WO2019132608A1 - 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법 - Google Patents

액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법 Download PDF

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WO2019132608A1
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안수경
김영현
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    • F25J2230/30—Compression of the feed stream

Definitions

  • the present invention relates to an apparatus and method for treating a vaporized gas in a liquefied gas regasification system, and more particularly, to a system and method for treating a vaporized gas in a liquefied gas regeneration system, , An apparatus and a method for treating a vaporized gas of a liquefied gas regeneration system.
  • natural gas is made in the form of Liquefied Natural Gas (LNG) liquefied at the cryogenic temperature at the place of production, and then transported over a long distance to the destination by an LNG carrier.
  • LNG is obtained by cooling natural gas to a cryogenic temperature of about -163 ° C at normal pressure, and its volume is reduced to about 1/600 of that of natural gas, making it well suited for long distance transportation through the sea.
  • LNG Regasification Vessel LNG Regasification Vessel
  • LNG FSRU Floating Storage and Regasification
  • the regeneration equipment installed in the LNG regasification vessel is a high pressure pump that compresses the low pressure LNG stored in the LNG storage tank to a pressure required by the gas demanding place, a heat transfer medium such as a seawater, and a high pressure vaporizer that heats and vaporizes to a required temperature in a regas network using a heating medium.
  • the regasification gas which is vaporized through the high-pressure pump and the vaporizer, is delivered to the gas consumer through the gas pipeline.
  • LNG regeneration LNG storage tanks installed in vessels are stored at a cryogenic temperature of about -163 ° C. Therefore, it is preferable that the LNG storage tank is heat-treated so that the LNG can be maintained in a liquid state. However, even if the LNG storage tank is adiabatically treated, the LNG is spontaneously vaporized by external heat invasion or the like. When the LNG is spontaneously vaporized and boil-off gas (BOG) is continuously generated, the pressure of the LNG storage tank is increased.
  • BOG boil-off gas
  • the safety valve is opened to discharge the evaporation gas from the LNG storage tank to the outside.
  • the evaporated gas discharged from the LNG storage tank is re-condensed using LNG cold heat and supplied to the high-pressure pump and the vaporizer together with the LNG to be regasified, regenerated and supplied to the gas consumer.
  • the capacity of the evaporation gas to be recycled is proportional to the amount of LNG to be regasified. That is, the evaporation gas can be recycled and processed only when the flow rate of the LNG to be regasified is sufficient to recondense the evaporated gas discharged from the LNG storage tank.
  • the LNG regasification vessel If the LNG regasification vessel is not capable of condensing the condensate due to the lack of sufficient cold heat from the LNG due to the reduced regeneration capacity, or the evaporation gas generated when the re-condensation is not carried out, it can be recovered to the LNG storage tank. In addition, the amount of evaporative gas that can not be recovered to the LNG storage tank beyond the pressure level acceptable to the LNG storage tank can be supplied as fuel to the engine.
  • the amount of evaporative gas exceeding the amount that can be accommodated in the LNG storage tank and exceeding the amount of fuel required by the engine is supplied to the GCU (Gas Combustion Unit), burned or treated, or vented to the atmosphere none.
  • GCU Gas Combustion Unit
  • the evaporation gas is mainly composed of methane having the highest boiling point among components constituting the LNG, it is an enormous economic loss when the evaporation gas is burnt to be treated or vented.
  • an evaporative gas processing apparatus for processing an evaporative gas generated in a liquefied gas regeneration system, the apparatus comprising: a low pressure compressor for compressing the evaporated gas to a pressure required by a fuel consumer; A high pressure compressor installed in the downstream of the low pressure compressor in series with the low pressure compressor to compress the low pressure evaporated gas compressed by the low pressure compressor to a pressure required by the demand of the regasified gas; A low temperature heat exchanger for cooling the high pressure evaporative gas compressed in the high pressure compressor; A decompression device for decompressing the high-pressure evaporating gas cooled in the low-temperature heat exchanger to an internal pressure of a liquefied gas storage tank storing the liquefied gas; And a liquefied gas drum for separating the flash gas produced by the depressurization process in the decompression apparatus, wherein the liquefied gas is recovered in the liquefied gas storage tank, There is provided an apparatus for treating a vapor
  • the low-temperature heat exchanger may further include an expander for branching a part of the high-pressure evaporative gas supplied to the low-temperature heat exchanger and cooling the expanded high-temperature heat exchanger by expansion, wherein the expanded evaporative gas cooled by expansion in the expander, The evaporation gas is heat-exchanged, and the high-pressure evaporation gas can be cooled.
  • the high-temperature heat exchanger further comprises a high-temperature heat exchanger for precooling the high-pressure evaporating gas supplied to the low-temperature heat exchanger to the inflator introduction temperature, wherein a part of the high-pressure evaporating gas supplied from the high- .
  • the high-pressure evaporating gas supplied to the low-temperature heat exchanger and the expander and the heated expanded evaporating gas discharged after heat exchange in the low-temperature heat exchanger heat-exchange, and the high-pressure evaporating gas can be cooled.
  • the gas compressor further comprises a gas compressor for compressing the expanded evaporative gas discharged after heat exchange in the low temperature heat exchanger to a pressure of the evaporative gas flow compressed by the fuel compressor, wherein the compressed evaporative gas in the gas compressor And can be merged into an evaporative gas stream that is compressed in the fuel compressor.
  • the gas compressor may be connected to the inflator in one axis.
  • the gas compressor further comprises a gas cooler for adjusting a temperature of the compressed evaporation gas whose temperature has risen by compression.
  • the flash gas separated in the liquefied gas drum is joined to the expanded evaporative gas stream supplied to the low temperature heat exchanger.
  • an evaporative gas processing method for processing an evaporative gas generated in a liquefied gas regeneration system, the method comprising the steps of: Pressure evaporation gas compressed at a low pressure to a high pressure required by a customer for reclaimed gas, to cool the high-pressure evaporated gas compressed at the high pressure, and to cool the high-pressure evaporated gas at a high pressure required for the liquefied gas storage tank.
  • an evaporative gas treatment method of a liquefied gas regeneration system for decompressing gas to an internal pressure and separating a flash gas produced by the decompression process to recover a liquid state re-liquefied vapor gas into the liquefied gas storage tank.
  • the cooling of the high-pressure evaporation gas is performed by cooling a portion of the high-pressure evaporation gas by cooling it by expansion before cooling the high-pressure evaporation gas, cooling the expanded evaporation gas cooled by the expansion and the high- To vaporize at least a portion of the high-pressure evaporative gas.
  • the high-pressure evaporation gas may be precooled by exchanging heat with the expanded evaporation gas whose temperature has been raised while cooling the high-pressure evaporation gas.
  • the precooling of the high-pressure evaporation gas may be cooled to an introduction temperature of the expander for expanding the high-pressure evaporation gas.
  • the expanded evaporated gas heated while cooling the high-pressure evaporative gas is compressed to a pressure of the evaporative gas stream compressed by the fuel compressor, and then may be merged into the evaporative gas stream compressed by the fuel compressor.
  • the compression work for compressing the expanded evaporative gas can be obtained by an expansion work for expanding the high-pressure evaporative gas.
  • the separated flash gas may be combined with an expanded evaporative gas stream that is heat exchanging with the high-pressure evaporative gas.
  • the evaporation gas processing apparatus and method of the liquefied gas regeneration system of the present invention even when the flow rate or fuel consumption amount of the liquefied gas to be regasified is not sufficient to recondense the evaporation gas, By condensing and processing the evaporated gas, it is possible to efficiently recover the evaporated gas without wasting it.
  • the internal pressure of the liquefied gas storage tank can be kept constant within the safety range, and the amount of LNG discharged can be reduced.
  • FIG. 1 is a schematic view illustrating an evaporative gas processing apparatus of a liquefied gas regeneration system according to an embodiment of the present invention.
  • the liquefied gas may be a liquefied natural gas (LNG), a liquefied ethane gas (LEG), or a liquefied petroleum gas (LPG) Gas, liquefied ethylene gas, liquefied propylene gas, and the like.
  • LNG liquefied natural gas
  • LEG liquefied ethane gas
  • LPG liquefied petroleum gas
  • LNG which is a typical liquefied gas, is applied will be described as an example.
  • LNG is mainly composed of methane, and includes ethane, propane, butane, etc., and its composition may vary depending on the place of production.
  • the LNG regasification vessel may be any type of ship equipped with an LNG regeneration facility capable of regenerating LNG and supplying it to a gas demanding place, that is, an LNG RV (Regasification Vessel) And floating structures that do not have propelling capabilities, such as floating storage regasification units (LNG FSRUs), but float at sea.
  • LNG RV Registered Vessel
  • floating structures that do not have propelling capabilities, such as floating storage regasification units (LNG FSRUs), but float at sea.
  • floating power generation plants FSPPs
  • the ship according to one embodiment of the present invention regenerates the LNG from the sea, supplies the regasification gas to the demand side of the on-ground gas through the pipeline network, generates electricity using the LNG as fuel And can be supplied to the demand side of the land.
  • an apparatus and method for treating a vaporized gas of an LNG regeneration system according to an embodiment of the present invention and a method applied to a ship are described as an example, but may also be applied on the land.
  • FIG. 1 is a schematic view illustrating an LNG regeneration system according to an embodiment of the present invention.
  • an evaporative gas treatment apparatus and method of an LNG regasification system according to an embodiment of the present invention will be described with reference to FIG.
  • An apparatus and method for treating an evaporative gas in an LNG regasification system includes a fuel compressor 600 for compressing an evaporative gas to a pressure required by a fuel consumer, as shown in FIG. 1; A high pressure compressor (700) for compressing the evaporated gas to a pressure required by the regasified gas consumer; An expander (420) for expanding the high-pressure evaporative gas compressed in the high-pressure compressor (700); And a low-temperature heat exchanger (200) for liquefying the high-pressure evaporation gas by using the cold heat of the expanded evaporation gas cooled by the expansion in the expander (420).
  • the LNG regasification system comprises an LNG storage tank (not shown) for storing LNG; A high pressure pump (not shown) which compresses the LNG to be regasified to a pressure required by the regasification gas demand; And a vaporizer (not shown) that vaporizes the compressed LNG and supplies the vaporized LNG to the site for reclaimed gas.
  • the LNG stored in the LNG storage tank is compressed by the high pressure pump to the pressure demanded by the recycled gas consumer, vaporized in the vaporizer, and supplied to the reclaimed gas consumer.
  • the LNG is stored at a cryogenic temperature of about -163 DEG C at about 0.5 bar to 1.1 bar. That is, the LNG storage tank is preferably heat-treated so that the LNG can be stored while maintaining the liquid state.
  • the LNG storage tank may be designed to withstand a pressure rise caused by the evaporation gas generated in the LNG storage tank to a set pressure. If the internal pressure of the storage tank exceeds the set pressure, the safety valve is opened and the LNG storage tank And may be designed to discharge the evaporated gas to the outside of the LNG storage tank.
  • the evaporation gas line BL of this embodiment connects the LNG storage tank and the fuel compressor 600 and the evaporated gas discharged from the LNG storage tank is supplied to the fuel compressor 600 along the evaporation gas line BL.
  • the fuel compressor 600 compresses the evaporated gas conveyed along the evaporation gas line BL to a low pressure required by the fuel consumer.
  • the fuel consumer may be a dual fuel diesel engine (DFDE) that generates electric power by using a low-pressure evaporation gas compressed at a low pressure as fuel.
  • the power generation engine may be, for example, a dual fuel diesel generator (DFDG).
  • the DFDG uses a 4-stroke cycle as the generator is connected to the engine shaft.
  • the DFDE engine also employs an otto cycle in which a low pressure natural gas of about 2 bar to 8 bar, or about 6.5 bar is injected into the combustion air inlet to compress the piston as it rises.
  • the fuel compressor 600 of this embodiment compresses the evaporation gas to about 2 bar to 8 bar, or about 5 bar to 6.5 bar.
  • the pressure of the evaporation gas compressed by the fuel compressor 600 is referred to as a 'low pressure'.
  • the fuel compressor 600 of this embodiment includes two compression sections such as a first fuel compression section 610 and a second fuel compression section 620, It may be a two-stage compressor that compresses it at low pressure.
  • the fuel compressor 600 is described as an example of a two-stage compressor, but the present invention is not limited thereto.
  • the first fuel compression unit 610 and the second fuel compression unit 620 may be connected by a single shaft.
  • a first cooler 630 for cooling the low-pressure evaporated gas whose temperature has been increased while being compressed by the first fuel compression unit 610 and the second fuel compression unit 620 is provided at the rear end of the fuel compressor 600; As shown in FIG.
  • the first cooler 630 is provided at the rear end of the second fuel compression unit 620.
  • the first cooler may include a rear end of the first fuel compression unit 610 and a rear end of the second fuel compression unit 620 May be provided at the rear end.
  • the first cooler 630 of the present embodiment may be a seawater cooler that cools the low-pressure evaporative gas by exchanging heat with coolant, seawater, or the like, or may be an atmospheric cooler that cools by heat exchange with air.
  • the first cooler 630 can cool the low-pressure evaporation gas to a temperature condition required by a fuel consumer or to an introduction temperature condition of a high-pressure compressor 700 described later.
  • the fuel supply line EL connected from the downstream end of the first cooler 630 to the fuel consumer; And a high-pressure gas line (HL) connected to the high-pressure compressor (700) at a rear end of the first cooler (630).
  • the low-pressure evaporated gas compressed in the fuel compressor 600 and cooled in the first cooler 630 is delivered to the fuel consumer along the fuel supply line EL or is fed to the high-pressure compressor 700 along the high- Lt; / RTI >
  • the flow rate of the low-pressure vaporized gas flowing into the fuel supply line EL and the high-pressure gas line HL can be controlled by a control unit (not shown).
  • the control unit first branches the fuel demand line to the fuel supply line EL according to the fuel demand amount requested by the fuel demanding unit, the fuel demand amount according to the power generation load of the power generation engine in this embodiment,
  • the low-pressure evaporation gas can be branched into the high-pressure gas line HL.
  • the high pressure gas line HL of the present embodiment connects the fuel compressor 600 and the high pressure compressor 700 and the fuel compressor 600 and the high pressure compressor 700 of this embodiment are connected in series by the high pressure gas line HL Lt; / RTI > That is, part or all of the low-pressure evaporation gas compressed in the fuel compressor 600 is supplied to the high-pressure compressor 700 along the high-pressure gas line HL.
  • the high-pressure compressor (700) compresses the low-pressure evaporation gas to a delivery pressure, that is, a pressure required by the regeneration gas consumer.
  • the reclaimed gas consumer may be a terrestrial gas terminal, and in this embodiment the pressure of the reground gas required in the reclaimed gas consumer may be about 50 barg to 100 barg or more.
  • the high pressure compressor 700 compresses the low pressure evaporation gas to about 50 barg to 100 barg or more.
  • the pressure of the evaporation gas compressed by the high-pressure compressor 700 will be referred to as a 'high pressure'.
  • the high pressure compressor 700 and the regasified gas consumer are connected by a regeneration gas delivery line SL and the high pressure evaporation gas compressed by the high pressure compressor 700 is vaporized in the vaporizer along the regeneration gas delivery line SL Can be supplied to the off-shore gas terminals together with the regasification gas.
  • the regasification gas delivery line (SL) may also be connected to the vaporizer of the LNG regasification system.
  • the high-pressure compressor 700 of this embodiment includes three compression sections including a first high-pressure compression section 710, a second high-pressure compression section 730 and a third high-pressure compression section 750 Pressure compressing the low-pressure evaporating gas to high pressure in three stages.
  • the high-pressure compressor 700 is described as an example of a three-stage compressor, but the present invention is not limited thereto.
  • the first high-pressure compression section 710, the second high-pressure compression section 730, and the third high-pressure compression section 750 may be connected by a single shaft.
  • a cooler for cooling the high-pressure evaporation gas whose temperature has risen during the compression process can be installed at the downstream end of each compression section of the high-pressure compressor 700.
  • a second cooler 720 installed at a downstream end of the first high-pressure compres- sion part 710 and cooling the evaporation gas supplied from the first high-pressure compression part 710 to the second high-pressure compression part 730;
  • a third cooler 740 disposed downstream of the second high-pressure compres- sion part 730 for cooling the evaporation gas supplied from the second high-pressure compression part 730 to the third high-pressure compression part 750;
  • a fourth cooler 760 installed at the rear end of the third high-pressure compres- sion unit 750 for cooling the high-pressure evaporation gas discharged from the third high-pressure compres- sion unit 750.
  • the second cooler 720, the third cooler 740 and the fourth cooler 760 of the present embodiment may be a seawater cooler for cooling the high-pressure evaporative gas by exchanging heat with coolant, seawater or the like, It may be an atmospheric cooler.
  • a re-liquefaction line (RL) branched from the regeneration gas delivery line (SL) connecting the high-pressure compressor (700) and the reclaimed gas demanding place and connected to the low temperature heat exchanger can do.
  • the remaining high-pressure evaporated gas supplied from the high-pressure evaporated gas compressed by the high-pressure compressor 700 to the re-used gas consumer is transferred to the low-temperature heat exchanger 200 along the re-liquefying line RL, .
  • the pressure reducing valve 800 for reducing the high-pressure evaporating gas cooled in the low temperature heat exchanger 200; And a liquefied gas drum (100) for gas-liquid separating the flash gas generated in the depressurization process of the pressure reducing valve (800).
  • the high-pressure evaporated gas cooled in the low-temperature heat exchanger 200 is depressurized by the depressurizing valve 800, is gas-liquid separated from the liquefied gas drum 100, and the liquid-state re-liquefied evaporative gas is recovered.
  • Liquid liquefied vaporized gas in which the flash gas is separated from the liquefied gas drum 100 can be recovered to the LNG storage tank. Therefore, the pressure reducing valve 800 can reduce the evaporation gas to the inner pressure of the LNG storage tank so that the evaporation gas can be recovered to the LNG storage tank.
  • a flash gas line FL connecting the liquefied gas drum 100 and the low temperature inlet of the low temperature heat exchanger 200 may be further included.
  • the gaseous flash gas separated from the liquefied gas drum 100 is supplied to the low temperature heat exchanger 200 along the flash gas line FL.
  • the gaseous flash gas separated from the liquefied gas drum 100 can be utilized as a coolant for cooling the high-pressure evaporated gas introduced through the high temperature inlet of the low temperature heat exchanger 200 in the low temperature heat exchanger 200.
  • the expansion line PL branched from the redistribution line RL at the upstream end of the low temperature heat exchanger 200 and connected to the inflator 420 may be further included.
  • some of the high-pressure evaporative gas supplied from the high-pressure compressor 700 to the low-temperature heat exchanger 200 along the refill line RL may be supplied to the expander 420 along the expansion line PL.
  • the expansion line PL may be connected from the outlet of the expander 420 to the flash gas line FL.
  • the expanded evaporated gas expanded in the expander 420 may be joined to the flash gas stream entering the low temperature heat exchanger 200 along the flash gas line FL.
  • the evaporated gas is cooled during the expansion process in the expander 420, and therefore, the expanded evaporated gas in this embodiment can be utilized as a coolant for cooling the high-pressure evaporated gas in the low temperature heat exchanger 200.
  • Cooling in this context is a concept involving liquefaction, condensation, supercooling of the evaporation gas.
  • the high-pressure evaporative gas flowing into the low temperature heat exchanger 200 may be introduced into a liquid state, a gaseous state, or a gas-liquid mixture state, and may be liquefied or undercooled by heat exchange in the low temperature heat exchanger 200.
  • the high pressure evaporation gas and the mixture of the flash gas and the expansion evaporation gas undergo heat exchange, the high pressure evaporation gas is cooled, and the mixture is heated.
  • a high-temperature heat exchanger 300 installed at a position before the expansion line PL branches from the re-liquefaction line RL and precooling the high-pressure evaporation gas flowing into the low-temperature heat exchanger 200 .
  • the high temperature heat exchanger 300 of this embodiment can cool the temperature of the high pressure evaporation gas to the introduction temperature condition of the inflator 420.
  • Some of the precooled high-pressure evaporated gas in the high-temperature heat exchanger 300 is supplied to the expander 420, the remaining high-pressure evaporated gas supplied to the expander 420 is supplied to the low temperature heat exchanger 200 and cooled.
  • the high pressure evaporation gas supplied to the low temperature heat exchanger 200 and the expander 420 and the mixture stream discharged after cooling the high pressure evaporation gas in the low temperature heat exchanger 200 undergo heat exchange, The gas is cooled and the mixture stream is heated.
  • the high-pressure evaporative gas cooled in the high-temperature heat exchanger 300 is branched and supplied to the low-temperature heat exchanger 200 and the expander 420.
  • the flash gas line FL connects the liquefied gas drum 100, the low temperature heat exchanger 200, the high temperature heat exchanger 300 and the fuel compressor 600.
  • the mixture stream heated in the hot heat exchanger 300 is joined to the low pressure evaporative gas stream which is compressed in the fuel compressor 600 along the flash gas line FL.
  • the mixture flow used as the refrigerant for cooling the high-pressure evaporation gas in the low-temperature heat exchanger 200 and the high-temperature heat exchanger 300 is recovered by the fuel compressor 600 and compressed to a low pressure.
  • FIG. 1 shows an example in which the flash gas line FL is merged at the front end of the second fuel compression unit 620 of the fuel compressor 600. That is, according to the present embodiment, the mixture flow used as the refrigerant in the low-temperature heat exchanger 200 and the high-temperature heat exchanger 300 is joined to the evaporative gas flow flowing into the second fuel compression section 620.
  • the present invention is not limited thereto.
  • the point at which the flash gas line FL merges into the evaporation gas line BL is the point at which the pressure most similar to the pressure of the mixture stream flowing along the flash gas line FL in the evaporative gas stream compressed in the fuel compressor 600
  • the fuel compressor can be single-ended.
  • the mixture flow joins the evaporation gas flow at the front end of the second fuel compression section 620, for example.
  • the gas which compresses the pressure of the mixture flow merged into the evaporation gas line BL along the flash gas line FL to the pressure of the evaporation gas flowing into the second fuel compression section 620
  • the gas compressor 410 of the present embodiment can be connected to the inflator 420 described above on one axis. That is, the expanding work of the expander 420 becomes a compression work of the gas compressor 410.
  • a compressor 400 having a gas compressor 410 and an inflator 420 connected to each other via a single shaft will be described as an example.
  • the flow rate of the evaporation gas flowing into the fuel compressor 600 along the evaporation gas line BL is about 2.3 ton / hr
  • the pressure is about 0 barg
  • the temperature is about -120 ° C.
  • the process conditions such as the flow rate, pressure, and temperature of the fluid described in this embodiment are not limited to the numerical values but may be changed depending on the delivery pressure of the regeneration gas, the composition of the LNG, and the like.
  • the evaporated gas flowing into the fuel compressor 600 along the evaporation gas line BL is compressed to about 2.2 barg in the first fuel compression section 610, and the temperature rises to about -27.1 DEG C in the compression process .
  • the compressed evaporative gas compressed by the first fuel compression unit 610 flows into the second fuel compression unit 620 along the evaporative gas line BL.
  • a mixture flow used as a refrigerant in the low-temperature heat exchanger 200 and the high-temperature heat exchanger 300 through the flash gas line FL is joined to the evaporated gas flow compressed in the first fuel compression section 610.
  • the flow rate of the combined streams through the flash gas line (FL) may be about 6.9 ton / hr, the pressure about 2.2 barg, and the temperature about 43 ⁇ C.
  • the flow of the evaporative gas flow introduced into the second fuel compression section 620 is about 9.5 ton (s) through the flash gas line FL to the compressed evaporative gas flow compressed in the first fuel compression section 610, / hr, a pressure of about 2.2 barg, and a temperature of about 23.3 ° C.
  • the evaporation gas flow is compressed to about 5.5 barg.
  • Some of the low-pressure evaporated gas compressed by the second fuel compression unit 620 is supplied to the fuel consumer, and the remainder enters the high-pressure compressor 700.
  • the flow rate of the low-pressure evaporation gas branched to the fuel supply line EL and supplied to the fuel consumer is about 0.7 ton / hr, branched to the high-pressure gas line HL, The flow rate of the gas is about 8.8 ton / hr.
  • the flow rate of the low-pressure evaporative gas branched into the high-pressure gas line HL and flowing into the high-pressure compressor 700 corresponds to about 10 MMSCFD (Million Standard Cubic Feet per day).
  • the evaporation gas is compressed to about 15.5 barg
  • the second high-pressure compression section 730 compresses the evaporation gas to about 40 barg
  • the third high- It is compressed to about 100 barg.
  • Some of the high-pressure evaporated gas compressed at 100 barg in the high-pressure compressor 700 is supplied to the regasification gas demanding site along the regeneration gas delivery line SL, and the remaining part is branched to the refueling line RL.
  • the high-pressure evaporation gas of about 100 barg, about 43 ° C, compressed by the high-pressure compressor 700 and having a pressure of 8.8 ton / hr (10 MMSCFD) is supplied to the high-temperature heat exchanger 300 along the redistribution line RL.
  • the high pressure evaporation gas is cooled to about 25 ⁇ ⁇ .
  • the high-pressure evaporation gas of about 6.5 ton / hr is branched into the expansion line PL in the high-pressure evaporation gas of about 8.8 ton / hr cooled in the high-temperature heat exchanger 300,
  • the low-temperature heat exchanger 200 will be described.
  • the high-pressure evaporation gas of about 2.3 ton / hr and -25 ° C is cooled (liquefied) at about -157 ° C in the low temperature heat exchanger 200.
  • the high pressure evaporated gas cooled in the low temperature heat exchanger 200 is reduced to about 0.5 barg in the pressure reducing valve 800 and cooled to about -168.1 ⁇ in the pressure reducing process.
  • the re-liquefied vapor gas of about 0.5 barg, -168.1 DEG C, and 2.3 ton / hr, which passed through the reduction valve 800, is supplied to the liquefied gas drum 100, separated from the liquefied gas drum 100 by gas and separated into LNG storage tanks Is recovered.
  • the liquefied gas drum 100 in the liquefied gas drum 100, about 0.9 ton / hr of flash gas is separated and about 1.9 ton / hr of liquid-state re-liquefied vaporized gas is recovered to the LNG storage tank.
  • the gaseous flash gas of about 0.4 ton / hr, 0.5 barg, and -168.1 DEG C separated from the liquefied gas drum 100 is supplied to the low temperature heat exchanger 200 along the flash gas line FL to recover the cool heat .
  • the expanded evaporative gas flow expanded in the inflator 420 is merged.
  • the high-pressure evaporation gas of about 6.5 ton / hr, 100 barg, and -25 ° C flows into the inflator 420.
  • the high pressure evaporative gas is expanded to about 0.5 barg, and in the expansion process the temperature is cooled to about -158.6 ⁇ ⁇ .
  • the mixed stream of about 6.9 ton / hr, 0.5 barg, and -159 ⁇ is supplied as a refrigerant for cooling the high-pressure evaporation gas to the low-temperature heat exchanger 200.
  • the mixture stream is heated to about -90.7 DEG C while cooling the high pressure vaporized gas in the low temperature heat exchanger (200).
  • the heated mixture stream is supplied as a refrigerant to the high temperature heat exchanger (300) while cooling the high pressure evaporative gas in the low temperature heat exchanger (200).
  • the mixture stream is heated to about 40.0 [deg.] C while cooling the high pressure evaporation gas in the high temperature heat exchanger (300).
  • the heated mixture stream while being compressed in the high temperature heat exchanger 300 is compressed to about 2.2 barg in the gas compressor 410 and is adjusted to about 43 ° C in the fifth cooler 500, 620). ≪ / RTI >
  • the evaporation gas generated in the LNG regasification system is not condensed and recovered by using the cold heat of the LNG to be regasified, but the evaporated gas itself is expanded to recover and cool the cold,
  • the entire evaporation gas can be re-liquefied and recovered regardless of the regeneration gas flow rate or the fuel consumption amount.

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Abstract

본 발명은 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법에 관한 것으로, 보다 구체적으로는, 액화가스 재기화 시스템에서, 재기화 가스 송출량이 없거나 적더라도, 증발가스를 재액화시켜 회수할 수 있는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법에 관한 것이다. 본 발명에 따른 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치는, 액화가스 재기화 시스템에서 생성되는 증발가스를 처리하는 증발가스 처리 장치에 있어서, 증발가스를 연료 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 저압 컴프레서; 상기 저압 컴프레서 후단에 상기 저압 컴프레서와 직렬로 설치되며, 상기 저압 컴프레서에서 압축된 저압 증발가스를 재기화 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 고압 컴프레서; 상기 고압 컴프레서에서 압축된 고압 증발가스를 냉각시키는 저온 열교환기; 상기 저온 열교환기에서 냉각된 고압 증발가스를 상기 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크의 내압까지 감압시키는 감압 장치; 및 상기 감압 장치에서 감압과정에 의해 생성된 플래시 가스를 분리하는 액화가스 드럼;을 포함하여, 상기 액화가스 드럼에서 분리된 액체 상태의 재액화 증발가스를 상기 액화가스 저장탱크로 회수하는 것을 특징으로 한다.

Description

액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법
본 발명은 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법에 관한 것으로, 보다 구체적으로는, 액화가스 재기화 시스템에서, 재기화 가스 송출량이 없거나 적더라도, 증발가스를 재액화시켜 회수할 수 있는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 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 운반선에 의해 운반된 LNG는 육상 또는 해상에서 기화시켜 육상의 가스 수요처로 공급할 수 있다. LNG 운반선으로부터 LNG를 공급받아 해상에서 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 재기화 선박으로는, 대표적으로 LNG 운반선에 LNG 재기화 시스템을 설치한 LNG RV(LNG Regasification Vessel) 또는 LNG FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 LNG 재기화 선박 또는 부유식 해상 구조물(이하, 'LNG 재기화 선박'으로 통칭함.)이 있다.
일반적으로, LNG 재기화 선박에 설치되는 재기화 설비는, LNG 저장탱크에 저장되어 있는 저압의 LNG를 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 고압펌프(high pressure pump), 해수(seawater) 등 열전달 매체(heating medium)를 이용하여 가스 배관망(regas network)에서 요구하는 온도까지 가열하여 기화시키는 기화기(high pressure vaporizer)를 포함한다. 고압펌프 및 기화기를 통해 기화된 재기화 가스는 가스 배관망을 통해 가스 수요처(consumer)로 전달된다.
LNG 재기화 선박에 설치되는 LNG 저장탱크에는, LNG가 약 -163℃의 극저온의 액체 상태로 저장되어 있다. 그러므로 LNG 저장탱크는 LNG가 액체 상태를 유지할 수 있도록 단열처리되어 있는 것이 바람직하다. 그러나 LNG 저장탱크가 단열처리되어 있더라도, 외부 열 침입 등에 의해 LNG는 자연기화된다. LNG가 자연기화하여 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 지속적으로 생성되면, LNG 저장탱크의 압력이 상승하게 된다.
LNG 저장탱크의 압력이 과도하게 상승하게 되면, 폭발 등의 위험이 있으므로, LNG 저장탱크의 압력이 설정값을 초과하면, 안전밸브를 개방하여 증발가스를 LNG 저장탱크로부터 외부로 배출시킨다.
LNG 재기화 선박에서, LNG 저장탱크로부터 배출된 증발가스는, LNG의 냉열을 이용하여 재응축시켜 재기화시킬 LNG와 함께 고압펌프 및 기화기로 공급하여 재기화시킨 후 가스 수요처로 공급한다.
이때, 증발가스는 재기화시킬 LNG의 냉열을 이용하여 재응축시키므로, 재응축시킬 수 있는 증발가스의 용량은 재기화시킬 LNG의 양에 비례한다. 즉, 재기화시킬 LNG의 유량이 LNG 저장탱크로부터 배출된 증발가스를 재응축시키기에 충분한 양일 경우에만 증발가스를 재응축시켜 처리할 수 있다.
만약, LNG 재기화 선박에서, 재기화 용량이 줄어들어 LNG로부터 충분한 냉열을 공급받지 못하여 응축시키지 못한 증발가스나, 재기화를 실시하지 않을 때 생성된 증발가스는 LNG 저장탱크로 회수할 수 있다. 또한, LNG 저장탱크가 수용할 수 있는 압력 수준을 초과하여 LNG 저장탱크로 회수할 수 없는 양만큼의 증발가스는 엔진의 연료로 공급할 수 있다.
그러나 LNG 저장탱크에서 수용할 수 있는 양을 초과하고, 엔진에서 요구하는 연료량까지도 초과하는 양의 증발가스는 GCU(Gas Combustion Unit)로 공급하여 연소시켜 처리하거나, 대기중으로 벤팅(venting)시킬 수 밖에 없다.
증발가스는, LNG를 구성하는 성분 중에서 끓는점이 가장 높은 메탄이 주성분이므로, 증발가스를 연소시켜 처리하거나 벤팅시켜 처리하는 것은 엄청난 경제적 손실이 된다.
따라서, 본 발명은, 상술한 문제점을 해결하고자 하며, 재기화시킬 액화가스의 유량이 증발가스를 재응축시키기에 충분하지 못한 경우라도, 증발가스를 낭비하지 않고, 재액화시켜 회수할 수 있도록 하는 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법을 제공하고자 하는 것을 목적으로 한다
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 액화가스 재기화 시스템에서 생성되는 증발가스를 처리하는 증발가스 처리 장치에 있어서, 증발가스를 연료 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 저압 컴프레서; 상기 저압 컴프레서 후단에 상기 저압 컴프레서와 직렬로 설치되며, 상기 저압 컴프레서에서 압축된 저압 증발가스를 재기화 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 고압 컴프레서; 상기 고압 컴프레서에서 압축된 고압 증발가스를 냉각시키는 저온 열교환기; 상기 저온 열교환기에서 냉각된 고압 증발가스를 상기 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크의 내압까지 감압시키는 감압 장치; 및 상기 감압 장치에서 감압과정에 의해 생성된 플래시 가스를 분리하는 액화가스 드럼;을 포함하여, 상기 액화가스 드럼에서 분리된 액체 상태의 재액화 증발가스를 상기 액화가스 저장탱크로 회수하는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치가 제공된다.
바람직하게는, 상기 저온 열교환기로 공급되는 고압 증발가스 중 일부를 분기시켜 팽창에 의해 냉각시키는 팽창기;를 더 포함하고, 상기 저온 열교환기에서는, 상기 팽창기에서 팽창에 의해 냉각된 팽창 증발가스와 상기 고압 증발가스가 열교환하여, 상기 고압 증발가스가 냉각될 수 있다.
바람직하게는, 상기 저온 열교환기로 공급되는 고압 증발가스를 상기 팽창기 도입 온도까지 예냉시키는 고온 열교환기;를 더 포함하고, 상기 고온 열교환기로부터 저온 열교환기로 공급되는 고압 증발가스 중 일부가 상기 팽창기로 분기될 수 있다.
바람직하게는, 상기 고온 열교환기에서는, 상기 저온 열교환기 및 팽창기로 공급되는 고압 증발가스와 상기 저온 열교환기에서 열교환 후 배출되는 가열된 팽창 증발가스가 열교환하여, 고압 증발가스가 냉각될 수 있다.
바람직하게는, 상기 저온 열교환기에서 열교환 후 배출되는 팽창 증발가스를, 상기 연료 컴프레서에서 압축되는 증발가스 흐름의 압력까지 압축시키는 가스 컴프레서;를 더 포함하고, 상기 가스 컴프레서에서 압축된 증발가스는 상기 연료 컴프레서에서 압축되는 증발가스 흐름으로 합류될 수 있다.
바람직하게는, 상기 가스 컴프레서는, 상기 팽창기와 하나의 축으로 연결될 수 있다.
바람직하게는, 상기 가스 컴프레서에서 압축에 의해 온도가 상승한 압축 증발가스의 온도를 조절하는 가스 쿨러;를 더 포함할 수 있다.
바람직하게는, 상기 액화가스 드럼에서 분리된 플래시 가스는, 상기 저온 열교환기로 공급되는 팽창 증발가스 흐름에 합류될 수 있다.
상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 따르면, 액화가스 재기화 시스템에서 생성되는 증발가스를 처리하는 증발가스 처리 방법에 있어서, 증발가스를 연료 수요처에서 요구하는 저압으로 압축하고, 상기 저압으로 압축된 저압 증발가스를 재기화 가스 수요처에서 요구하는 고압으로 압축하고, 상기 고압으로 압축된 고압 증발가스를 냉각시키고, 상기 냉각된 고압 증발가스를 상기 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크의 내압까지 감압시키고, 상기 감압과정에 의해 생성된 플래시 가스를 분리하여, 액체 상태의 재액화 증발가스를 상기 액화가스 저장탱크로 회수하는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 방법이 제공된다.
바람직하게는, 상기 고압 증발가스를 냉각시키는 것은, 상기 고압 증발가스를 냉각시키기 전에, 고압 증발가스 중 일부를 분기시켜 팽창에 의해 냉각시키고, 상기 팽창에 의해 냉각된 팽창 증발가스와 상기 고압 증발가스를 열교환시켜, 상기 고압 증발가스의 적어도 일부를 액화시킬 수 있다.
바람직하게는, 상기 고압 증발가스를 상기 팽창 증발가스와 열교환시키기 전에, 상기 고압 증발가스를 냉각시키면서 온도가 상승한 팽창 증발가스와 열교환시켜, 고압 증발가스를 예냉시킬 수 있다.
바람직하게는, 상기 고압 증발가스를 예냉시키는 것은, 상기 고압 증발가스를 팽창시키는 팽창기의 도입 온도까지 냉각시킬 수 있다.
바람직하게는, 상기 고압 증발가스를 냉각시키면서 가열된 팽창 증발가스는, 상기 연료 컴프레서에서 압축되는 증발가스 흐름의 압력까지 압축시킨 후, 상기 연료 컴프레서에서 압축되는 증발가스 흐름으로 합류시킬 수 있다.
바람직하게는, 상기 팽창 증발가스를 압축시키는 압축일은, 상기 고압 증발가스를 팽창시키는 팽창일에 의해 얻어질 수 있다.
바람직하게는, 상기 분리된 플래시 가스는, 상기 고압 증발가스와 열교환하는 팽창 증발가스 흐름으로 합류시킬 수 있다.
본 발명의 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법에 따르면, 재기화시킬 액화가스의 유량 또는 연료 소모량이 증발가스를 재응축시키기에 충분하지 못한 경우라도, 증발가스를 낭비하지 않고, 재응축시켜 처리할 수 있도록 함으로써, 증발가스를 낭비하지 않고 효율적으로 회수할 수 있다.
또한, 증발가스를 효과적으로 처리함으로써, 액화가스 저장탱크의 내압을 안전범위 내에서 일정하게 유지할 수 있고, 버려지는 LNG의 양을 줄일 수 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치를 간략하게 도시한 구성도이다.
본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.
이하 첨부한 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다. 또한, 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.
후술하는 본 발명의 실시예에서 액화가스는, 가스를 저온으로 액화시켜 수송할 수 있는 액화가스일 수 있으며, 예를 들어, LNG(Liquefied Natural Gas), LEG(Liquefied Ethane Gas), LPG(Liquefied Petroleum Gas), 액화에틸렌가스(Liquefied Ethylene Gas), 액화프로필렌가스(Liquefied Propylene Gas) 등과 같은 액화 석유화학 가스일 수 있다. 또는, 액화 이산화탄소, 액화 수소, 액화 암모니아 등의 액체 가스일 수도 있다. 다만, 후술하는 실시예에서는 대표적인 액화가스인 LNG가 적용되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
LNG는 메탄을 주성분으로 하며, 에탄, 프로판, 부탄 등을 포함하고, 그 조성은 생산지에 따라 달라질 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에서 LNG 재기화 선박은, LNG를 재기화시켜 가스 수요처로 공급할 수 있는 LNG 재기화 설비가 설치된 모든 종류의 선박, 즉, LNG RV(Regasification Vessel)와 같은 자체 추진 능력을 갖는 선박을 비롯하여, LNG FSRU(Floating Storage Regasification Unit)와 같이 추진 능력을 갖지는 않지만 해상에 부유하고 있는 해상 구조물일 수 있다. 또한, LNG를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하면서, 재기화 가스를 연료로 하여 전력을 생산하고, 생산된 전력은 육상의 전력 수요처로 공급하는 부유식 발전 플랜트(FSPP; Floating, Storage, Power Plant)를 포함할 수 있다.
다만, 후술하는 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법은, 선박에 적용되는 것을 예로 들어 설명하기로 하며, 선박은, 재기화 시스템이 구비되는 LNG FSRU 또는 재기화 시스템과 발전 시스템이 구비되는 LNG FSPP인 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 선박은, LNG를 해상에서 재기화시키고, 재기화 가스(regas)를 배관망을 통해 육상의 가스 수요처로 공급하며, 또한, LNG를 연료로 하여 전력을 생산하여 육상의 전력 수요처로 공급할 수도 있는 것을 특징으로 한다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법, 선박에 적용되는 것을 예로 들어 설명하지만, 육상에서 적용될 수도 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다. 이하, 도 1을 참조하여 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법을 설명하기로 한다.
본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치 및 방법은, 도 1에 도시된 바와 같이, 증발가스를 연료 수요처에서 요구하는 압력까지 압축시키는 연료 컴프레서(600); 증발가스를 재기화 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압축시키는 고압 컴프레서(700); 고압 컴프레서(700)에서 압축된 고압 증발가스를 팽창시키는 팽창기(420); 팽창기(420)에서 팽창에 의해 냉각된 팽창 증발가스의 냉열을 이용하여 고압 증발가스를 액화시키는 저온 열교환기(200);를 포함한다.
도면에 도시하지는 않았지만, 본 실시예가 적용되는 LNG FSRU 또는 LNG FSPP에는, LNG 재기화 시스템이 구비된다. LNG 재기화 시스템은, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(미도시); 재기화시킬 LNG를 재기화 가스 수요처에서 요구하는 압력까지 압축시키는 고압펌프(미도시); 및 압축 LNG를 기화시켜 재기화 가스 수요처로 공급하는 기화기(미도시);를 포함할 수 있다.
LNG 저장탱크에 저장된 LNG는, 고압펌프에서 재기화 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축되고, 기화기에서 기화되어 재기화 가스 수요처로 공급된다.
LNG 저장탱크에는, LNG가 약 0.5 bar 내지 1.1 bar에서 약 -163℃의 극저온으로 저장되어 있다. 즉, LNG 저장탱크는, LNG가 액체상태를 유지하면서 저장될 수 있도록 단열처리되는 것이 바람직하다.
그러나 LNG 저장탱크가 단열처리되어 있더라도, LNG 저장탱크 내에서 외부의 열 침입 등에 의해 LNG가 자연기화하여 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 생성될 수 있다. 그러므로 LNG 저장탱크는 LNG 저장탱크 내에서 생성된 증발가스에 의한 압력 상승을 설정압력까지 견딜 수 있도록 제작된 것일 수 있으며, 저장탱크의 내압이 설정압력을 초과하면 안전밸브가 개방되어 LNG 저장탱크 내 증발가스를 LNG 저장탱크 외부로 배출시키도록 설계되어 있을 수 있다.
본 실시예의 증발가스 라인(BL)은, LNG 저장탱크와 연료 컴프레서(600)를 연결하고, LNG 저장탱크로부터 배출되는 증발가스는 증발가스 라인(BL)을 따라 연료 컴프레서(600)로 공급된다.
연료 컴프레서(600)는, 증발가스 라인(BL)을 따라 이송된 증발가스를, 연료 수요처에서 요구하는 저압으로 압축시킨다.
본 실시예에서 연료 수요처는, 저압으로 압축된 저압 증발가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 발전용 엔진(DFDE; Dual Fuel Diesel Electric)일 수 있다. 발전용 엔진은 예를 들어, DFDG(Dual Fuel Diesel Generator)일 수 있다. DFDG는 엔진 축에 발전기가 연결된 것으로서, 4-행정(4-stroke) 사이클을 사용한다.
또한, DFDE 엔진은 약 2 bar 내지 8 bar, 또는 6.5 bar 정도의 저압 천연가스를 연소용 공기 입구에 주입하여, 피스톤이 올라가면서 압축시키는 오토 사이클(otto cycle)을 채택하고 있다.
즉, 본 실시예의 연료 컴프레서(600)는, 증발가스를, 약 2 bar 내지 8 bar, 또는 약 5 bar 내지 6.5 bar로 압축시킨다. 이하, 연료 컴프레서(600)에서 압축되는 증발가스는 압력을 '저압'이라 하기로 한다.
도 1에 도시된 바와 같이, 본 실시예의 연료 컴프레서(600)는, 제1 연료 압축부(610) 및 제2 연료 압축부(620) 등 2개의 압축부를 포함하여, 증발가스를 2단계에 걸쳐 저압으로 압축시키는 2단 압축기일 수 있다. 본 실시예에서는, 연료 컴프레서(600)가 2단 압축기인 것을 예로 들어 설명하지만, 이에 한정하는 것은 아니다.
또한, 제1 연료 압축부(610)와 제2 연료 압축부(620)는 하나의 축(shaft)으로 연결되어 있을 수 있다.
본 실시예에 따르면, 연료 컴프레서(600)의 후단에는 제1 연료 압축부(610) 및 제2 연료 압축부(620)에서 압축되면서 온도가 상승한 저압 증발가스를 냉각시키는 제1 쿨러(630);를 더 포함할 수 있다.
도 1에서는 제1 쿨러(630)가 제2 연료 압축부(620) 후단에 구비되는 것을 예로 들어 도시하였지만, 제1 쿨러는, 제1 연료 압축부(610) 후단 및 제2 연료 압축부(620) 후단에 모두 구비될 수도 있다.
본 실시예의 제1 쿨러(630)는, 저압 증발가스를 냉각수, 해수 등과 열교환시켜 냉각시키는 해수식 쿨러일 수 있고, 공기와 열교환시켜 냉각시키는 대기식 쿨러일 수도 있다.
제1 쿨러(630)는, 저압 증발가스를, 연료 수요처에서 요구하는 온도 조건 또는 후술하는 고압 컴프레서(700)의 도입 온도 조건까지 냉각시킬 수 있다.
본 실시예에 따르면, 제1 쿨러(630) 후단에서 연료 수요처로 연결되는 연료 공급라인(EL); 및 제1 쿨러(630) 후단에서 고압 컴프레서(700)로 연결되는 고압가스 라인(HL);을 더 포함할 수 있다.
즉, 연료 컴프레서(600)에서 압축되고, 제1 쿨러(630)에서 냉각된 저압 증발가스는 연료 공급라인(EL)을 따라 연료 수요처로 이송되거나 고압가스 라인(HL)을 따라 고압 컴프레서(700)로 이송된다.
연료 공급라인(EL) 및 고압가스 라인(HL)으로 분기되어 유동하는 저압 증발가스의 유량은, 도시하지 않은 제어부에 의해 제어될 수 있다. 예를 들어, 제어부는, 먼저, 연료 수요처에서 요구하는 연료 수요량, 본 실시예에서 발전용 엔진의 발전 부하에 따라 연료 수요량만큼을 연료 공급라인(EL)으로 분기시키고, 연료 수요처로 공급하고 남은 나머지 저압 증발가스를 고압가스 라인(HL)으로 분기시킬 수 있다.
본 실시예의 고압가스 라인(HL)은 연료 컴프레서(600)와 고압 컴프레서(700)를 연결하고, 본 실시예의 연료 컴프레서(600)와 고압 컴프레서(700)는, 고압가스 라인(HL)에 의해 직렬로 연결될 수 있다. 즉, 연료 컴프레서(600)에서 압축된 저압 증발가스의 일부 또는 전부는 고압가스 라인(HL)을 따라 고압 컴프레서(700)로 공급된다.
고압 컴프레서(700)는, 저압 증발가스를, 송출 압력 즉, 재기화 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시킨다. 재기화 가스 수요처는, 육상의 가스 터미널일 수 있으며, 본 실시예에서 재기화 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력은 약 50 barg 내지 100 barg 이상일 수 있다.
즉, 고압 컴프레서(700)는, 저압 증발가스를 약 50 barg 내지 100 barg 이상으로 압축시킨다. 이하, 고압 컴프레서(700)에서 압축되는 증발가스는 압력을 '고압'이라 하기로 한다.
고압 컴프레서(700)와 재기화 가스 수요처는 재기화 가스 송출라인(SL)에 의해 연결되며, 고압 컴프레서(700)에서 압축된 고압 증발가스는, 재기화 가스 송출라인(SL)을 따라 기화기에서 기화된 재기화 가스와 함께 육상의 가스 터미널로 공급될 수 있다. 재기화 가스 송출라인(SL)은 LNG 재기화 시스템의 기화기와도 연결될 수 있다.
도 1에 도시된 바와 같이, 본 실시예의 고압 컴프레서(700)는, 제1 고압 압축부(710), 제2 고압 압축부(730) 및 제3 고압 압축부(750) 등 3개의 압축부를 포함하여, 저압 증발가스를 3단계에 걸쳐 고압으로 압축시키는 3단 압축기일 수 있다. 본 실시예에서는, 고압 컴프레서(700)가 3단 압축기인 것을 예로 들어 설명하지만, 이에 한정하는 것은 아니다.
또한, 제1 고압 압축부(710), 제2 고압 압축부(730) 및 제3 고압 압축부(750)는 하나의 축(shaft)으로 연결되어 있을 수 있다.
본 실시예에 따르면, 고압 컴프레서(700)의 각 압축부 후단에는, 압축 과정에서 온도가 상승한 고압 증발가스를 냉각시키는 쿨러가 설치될 수 있다. 즉, 제1 고압 압축부(710) 후단에 설치되며, 제1 고압 압축부(710)로부터 제2 고압 압축부(730)로 공급되는 증발가스를 냉각시키는 제2 쿨러(720); 제2 고압 압축부(730) 후단에 설치되며, 제2 고압 압축부(730)로부터 제3 고압 압축부(750)로 공급되는 증발가스를 냉각시키는 제3 쿨러(740); 및 제3 고압 압축부(750) 후단에 설치되며, 제3 고압 압축부(750)로부터 토출된 고압 증발가스를 냉각시키는 제4 쿨러(760);를 더 포함할 수 있다.
본 실시예의 제2 쿨러(720), 제3 쿨러(740) 및 제4 쿨러(760)는, 고압 증발가스를 냉각수, 해수 등과 열교환시켜 냉각시키는 해수식 쿨러일 수 있고, 공기와 열교환시켜 냉각시키는 대기식 쿨러일 수도 있다.
본 실시예에 따르면, 고압 컴프레서(700)와 재기화 가스 수요처를 연결하는 재기화 가스 송출라인(SL)으로부터 분기되어, 저온 열교환기(200)로 연결되는 재액화 라인(RL);을 더 포함할 수 있다.
즉, 고압 컴프레서(700)에서 압축된 고압 증발가스 중 재기화 가스 수요처로 공급되고 남은 나머지 고압 증발가스는 재액화 라인(RL)을 따라 저온 열교환기(200)로 이송되고, 재액화되어 회수된다.
또한, 본 실시예에 따르면, 저온 열교환기(200)에서 냉각된 고압 증발가스를 감압시키는 감압 밸브(800); 및 감압 밸브(800)의 감압과정에서 생성된 플래시 가스를 기액분리하는 액화가스 드럼(100);을 더 포함한다.
저온 열교환기(200)에서 냉각된 고압 증발가스는, 감압 밸브(800)에서 감압되고, 액화가스 드럼(100)에서 기액분리되어, 액체 상태의 재액화 증발가스가 회수된다.
액화가스 드럼(100)에서 플래시 가스가 분리된 액체 상태의 재액화 증발가스는 LNG 저장탱크로 회수될 수 있다. 따라서, 감압 밸브(800)는, 증발가스가 LNG 저장탱크로 회수될 수 있도록 LNG 저장탱크의 내압까지 증발가스를 감압시킬 수 있다.
본 실시예에 따르면, 액화가스 드럼(100)과 저온 열교환기(200)의 저온 유입부를 연결하는 플래시 가스 라인(FL);을 더 포함할 수 있다. 액화가스 드럼(100)에서 분리된 기체 상태의 플래시 가스는 플래시 가스 라인(FL)을 따라 저온 열교환기(200)로 공급된다.
액화가스 드럼(100)에서 분리된 기체 상태의 플래시 가스는 저온 열교환기(200)에서 저온 열교환기(200)의 고온 유입부를 통해 유입된 고압 증발가스를 냉각시키는 냉매로 활용될 수 있다.
또한, 본 실시예에 따르면, 저온 열교환기(200) 전단에서 재액화 라인(RL)으로부터 분기되어 팽창기(420)로 연결되는 팽창 라인(PL);을 더 포함할 수 있다.
즉, 고압 컴프레서(700)로부터 재액화 라인(RL)을 따라 저온 열교환기(200)로 공급되는 고압 증발가스 중 일부는 팽창 라인(PL)을 따라 팽창기(420)로 공급될 수 있다.
또한, 팽창 라인(PL)은, 팽창기(420) 출구로부터 플래시 가스 라인(FL)으로 연결될 수 있다. 즉 팽창기(420)에서 팽창된 팽창 증발가스는 플래시 가스 라인(FL)을 따라 저온 열교환기(200)로 유입되는 플래시 가스 흐름에 합류될 수 있다.
팽창기(420)에서의 팽창과정에서 증발가스는 냉각되는데, 따라서, 본 실시예에 팽창 증발가스는, 저온 열교환기(200)에서 고압 증발가스를 냉각시키는 냉매로서 활용될 수 있다.
본 명세서에서 냉각이라는 것은, 증발가스의 액화, 응축, 과냉각을 포함하는 개념이다. 예를 들어, 저온 열교환기(200)로 유입되는 고압 증발가스는 액체 상태, 기체 상태 또는 기액 혼합물 상태로 유입될 수 있고, 저온 열교환기(200)에서 열교환에 의해 액화되거나, 과냉각될 수 있다.
본 실시예의 저온 열교환기(200)에서는, 고압 증발가스 및 플래시 가스와 팽창 증발가스의 혼합물은 열교환하여, 고압 증발가스는 냉각되고, 혼합물은 가열된다.
본 실시예에 따르면, 재액화 라인(RL)으로부터 팽창 라인(PL)이 분기되기 전의 지점에 설치되며, 저온 열교환기(200)로 유입되는 고압 증발가스를 예냉시키는 고온 열교환기(300);를 더 포함할 수 있다.
본 실시예의 고온 열교환기(300)는, 고압 증발가스의 온도를, 팽창기(420)의 도입 온도 조건까지 냉각시킬 수 있다.
고온 열교환기(300)에서 예냉된 고압 증발가스 중 일부는 팽창기(420)로 공급되고, 팽창기(420)로 공급되고 남은 나머지 고압 증발가스는 저온 열교환기(200)로 공급되어 냉각된다.
고온 열교환기(300)에서는, 저온 열교환기(200) 및 팽창기(420)로 공급되는 고압 증발가스와 저온 열교환기(200)에서 고압 증발가스를 냉각시킨 후 배출되는 혼합물 흐름이 열교환하여, 고압 증발가스는 냉각되고, 혼합물 흐름은 가열된다.
고온 열교환기(300)에서 냉각된 고압 증발가스는 각각 분기되어 저온 열교환기(200) 및 팽창기(420)로 공급된다.
본 실시예에 따르면, 플래시 가스 라인(FL)은, 액화가스 드럼(100), 저온 열교환기(200), 고온 열교환기(300) 및 연료 컴프레서(600)를 연결한다.
고온 열교환기(300)에서 가열된 혼합물 흐름은, 플래시 가스 라인(FL)을 따라 연료 컴프레서(600)에서 압축되는 저압 증발가스 흐름에 합류된다.
즉, 저온 열교환기(200) 및 고온 열교환기(300)에서 고압 증발가스를 냉각시키는 냉매로서 사용된 혼합물 흐름은 연료 컴프레서(600)로 회수되어, 저압으로 압축된다.
이와 같이, 본 실시예에 따르면, 외부로 버려지는 증발가스의 유량은 없고, 증발가스는 모두 회수되고, 따라서, 증발가스를 효과적으로 처리할 수 있다.
도 1에는, 플래시 가스 라인(FL)이 연료 컴프레서(600)의 제2 연료 압축부(620) 전단에서 합류되도록 하는 것을 예로 들어 도시하였다. 즉, 본 실시예에 따르면, 저온 열교환기(200) 및 고온 열교환기(300)에서 냉매로 사용된 혼합물 흐름은, 제2 연료 압축부(620)로 유입되는 증발가스 흐름에 합류된다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니다. 플래시 가스 라인(FL)이 증발가스 라인(BL)으로 합류되는 지점은, 연료 컴프레서(600)에서 압축되는 증발가스 흐름 중 플래시 가스 라인(FL)을 따라 유동하는 혼합물 흐름의 압력과 가장 유사한 압력을 갖는 연료 압축기 전단일 수 있다.
본 실시예에서는, 혼합물 흐름이 제2 연료 압축부(620) 전단에서 증발가스 흐름에 합류되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
또한, 본 실시예에 따르면, 플래시 가스 라인(FL)을 따라 증발가스 라인(BL)으로 합류되는 혼합물 흐름의 압력을, 제2 연료 압축부(620)로 유입되는 증발가스의 압력까지 압축시키는 가스 컴프레서(410); 및 가스 컴프레서(410)에서 압축된 혼합물 흐름의 온도를 조절하는 가스 쿨러(500);를 더 포함할 수 있다.
본 실시예의 가스 컴프레서(410)는, 상술한 팽창기(420)와 하나의 축으로 연결될 수 있다. 즉, 팽창기(420)의 팽창일은 가스 컴프레서(410)의 압축일이 된다. 본 실시예에서는 도 1에 도시된 바와 같이, 가스 컴프레서(410)와 팽창기(420)가 하나의 축으로 연결된 컴팬더(400);로 구비되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
이하, 도 1을 참고하여, 상술한 LNG 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치의 작동 원리를 설명하기로 한다.
본 실시예에서, 증발가스 라인(BL)을 따라 연료 컴프레서(600)로 유입되는 증발가스의 유량은 약 2.3 ton/hr, 압력은 약 0 barg, 온도는 약 -120℃인 것을 예로 들어 설명하기로 한다. 본 실시예에서 설명하는 유체의 유량, 압력, 온도 등의 공정 조건은 해당 수치에 한정하는 것은 아니고, 재기화 가스의 송출 압력이나 LNG의 조성 등에 따라 변경될 수 있다.
먼저, 증발가스 라인(BL)을 따라 연료 컴프레서(600)로 유입된 증발가스는, 제1 연료 압축부(610)에서 약 2.2 barg로 압축되고, 압축과정에서 온도가 약 -27.1℃로 상승한다.
제1 연료 압축부(610)에서 압축된 압축 증발가스는 증발가스 라인(BL)을 따라 제2 연료 압축부(620)로 유입된다. 이때, 플래시 가스 라인(FL)을 통해, 저온 열교환기(200) 및 고온 열교환기(300)에서 냉매로 사용된 혼합물 흐름이 제1 연료 압축부(610)에서 압축된 증발가스 흐름에 합류된다. 플래시 가스 라인(FL)을 통해 합류되는 흐름의 유량은 약 6.9 ton/hr, 압력은 약 2.2 barg, 온도는 약 43℃일 수 있다.
제1 연료 압축부(610)에서 압축된 압축 증발가스 흐름에 플래시 가스 라인(FL)을 통해 혼합물 흐름이 합류되어, 제2 연료 압축부(620)로 유입되는 증발가스 흐름의 유량은 약 9.5 ton/hr, 압력은 약 2.2 barg, 온도는 약 23.3℃가 될 수 있다.
제2 연료 압축부(620)에서는 증발가스 흐름이 약 5.5 barg로 압축된다. 제2 연료 압축부(620)에서 압축된 저압 증발가스 중 일부는 연료 수요처로 공급되고, 나머지는 고압 컴프레서(700)로 유입된다.
본 실시예에서는, 연료 공급라인(EL)으로 분기되어 연료 수요처로 공급되는 저압 증발가스의 유량은 약 0.7 ton/hr, 고압가스 라인(HL)으로 분기되어 고압 컴프레서(700)로 유입되는 저압 증발가스의 유량은 약 8.8 ton/hr인 것을 예로 들기로 한다. 고압가스 라인(HL)으로 분기되어 고압 컴프레서(700)로 유입되는 저압 증발가스의 유량은 약 10 MMSCFD(Million Standard Cubic Feet per Day of gas)에 해당한다.
제1 고압 압축부(710)에서 증발가스는 약 15.5 barg로 압축되고, 제2 고압 압축부(730)에서 증발가스는 약 40 barg로 압축되며, 제3 고압 압축부(750)에서 증발가스는 약 100 barg로 압축된다.
고압 컴프레서(700)에서 100 barg로 압축된 고압 증발가스 중 일부는 재기화 가스 송출라인(SL)을 따라 재기화 가스 수요처로 공급되고, 나머지 일부는 재액화 라인(RL)으로 분기된다.
본 실시예에서는, 재기화를 실시하지 않거나, 즉, 재기화 가스 수요처에서 재기화 가스 수요량이 없거나, 재기화 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스 수요량이 적어서, 기화기에서 기화시켜 재기화 가스 수요처로 공급하는 재기화 가스량으로 수요를 충족시킬 수 있는 경우의 증발가스 처리 방법을 예로 들어 설명하기로 한다.
즉, 본 실시예에서, 재기화 가스 송출라인(SL)으로 공급되는 고압 증발가스의 유량은 없고, 고압 컴프레서(700)에서 압축된 고압 증발가스는 모두 재액화 라인(RL)으로 분기되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
고압 컴프레서(700)에서 압축된 약 100 barg, 약 43℃의 8.8 ton/hr(10 MMSCFD)의 고압 증발가스는, 재액화 라인(RL)을 따라 고온 열교환기(300)로 공급된다. 고온 열교환기(300)에서 고압 증발가스는 약 25℃로 냉각된다.
고온 열교환기(300)에서 냉각된 고압 증발가스의 일부는 팽창 라인(PL)을 따라 팽창기(420)로 분기되고, 팽창기(420)로 분기되고 남은 나머지 고압 증발가스는 재액화 라인(RL)을 따라 저온 열교환기(200)로 공급된다.
본 실시예에서는, 고온 열교환기(300)에서 냉각된 약 8.8 ton/hr의 고압 증발가스 중에서, 약 6.5 ton/hr의 고압 증발가스가 팽창 라인(PL)으로 분기되고, 나머지 약 2.3 ton/hr의 고압 증발가스가 저온 열교환기(200)로 공급되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.
저온 열교환기(200)에서 약 2.3 ton/hr, -25℃의 고압 증발가스는, 약 -157℃로 냉각(액화)된다.
저온 열교환기(200)에서 냉각된 고압 증발가스는, 감압밸브(800)에서 약 0.5 barg로 감압되고, 감압과정에서 약 -168.1℃로 냉각된다.
감암밸브(800)를 통과한 약 0.5 barg, -168.1℃, 2.3 ton/hr의 재액화 증발가스는 액화가스 드럼(100)으로 공급되고, 액화가스 드럼(100)에서 기액분리되어 LNG 저장탱크로 회수된다.
본 실시예에 따르면, 액화가스 드럼(100)에서는 약 0.4 ton/hr의 플래시 가스가 분리된 약 1.9 ton/hr의 액체 상태의 재액화 증발가스가 LNG 저장탱크로 회수된다.
액화가스 드럼(100)에서 분리된 약 0.4 ton/hr, 0.5 barg, -168.1℃의 기체 상태의 플래시 가스는, 플래시 가스 라인(FL)을 따라 저온 열교환기(200)로 공급되어 냉열이 회수된다.
이때, 저온 열교환기(200)로 공급되는 플래시 가스 흐름에는, 팽창기(420)에서 팽창된 팽창 증발가스 흐름이 합류된다.
상술한 바와 같이, 팽창기(420)로는 약 6.5 ton/hr, 100 barg, -25℃의 고압 증발가스가 유입된다. 팽창기(420)에서 고압 증발가스는, 약 0.5 barg로 팽창되고, 팽창과정에서 온도는 약 -158.6℃로 냉각된다.
팽창기(420)에서 팽창된 약 6.5 ton/hr, 0.5 barg, -158.6℃의 팽창 증발가스와 액화가스 드럼(100)에서 기액분리된 약 0.4 ton/hr, 0.5 barg, -168.1℃의 플래시 가스가 혼합된, 약 6.9 ton/hr, 0.5 barg, -159℃의 혼합물 흐름은, 저온 열교환기(200)로 고압 증발가스를 냉각시키는 냉매로서 공급된다.
저온 열교환기(200)에서 고압 증발가스를 냉각시키면서 혼합물 흐름은 약, -90.7℃로 가열된다.
저온 열교환기(200)에서 고압 증발가스를 냉각시키면서 가열된 혼합물 흐름은 고온 열교환기(300)로 냉매로서 공급된다.
고온 열교환기(300)에서 고압 증발가스를 냉각시키면서 혼합물 흐름은 약 40.0℃로 가열된다.
고온 열교환기(300)에서 고압 증발가스를 냉각시키면서 가열된 혼합물 흐름은 가스 컴프레서(410)에서 약 2.2 barg로 압축되고, 제5 쿨러(500)에서 약 43℃로 조절되어 제2 연료 압축부(620)로 공급되는 증발가스 흐름에 합류된다.
상술한 바와 같이, 본 발명에 따르면, LNG 재기화 시스템에서 생성되는 증발가스를, 재기화시킬 LNG의 냉열을 이용하여 응축시켜 회수하는 것이 아니라, 증발가스 자체를 팽창시켜 냉열을 회수하여 액화시키므로, 재기화 가스 유량이나 연료 소모량과 관계 없이 증발가스를 전량 재액화시켜 회수할 수 있다.
이상과 같이 본 발명에 따른 실시 예를 살펴보았으며, 앞서 설명된 실시예 이외에도 본 발명이 그 취지나 범주에 벗어남이 없이 다른 특정 형태로 구체화될 수 있다는 사실은 해당 기술에 통상의 지식을 가진 이들에게는 자명한 것이다. 그러므로 상술한 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 (15)

  1. 액화가스 재기화 시스템에서 생성되는 증발가스를 처리하는 증발가스 처리 장치에 있어서,
    증발가스를 연료 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 저압 컴프레서;
    상기 저압 컴프레서 후단에 상기 저압 컴프레서와 직렬로 설치되며, 상기 저압 컴프레서에서 압축된 저압 증발가스를 재기화 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 고압 컴프레서;
    상기 고압 컴프레서에서 압축된 고압 증발가스를 냉각시키는 저온 열교환기;
    상기 저온 열교환기에서 냉각된 고압 증발가스를 상기 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크의 내압까지 감압시키는 감압 장치; 및
    상기 감압 장치에서 감압과정에 의해 생성된 플래시 가스를 분리하는 액화가스 드럼;을 포함하여,
    상기 액화가스 드럼에서 분리된 액체 상태의 재액화 증발가스를 상기 액화가스 저장탱크로 회수하는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 저온 열교환기로 공급되는 고압 증발가스 중 일부를 분기시켜 팽창에 의해 냉각시키는 팽창기;를 더 포함하고,
    상기 저온 열교환기에서는, 상기 팽창기에서 팽창에 의해 냉각된 팽창 증발가스와 상기 고압 증발가스가 열교환하여, 상기 고압 증발가스가 냉각되는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치.
  3. 청구항 2에 있어서,
    상기 저온 열교환기로 공급되는 고압 증발가스를 상기 팽창기 도입 온도까지 예냉시키는 고온 열교환기;를 더 포함하고,
    상기 고온 열교환기로부터 저온 열교환기로 공급되는 고압 증발가스 중 일부가 상기 팽창기로 분기되는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치.
  4. 청구항 3에 있어서,
    상기 고온 열교환기에서는,
    상기 저온 열교환기 및 팽창기로 공급되는 고압 증발가스와 상기 저온 열교환기에서 열교환 후 배출되는 가열된 팽창 증발가스가 열교환하여, 고압 증발가스가 냉각되는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치.
  5. 청구항 3에 있어서,
    상기 저온 열교환기에서 열교환 후 배출되는 팽창 증발가스를, 상기 연료 컴프레서에서 압축되는 증발가스 흐름의 압력까지 압축시키는 가스 컴프레서;를 더 포함하고,
    상기 가스 컴프레서에서 압축된 증발가스는 상기 연료 컴프레서에서 압축되는 증발가스 흐름으로 합류되는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치.
  6. 청구항 5에 있어서,
    상기 가스 컴프레서는, 상기 팽창기와 하나의 축으로 연결되는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치.
  7. 청구항 5에 있어서,
    상기 가스 컴프레서에서 압축에 의해 온도가 상승한 압축 증발가스의 온도를 조절하는 가스 쿨러;를 더 포함하는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치.
  8. 청구항 3에 있어서,
    상기 액화가스 드럼에서 분리된 플래시 가스는, 상기 저온 열교환기로 공급되는 팽창 증발가스 흐름에 합류되는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 장치.
  9. 액화가스 재기화 시스템에서 생성되는 증발가스를 처리하는 증발가스 처리 방법에 있어서,
    증발가스를 연료 수요처에서 요구하는 저압으로 압축하고,
    상기 저압으로 압축된 저압 증발가스를 재기화 가스 수요처에서 요구하는 고압으로 압축하고,
    상기 고압으로 압축된 고압 증발가스를 냉각시키고,
    상기 냉각된 고압 증발가스를 상기 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크의 내압까지 감압시키고,
    상기 감압과정에 의해 생성된 플래시 가스를 분리하여, 액체 상태의 재액화 증발가스를 상기 액화가스 저장탱크로 회수하는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 방법.
  10. 청구항 9에 있어서,
    상기 고압 증발가스를 냉각시키는 것은,
    상기 고압 증발가스를 냉각시키기 전에, 고압 증발가스 중 일부를 분기시켜 팽창에 의해 냉각시키고,
    상기 팽창에 의해 냉각된 팽창 증발가스와 상기 고압 증발가스를 열교환시켜, 상기 고압 증발가스의 적어도 일부를 액화시키는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 방법.
  11. 청구항 10에 있어서,
    상기 고압 증발가스를 상기 팽창 증발가스와 열교환시키기 전에,
    상기 고압 증발가스를 냉각시키면서 온도가 상승한 팽창 증발가스와 열교환시켜, 고압 증발가스를 예냉시키는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 방법.
  12. 청구항 11에 있어서,
    상기 고압 증발가스를 예냉시키는 것은,
    상기 고압 증발가스를 팽창시키는 팽창기의 도입 온도까지 냉각시키는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 방법.
  13. 청구항 11에 있어서,
    상기 고압 증발가스를 냉각시키면서 가열된 팽창 증발가스는, 상기 연료 컴프레서에서 압축되는 증발가스 흐름의 압력까지 압축시킨 후, 상기 연료 컴프레서에서 압축되는 증발가스 흐름으로 합류시키는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 방법.
  14. 청구항 13에 있어서,
    상기 팽창 증발가스를 압축시키는 압축일은, 상기 고압 증발가스를 팽창시키는 팽창일에 의해 얻어지는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 방법.
  15. 청구항 11에 있어서,
    상기 분리된 플래시 가스는, 상기 고압 증발가스와 열교환하는 팽창 증발가스 흐름으로 합류시키는, 액화가스 재기화 시스템의 증발가스 처리 방법.
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