flow rate of the boil-off gas flowing along the third boil-off gas discharge line (GL3).
  • first boil-off gas discharge line GL1 when a large amount of boil-off gas is discharged from the high-pressure pump 300, LNG in the high-pressure pump 300 overflows to provide a liquid in the boil-off gas.
  • the gas-liquid mixture containing part of LNG may be discharged, and the second drum 500 may be provided as a knock-out drum for receiving the gas-liquid mixture and separating the gas-liquid.
  • the liquefied gas does not overflow to the first boil-off gas discharge line GL1, but when it overflows in an abnormal situation, if the liquid contained in the gas supplied to the gas demand source has a negative effect on the compressor or the like. Since it may cause a liquid to be separated from the second drum (500).
  • the gas-liquid mixture including the boil-off gas or the boil-off gas discharged from the high pressure pump 300 along the first boil-off gas discharge line GL1 is supplied to the knockout drum 500.
  • the gaseous evaporated gas from the knockout drum 500 is supplied to the gas demand destination along the gas discharge line GL2 provided on the knockout drum 500.
  • the liquid LNG or the condensate condensate in the liquid state gas-separated from the knockout drum 500 is provided in the lower portion of the knockout drum 500 It can be supplied to liquid demand along LL4.
  • the liquid demand destination of the present embodiment may be an LNG storage tank 100, and the liquid discharge line LL4 extends from the lower portion of the LNG storage tank 100 to the lower portion of the LNG storage tank 100 from the lower portion of the LNG storage tank 100. Characterized in that it is possible to recover the LNG in the liquid state gas-separated to the bottom.
  • a seventh valve V7 may be provided in the liquid discharge line LL4 to control the flow of the fluid flowing along the liquid discharge line LL4.

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Abstract

본 발명은 액화가스 재기화 시스템 및 운전 방법에 관한 것으로, 보다 구체적으로는, 재기화시킬 액화가스를 기화기로 공급하는 고압펌프에서 생성되는 증발가스를 원활하게 배출하여 고압펌프의 최소 운전 가능 레벨을 유지하도록 하는 액화가스 재기화 시스템 및 운전 방법에 관한 것이다. 본 발명에 따른 액화가스 재기화 시스템은, 액화가스 저장탱크로부터 공급된 액화가스를 고압으로 압축하는 고압펌프; 상기 고압펌프에서 생성되는 증발가스를 수용하여 상기 고압펌프가 최소 운전 가능 레벨을 유지하도록 하는 녹아웃 드럼(knock-out drum); 상기 녹아웃 드럼으로부터 기체를 배출시키는 기체 배출라인; 및 상기 녹아웃 드럼으로부터 액체를 배출시키는 액체 배출라인;을 포함하여, 상기 기체 배출라인을 통해 배출되는 기체는 상기 액화가스 저장탱크 또는 연료공급시스템을 포함하는 기체 수요처로 공급되고, 상기 액체 배출라인을 통해 배출되는 액체는 상기 액화가스 저장탱크의 하부를 포함하는 액체 수요처로 공급되는 것을 특징으로 한다.

Description

액화가스 재기화 시스템 및 운전 방법
본 발명은 액화가스 재기화 시스템 및 운전 방법에 관한 것으로, 보다 구체적으로는, 재기화시킬 액화가스를 기화기로 공급하는 고압펌프에서 생성되는 증발가스를 원활하게 배출하여 고압펌프의 최소 운전 가능 레벨을 유지하도록 하는 액화가스 재기화 시스템 및 운전 방법에 관한 것이다.
일반적으로, 천연가스는 생산지에서 극저온으로 액화된 액화천연가스(LNG; Liquefied Natural Gas)의 상태로 만들어진 후 LNG 운반선에 의해 목적지까지 원거리에 걸쳐 운반된다. LNG는 천연가스를 상압에서 약 -163℃의 극저온으로 냉각하여 얻어지는 것으로서 가스 상태의 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.
LNG 운반선은, LNG를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 LNG를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, LNG가 극저온 상태를 유지할 수 있도록 하는 LNG 저장탱크를 포함하고 있다. 통상 이러한 LNG 운반선은 LNG 저장탱크 내의 LNG를, 액화된 상태 그대로 육상 터미널에 하역하며, 하역된 LNG는 육상 터미널에 설치된 LNG 재기화 설비에 의해 재기화된 후, 소비처로 공급된다.
이러한 육상 터미널의 LNG 재기화 설비는 천연가스 시장이 잘 형성되어 있어서 안정적으로 천연가스의 수요가 있는 곳에 설치하는 경우에는 경제적으로 유리한 것으로 알려져 있다. 그러나, 천연가스의 수요가 계절적, 단기적 또는 주기적으로 한정되어 있는 소요처의 경우, 육상 터미널에 LNG 재기화 설비를 설치하는 것은 높은 설치비와 운영비로 인해 경제적으로 불리하다.
특히, 자연재해 등에 의해 육상 터미널의 LNG 재기화 설비가 파괴될 경우, LNG 운반선이 소요처에 LNG를 싣고 도착한다고 하더라도, LNG를 재기화할 수 없으므로 기존의 육상 터미널의 LNG 재기화 설비는 이러한 한계를 가지고 있다.
이에 따라, 해상에서 LNG를 재기화하여 천연가스를 육상 터미널로 공급할 수 있도록 하기 위해, LNG 운반선에 LNG 재기화 시스템을 설치한 LNG 재기화 선박(LNG RV; LNG Regasification Vessel) 또는 부유식 LNG 저장 및 재기화 설비(FSRU; Floating Storage and Regasification Unit)가 개발되었다.
LNG RV 또는 LNG FSRU에서는 LNG 저장탱크 내의 LNG를 기화기로 공급하여 기화시키게 되는데, 이때, 고압펌프를 이용하여 LNG 저장탱크 내의 LNG를 기화기로 공급한다.
고압펌프는 원통형의 하우징(housing)을 포함하고, 하우징의 하측에는 LNG를 고압펌프로 흡입하는 LNG 흡입라인이 연결되며, 하우징의 상부에는 LNG를 기화기로 배출시키는 LNG 토출라인이 연결된다. 하우징 내에는 LNG를 흡입하여 고압으로 승압시키기 위한 펌핑실이 설치되며, 펌핑실 내에는 모터, 임펠러 등의 구성요소들이 설치된다. 모터는 그 회전축이 펌핑실의 하방으로 향하며, 모터의 회전축 하측에는 임펠러가 일체형으로 마련되어 있다. 임펠러는 LNG 저장탱크로부터 LNG 흡입라인을 통해 하우징 내로 흡입된 LNG를 고압으로 압축시키는 작용을 한다. 임펠러에 의해 고압으로 압축된 LNG는 하우징의 상부에서 LNG 토출라인을 통해 기화기로 토출된다.
이러한 구성의 고압펌프에서는 모터의 발열, 외부의 열 침입 등으로 인해 하우징 내에서 LNG가 기화하여 증발가스가 발생한다. 이렇게 고압펌프 내에서 발생된 증발가스를 원활하게 배출시키지 못하면, 고압펌프 내 압력이 상승한다. 고압펌프 내 압력이 너무 높아지게 되면, 고압펌프 내로 LNG가 유입되지 못하고, 고압펌프 내 LNG 레벨이 급격하게 낮아져 고압펌프가 최소 운전 가능 레벨을 유지하지 못하게 된다. 또한, 그에 따라 고압펌프의 운전이 중지되는 펌프 트립이 발생하게 되며, 따라서, 가스 수요처로 필요한 유량의 천연가스를 공급할 수 없게 된다.
본 발명은 상술한 문제점을 해결하기 위한 것으로, 고압펌프 내의 증발가스를 원활히 배출하여 고압펌프의 최소 운전 가능 레벨을 유지하도록 하고, 고압펌프로부터 배출된 증발가스 및 증발가스를 배출하는 배관으로 오버플로우(overflow)된 액화가스 역시 효과적으로 처리할 수 있도록 하는 것을 그 목적으로 한다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 액화가스 저장탱크로부터 공급된 액화가스를 고압으로 압축하는 고압펌프; 상기 고압펌프에서 생성된 증발가스를 수용하여 상기 고압펌프가 최소 운전 가능 레벨을 유지하도록 하는 녹아웃 드럼(knock-out drum); 상기 녹아웃 드럼으로부터 기체를 배출시키는 기체 배출라인; 및 상기 녹아웃 드럼으로부터 액체를 배출시키는 액체 배출라인;을 포함하여, 상기 기체 배출라인을 통해 배출되는 기체는 상기 액화가스 저장탱크 또는 연료공급시스템을 포함하는 기체 수요처로 공급되고, 상기 액체 배출라인을 통해 배출되는 액체는 상기 액화가스 저장탱크의 하부를 포함하는 액체 수요처로 공급되는 것을 특징으로 하는, 액화가스 재기화 시스템이 제공된다.
바람직하게는, 상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 흡입하여 배출시키는 공급펌프; 및 상기 공급펌프에 의해 흡입된 액화가스를 상기 고압펌프로 공급하기 전에 수용하는 석션 드럼(suction drum);을 포함하여, 상기 석션 드럼에 수용된 액화가스는 상기 고압펌프와의 압력차에 의해 상기 석션 드럼으로부터 상기 고압펌프로 공급될 수 있다.
바람직하게는, 상기 고압펌프에 의해 압축된 액화가스를 공급받아 기화시키는 기화기; 및 상기 기화기에서 기화된 가스를 공급받는 가스 수요처;를 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 고압펌프 내에서 기화된 증발가스 및 상기 고압펌프 내에서 오버플로우(overflow)된 액화가스를 상기 고압펌프로부터 상기 녹아웃 드럼으로 배출시키는 제2 레벨 제어라인; 및 상기 제2 레벨 제어라인의 개폐 및 유량을 조절하는 제2 밸브;를 더 포함할 수 있다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 따르면, 액화가스 저장탱크에서 액화가스를 흡입하여 제1 드럼에 임시 저장하고, 상기 제1 드럼에 저장된 액화가스를 고압펌프로 유입시키고, 고압펌프에서 기화된 증발가스를 제2 드럼으로 배출시키고, 상기 제2 드럼으로부터 증발가스를 배출시켜 연료로 공급하거나 상기 액화가스 저장탱크로 재공급하는 것을 특징으로 하는, 액화가스 재기화 시스템의 운전 방법이 제공된다.
바람직하게는, 상기 제2 드럼에서는 상기 고압펌프에서 상기 제2 드럼으로 오버플로우된 액화가스를 기액분리하고, 분리된 액체는 상기 액화가스 저장탱크의 하부로 재공급하는 것을 특징으로 할 수 있다.
바람직하게는, 상기 제1 드럼의 수두(Head)에 의해 상기 제1 드럼으로부터 고압펌프로 액화가스가 유입되도록 하되, 상기 고압펌프의 레벨이 설정값보다 낮은 경우, 상기 고압펌프로부터 제2 드럼으로 증발가스를 배출시킬 수 있다.
본 발명에 따르면, 고압펌프 내의 증발가스를 원활히 배출할 수 있고, 고압펌프의 최소 운전 가능 레벨을 유지할 수 있다.
또한, 고압펌프로부터 배출된 증발가스를 낭비하지 않고 회수하여 효과적으로 활용할 수 있으며, 증발가스와 함께 오버플로우 된 액체상태의 액화가스를 분리할 수 있고 분리한 액화가스를 회수할 수 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템을 개략적으로 도시한 블록도이다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다. 또한, 하기 실시 예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시 예에 한정되는 것은 아니다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템을 개략적으로 도시한 블록도이다. 이하, 도 1을 참조하여 본 발명의 일 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템 및 운전 방법을 설명하기로 한다.
먼저, 본 명세서에서 액화가스는 액화천연가스(이하 'LNG'라 함)인 것을 예로 들어 설명하기로 하고, LNG RV 또는 FSRU와 같은 선박 또는 해양 구조물로부터 육상 또는 또 다른 선박 등의 가스 수요처로 액화가스를 재기화시켜 공급하는 것을 예로 들어 설명하기로 하나 이에 한정하는 것은 아니다.
또한, 후술할 제1 내지 제7 밸브, 공급펌프 등은 도시하지 않은 제어부에 의해 제어될 수 있으며, 또는 설정값에 따라 자동 제어되도록 설정할 수도 있다.
도 1에 도시된 바와 같이, 본 발명의 일 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템은, LNG와 같은 액화가스를 저장하는 LNG 저장탱크(100); 및 LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 재기화시켜 가스 수요처(미도시)로 공급하는 기화기(400);를 포함한다.
또한, 본 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템은, 도 1에 도시된 바와 같이, 기화기(400)로 LNG를 고압으로 승압시켜 공급하기 위하여 마련되며, 수직형의 원통형 하우징 내에 모터, 임펠러 등의 구성요소가 마련되어 있고, 하우징 내로 LNG를 공급하여 LNG를 압축시키는 고압펌프(300);를 포함한다.
고압펌프(300)의 정상적인 작동을 위해서는 하우징 내에 LNG가 일정 수준 이상의 레벨을 유지하여야 한다. 또한, 고압펌프(300) 내로 유입된 LNG는 모터, 임펠러 등의 작동 및 외부로부터의 열 침입 등에 의해 기화되고, 기화된 증발가스는 밀도 차에 의해 하우징 내의 상부에 채워지며, 제1 증발가스 배출라인(GL1)을 따라 고압펌프(300)의 외부로 배출시킨다.
LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG는 공급펌프(110)에 의해 흡입되어 제1 액화가스 공급라인(LL1) 및 제2 액화가스 공급라인(LL2)을 따라 고압펌프(300)로 공급된다. 또한, 고압펌프(300)에서 압축된 LNG는 제3 액화가스 공급라인(LL3)을 따라 기화기(400)로 공급된다.
공급펌프(110)는 도 1에 도시된 바와 같이, LNG 저장탱크(100) 내에 마련된 수중펌프일 수 있다.
또한, 제1 액화가스 공급라인(LL1)에는 공급펌프(110)에 의해 흡입된 LNG를 고압펌프(300)로 공급하기 전에 임시로 저장하는 제1 드럼(200)이 구비될 수 있다. 제1 드럼(200)은 석션 드럼(suction drum)일 수 있다.
석션 드럼(200)으로부터 고압펌프(300)로 공급되는 LNG는 석션 드럼(200)과 고압펌프(300)의 압력 차 또는 석션 드럼(200)의 수두(Head)에 의해 이송된다. 따라서 석션 드럼(200)이 고압펌프(300)보다 상부에 위치하도록 배치하는 것이 바람직하다.
제1 액화가스 공급라인(LL1)에는 석션 드럼(200)으로 공급되는 LNG의 유량을 조절하는 제1 밸브(V1)가 마련될 수 있다. 또한, 석션 드럼(200)에 수용된 LNG가 고압펌프(300)로 공급되는 경로를 제공하는 제2 액화가스 공급라인(LL2)에는, 석션 드럼(200)으로부터 고압펌프(300)로 공급되는 LNG의 유량을 조절하는 제2 밸브(V2)가 마련될 수 있다.
제2 밸브(V2)는 석션 드럼(200)의 LNG 레벨(수위)에 따라 개폐가 조절될 수 있다. 예를 들어, 석션 드럼(200) 내 LNG 레벨이 미리 설정한 설정값 이상이면, 석션 드럼(200)으로부터 LNG가 고압펌프(300)로 흐르도록 개방 정도를 증가시킬 수 있다.
또한, 제2 밸브(V2)는 도면에 도시하지는 않았지만, 동일한 사이즈의 밸브를 하나 이상 병렬로 마련하여, 나머지 하나 이상의 밸브가 다른 밸브의 리던던시(Redundancy)용으로 제어할 수도 있다.
고압펌프(300)에서 압축된 LNG는 제3 액화가스 공급라인(LL3)을 따라 기화기(400)로 공급된다. 제3 액화가스 공급라인(LL3)에는 고압펌프(300)에서 압축되어 기화기(400)로 토출되는 LNG의 유량을 조절하는 제3 밸브(V3)가 마련될 수 있다.
상술한 바와 같이, 고압펌프(300) 내에서는 LNG가 기화되어 증발가스가 생성될 수 있고, 생성된 증발가스는 고압펌프(300) 내의 증발가스를 배출시키는 제1 증발가스 배출라인(GL1)을 개방하기 전에는 고압펌프(300) 내에 저장되어 고압펌프(300) 내 압력을 증가시키게 된다. 이와 같이, 고압펌프(300) 내 압력이 증발가스에 의해 증가하게 되면, 석션 드럼(200)의 수두(head)만으로 LNG를 석션 드럼(200)으로부터 고압펌프(300)로 이송할 수 없게 된다. 따라서 고압펌프(300) 내 LNG 레벨이 급격하게 낮아지는 현상이 발생하여 트립이 발생하는 등 고압펌프(300)를 정상적으로 운전할 수 없다.
특히, LNG 저장탱크(100)의 쿨-다운(cool-down)이나 재기화 시스템의 초기 스타트-업(start-up)을 실시할 때에는, 증발가스가 대량 발생하여 석션 드럼(200)에서 고압펌프(300)로 LNG가 흐르지 못하게 되므로, 고압펌프(300) 내 최소 운전 가능 레벨을 유지하기 위해서는 고압펌프(300) 내 증발가스를 원활하게 배출시켜야 한다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 고압펌프(300) 내 증발가스를 배출하는 제1 증발가스 배출라인(GL1) 및 고압펌프(300)로부터 배출되는 증발가스를 수용하는 제2 드럼(500)을 마련하여 필요에 따라 고압펌프(300) 내의 증발가스를 제2 드럼(500)으로 배출시켜 고압펌프(300)가 최소 운전 가능 레벨을 유지하도록 할 수 있다.
고압펌프의 최소 운전 가능 레벨이란, 고압펌프(300)를 트립, 캐비테이션 현상 등을 일으키지 않고 정상적으로 운전 가능하게 하는 고압펌프(300)의 하우징 내에 LNG 최소 수위를 의미하며, 운전 상황 등에 따라 작업자가 미리 설정할 수 있고 또는 고압펌프(300)의 설계 또는 제작 단계에서 설정될 수도 있다.
제1 증발가스 배출라인(GL1)에는 제4 밸브(V4)가 마련되어 고압펌프(300)로 부터 증발가스의 배출 여부를 제어할 수 있고, 제1 증발가스 배출라인(GL1)을 따라 흐르는 유체의 유량을 조절할 수도 있다.
제4 밸브(V4)의 개폐는 고압펌프(300) 내 압력이나 수위, 또는 제1 드럼(200)의 압력이나 수위를 측정하여 제어할 수 있는데, 예를 들어 고압펌프(300) 내 압력이 설정값보다 낮으면 제4 밸브(V4)를 개방하여 증발가스가 제1 증발가스 배출라인(GL1)을 따라 배출되도록 할 수 있다.
또는, 제1 드럼(200)의 LNG 수위가 설정값보다 낮으면 제4 밸브(V4)를 개방하여 고압펌프(300) 내 증발가스가 제1 증발가스 배출라인(GL1)을 따라 배출되도록 할 수 있다.
특히, 본 발명에 따르면, 제1 증발가스 배출라인(GL1)을 따라 고압펌프(300)로부터 배출된 증발가스는 제2 드럼(500)에 수용된다. 또한, 제2 드럼(500)에 수용된 증발가스는 제2 드럼(500) 상부에 마련되어 기체 상태의 증발가스를 배출시키는 기체 배출라인, 즉 제2 증발가스 배출라인(GL2)을 따라 선박의 연료공급시스템(FGSS; Fuel Gas Supplying System)(600)으로 공급하거나 또는 제3 증발가스 배출라인(GL3)을 따라 액화가스 저장탱크(100) 등을 포함하는 기체 수요처로 공급하는 것을 특징으로 한다.
연료공급시스템(600)은 기체의 압력 조절 수단 또는 온도 조절 수단을 포함하여 제2 드럼(500)에서 분리된 기체 상태의 증발가스를 연료 수요처, 예를 들어 선박의 엔진으로 증발가스의 압력 및 온도를 연료 조건으로 조절하여 공급할 수 있다. 제2 증발가스 배출라인(GL2)에는 제5 밸브(V5)가 마련될 수 있고, 제5 밸브(V5)를 제어하여 제2 증발가스 배출라인(GL2)을 따라 흐르는 증발가스의 유량을 조절할 수 있다.
제3 증발가스 배출라인(GL3)은 제2 드럼(500)의 상부로부터 LNG 저장탱크(100)의 상부로 연결되어, 제2 드럼(500)으로부터 분리된 증발가스를 LNG 저장탱크(100)로 회수될 수 있다. 제3 증발가스 배출라인(GL3)은 LNG 저장탱크(100)의 내압 조절 수단으로 활용될 수 있으며, 제3 증발가스 배출라인(GL3)에 마련되는 제6 밸브(V6)의 개폐 및 개도량을 조절하여 제3 증발가스 배출라인(GL3)을 따라 흐르는 증발가스의 유량을 조절할 수 있다.
또한, 상술한 제1 증발가스 배출라인(GL1)으로는, 대량의 증발가스가 고압펌프(300)로부터 배출될 때 고압펌프(300) 내의 LNG가 오버플로우(overflow)되어 증발가스 중에 액체 상태의 LNG가 일부포함된 기액혼합물이 배출될 수 있는데, 제2 드럼(500)은 이 기액혼합물을 수용하여 기액 분리하는 녹아웃 드럼(knock-out drum)으로 마련될 수 있다.
시스템이 정상적으로 운전될 때에는, 제1 증발가스 배출라인(GL1)으로 액화가스가 오버플로우되지 않지만, 비정상 상황에서 오버플로우되는 경우, 기체 수요처로 공급되는 기체 중에 액체가 포함되어 있다면 압축기 등에 부정적인 영향을 끼칠 수 있기 때문에 제2 드럼(500)에서 액체를 분리해낼 수 있는 것이다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 고압펌프(300)로부터 제1 증발가스 배출라인(GL1)을 따라 배출되는 증발가스 또는 증발가스를 포함하는 기액혼합물은, 녹아웃 드럼(500)으로 공급된다. 녹아웃 드럼(500)으로부터 기체 상태의 증발가스는 녹아웃 드럼(500)의 상부에 마련되는 기체 배출라인(GL2)을 따라 기체 수요처로 공급된다.
한편, 녹아웃 드럼(500)으로 기액혼합물이 공급된 경우, 녹아웃 드럼(500)에서 기액 분리된 액체 상태의 LNG 또는 응축된 컨덴세이트(condensate)는 녹아웃 드럼(500)의 하부에 마련되는 액체 배출라인(LL4)을 따라 액체 수요처로 공급될 수 있다.
본 실시예의 액체 수요처는 LNG 저장탱크(100)일 수 있으며, 액체 배출라인(LL4)은 녹아웃 드럼(500) 하부로부터 LNG 저장탱크(100)의 내부의 하부로 연장되어 LNG 저장탱크(100)의 하부로 기액분리된 액체 상태의 LNG를 회수할 수 있는 것을 특징으로 한다. 또한, 액체 배출라인(LL4)에는 제7 밸브(V7)가 마련되어 액체 배출라인(LL4)을 따라 흐르는 유체의 흐름을 제어할 수 있다.
이상과 같이 본 발명에 따른 실시 예를 살펴보았으며, 앞서 설명된 실시 예 이외에도 본 발명이 그 취지나 범주에 벗어남이 없이 다른 특정 형태로 구체화될 수 있다는 사실은 해당 기술에 통상의 지식을 가진 이들에게는 자명한 것이다. 그러므로 상술한 실시 예는 제한적인 것이 아니라 예시적인 것으로 여겨져야 하고, 이에 따라 본 발명은 상술한 설명에 한정되지 않고, 첨부된 청구항의 범주 및 그 동등 범위 내에서 변경될 수도 있다.

Claims (7)

  1. 액화가스 저장탱크로부터 공급된 액화가스를 고압으로 압축하는 고압펌프;
    상기 고압펌프에서 생성된 증발가스를 수용하여 상기 고압펌프가 최소 운전 가능 레벨을 유지하도록 하는 녹아웃 드럼(knock-out drum);
    상기 녹아웃 드럼으로부터 기체를 배출시키는 기체 배출라인; 및
    상기 녹아웃 드럼으로부터 액체를 배출시키는 액체 배출라인;을 포함하여,
    상기 기체 배출라인을 통해 배출되는 기체는 상기 액화가스 저장탱크 또는 연료공급시스템을 포함하는 기체 수요처로 공급되고,
    상기 액체 배출라인을 통해 배출되는 액체는 상기 액화가스 저장탱크의 하부를 포함하는 액체 수요처로 공급되는 것을 특징으로 하는, 액화가스 재기화 시스템.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스를 흡입하여 배출시키는 공급펌프; 및
    상기 공급펌프에 의해 흡입된 액화가스를 상기 고압펌프로 공급하기 전에 수용하는 석션 드럼(suction drum);을 포함하여,
    상기 석션 드럼에 수용된 액화가스는 상기 고압펌프와의 압력차에 의해 상기 석션 드럼으로부터 상기 고압펌프로 공급되는, 액화가스 재기화 시스템.
  3. 청구항 2에 있어서,
    상기 고압펌프에 의해 압축된 액화가스를 공급받아 기화시키는 기화기; 및
    상기 기화기에서 기화된 가스를 공급받는 가스 수요처;를 포함하는, 액화가스 재기화 시스템.
  4. 청구항 1 내지 3 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 고압펌프 내에서 기화된 증발가스 및 상기 고압펌프 내에서 오버플로우(overflow)된 액화가스를 상기 고압펌프로부터 상기 녹아웃 드럼으로 배출시키는 제2 레벨 제어라인; 및
    상기 제2 레벨 제어라인의 개폐 및 유량을 조절하는 제2 밸브;를 더 포함하는, 액화가스 재기화 시스템.
  5. 액화가스 저장탱크에서 액화가스를 흡입하여 제1 드럼에 임시 저장하고,
    상기 제1 드럼에 저장된 액화가스를 고압펌프로 유입시키고,
    고압펌프에서 기화된 증발가스를 제2 드럼으로 배출시키고,
    상기 제2 드럼으로부터 증발가스를 배출시켜 연료로 공급하거나 상기 액화가스 저장탱크로 재공급하는 것을 특징으로 하는, 액화가스 재기화 시스템의 운전 방법.
  6. 청구항 5에 있어서,
    상기 제2 드럼에서는 상기 고압펌프에서 상기 제2 드럼으로 오버플로우된 액화가스를 기액분리하고,
    분리된 액체는 상기 액화가스 저장탱크의 하부로 재공급하는 것을 특징으로 하는, 액화가스 재기화 시스템의 운전 방법.
  7. 청구항 6에 있어서,
    상기 제1 드럼의 수두(Head)에 의해 상기 제1 드럼으로부터 고압펌프로 액화가스가 유입되도록 하되,
    상기 고압펌프의 레벨이 설정값보다 낮은 경우, 상기 고압펌프로부터 제2 드럼으로 증발가스를 배출시키는, 액화가스 재기화 시스템의 운전 방법.
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