KR20180097364A - Boil Off Gas Treatment System And Method - Google Patents

Boil Off Gas Treatment System And Method Download PDF

Info

Publication number
KR20180097364A
KR20180097364A KR1020170024263A KR20170024263A KR20180097364A KR 20180097364 A KR20180097364 A KR 20180097364A KR 1020170024263 A KR1020170024263 A KR 1020170024263A KR 20170024263 A KR20170024263 A KR 20170024263A KR 20180097364 A KR20180097364 A KR 20180097364A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
gas
storage tank
lng
liquefied gas
compressed
Prior art date
Application number
KR1020170024263A
Other languages
Korean (ko)
Other versions
KR102608692B1 (en
Inventor
이창우
Original Assignee
대우조선해양 주식회사
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 대우조선해양 주식회사 filed Critical 대우조선해양 주식회사
Priority to KR1020170024263A priority Critical patent/KR102608692B1/en
Publication of KR20180097364A publication Critical patent/KR20180097364A/en
Application granted granted Critical
Publication of KR102608692B1 publication Critical patent/KR102608692B1/en

Links

Images

Classifications

    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B27/00—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers
    • B63B27/30—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for transfer at sea between ships or between ships and off-shore structures
    • B63B27/34—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for transfer at sea between ships or between ships and off-shore structures using pipe-lines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
    • B63H21/00—Use of propulsion power plant or units on vessels
    • B63H21/38—Apparatus or methods specially adapted for use on marine vessels, for handling power plant or unit liquids, e.g. lubricants, coolants, fuels or the like
    • 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
    • F17C13/004—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels for large storage vessels not under pressure
    • 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
    • F17C6/00—Methods and apparatus for filling vessels not under pressure with liquefied or solidified gases
    • 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
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0171—Arrangement
    • F17C2227/0185—Arrangement comprising several pumps or compressors
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • 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
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/04—Methods for emptying or filling
    • F17C2227/041—Methods for emptying or filling vessel by vessel
    • 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
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • 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
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

The present invention relates to a boil-off gas (BOG) treatment system and a method thereof and, more specifically, to a BOG treatment system capable of improving processing efficiency of a large amount of BOG generated when unloading liquefied gas and a method thereof. According to the present invention, the BOG treatment system comprises: a first storage tank installed on a vessel or an offshore structure, and receiving the liquefied gas supplied from an external supply place of the vessel or the offshore structure to store the received liquefied gas; a liquefied natural gas (LNG) unloading line to connect the external supply source with the first storage tank; an evaporator reevaporating the liquefied gas stored in the first storage tank to supply the evaporated gas to a gas demanding place; a compressor to compress BOG generated from the first storage tank; a heat exchanger to exchange heat between the compressed BOG compressed in the compressor and the liquefied gas supplied to the evaporator; and a first BOG discharge line to connect the heat exchanger with the external supply place connected to the LNG unloading line. Accordingly, the BOG generated from the first storage tank is cooled by the heat exchanger to be discharged to the external supply place when the liquefied gas is unloaded to the first storage tank from the external supply place.

Description

증발가스 처리 시스템 및 방법 {Boil Off Gas Treatment System And Method}BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a boil-

본 발명은 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것으로, 보다 구체적으로는, 액화가스를 하역할 때 발생하는 많은 양의 증발가스 처리 효율을 개선할 수 있는 증발가스 처리 시스템 및 방법에 관한 것이다. The present invention relates to an evaporative gas processing system and method, and more particularly, to a system and method for processing an evaporative gas capable of improving the efficiency of processing large amounts of evaporative gas generated when unloading liquefied gas.

근래, 전 세계적으로 천연가스(Natural Gas)의 수요가 급격하게 증가하면서 천연가스의 생산, 공급 및 운반은 핵심적으로 국가의 경쟁력과 연결되고 있다. 천연가스가 생산되지 않는 국가는 천연가스가 생산되는 인접한 국가로부터 육상 파이프라인을 연결하여 천연가스를 공급받거나 운반선을 이용하여 LNG를 수입한다.In recent years, the demand for natural gas has increased sharply worldwide, and the production, supply and transportation of natural gas has been linked to the competitiveness of the nation. In countries where natural gas is not produced, natural gas is supplied from neighboring countries where natural gas is produced, and natural gas is supplied to the land pipeline, or LNG is imported using the carrier.

즉, 천연가스는 생산지에서 극저온의 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 'LNG'라 함.) 상태로 만들어진 후, LNG 운반선에 의해 목적지까지 원거리에 걸쳐 수송된다. In other words, natural gas is produced at the cryogenic state of the liquefied natural gas (LNG), and then transported to the destination by the LNG carrier over a long distance.

LNG 운반선은, LNG를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 LNG를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해 LNG의 극저온을 견딜 수 있는 LNG 저장탱크를 포함한다. 통상, 이러한 LNG 운반선은 LNG 저장탱크 내의 LNG를 액화된 상태 그대로 육상에 하역하고, 하역된 LNG는 육상 저장소에 액화된 상태로 저장한다. 또는, 육상에 설치된 LNG 재기화 설비를 이용하여 가스 수요처의 요구에 따라 압력, 유량, 온도 등의 조건에 맞추어 재기화시켜 가스배관을 통해 가스 수요처로 공급할 수 있다. The LNG carrier is intended for unloading LNG from the onshore site by carrying LNG to the sea, and includes an LNG storage tank capable of withstanding the cryogenic temperature of the LNG. Typically, such LNG carriers will unload LNG in the liquefied LNG storage tank onshore and store the unloaded LNG in liquefied land storage. Alternatively, the LNG regeneration facility installed on the land can be used to regenerate the gas according to the conditions of pressure, flow rate, and temperature in accordance with the demand of the gas demander, and supply it to the gas demanding place through the gas piping.

이러한 육상의 저장소 또는 LNG 재기화 설비는 안정적인 천연가스 수요가 있는 지역에는 경제적으로도 유리하며 적합한 것으로 알려졌지만, 천연가스의 수요가 일시적 또는 계절적인 수요처는 높은 설치비, 관리비 등 경제적인 불리함이 있다. Although such onshore reservoirs or LNG regasification facilities are known to be economically viable and suitable for areas with stable natural gas demand, temporary or seasonal demand for natural gas is economically disadvantageous in terms of installation and maintenance costs .

또한, 육상의 LNG 재기화 설비는 테러, 자연재해 등에 의해 파괴될 경우 LNG 운반선이 LNG를 싣고 도달한다고 하더라도 LNG를 재기화시킬 수 없는 등의 문제가 될 위험을 안고 있다. In addition, land-based LNG regasification facilities are at risk of being unable to regenerate LNG even if the LNG carriers reach LNG carriers when they are destroyed by terrorism or natural disasters.

이에 따라서 최근에는, LNG 운반선을 이용하여 수입된 LNG를 수송선에서 바로 육상의 수요처로 재기화시켜 공급하는 LNG RV나, LNG의 저장 및 재기화 설비가 갖추어진 부유식 구조물을 이용하여 해상에서 직접 육상 수요처로 재기화시킨 LNG를 공급하는 LNG FSRU 등이 개발되고 있다. In recent years, LNG RVs, which are supplied by recycling the imported LNG from the transport to the demand of the land directly from the transport line, and floating structures equipped with LNG storage and regeneration facilities, And LNG FSRU, which supplies LNG regenerated to demand, are being developed.

LNG 부유식 저장 및 재기화장치(FSRU; Floating Storage and Regasification Unit)는 해상에 설치되는 부유식 LNG 터미널로 LNG 운반선이 이송해온 LNG를 저장하고, LNG 저장탱크 내의 LNG를 고압펌프를 이용하여 기화기로 공급하여 기화기에서 기화시켜 공급한다. LNG 재기화선(RV; Regasification Vessel)에 의해 LNG가 수송되는 경우에는, LNG가 LNG FSRU 또는 육상의 하역 터미널을 거치지 않고도 LNG RV 자체에서 재기화되어 소비처로 직접 공급될 수 있다.The LNG storage and regasification unit (FSRU) is a floating LNG terminal installed on the sea. It stores the LNG transported by the LNG carrier, and the LNG in the LNG storage tank is transported to the vaporizer And supplied by the vaporizer. When LNG is transported by LNG regasification vessel (LVG), LNG can be regenerated from LNG RV itself without going through LNG FSRU or offshore terminal, and can be supplied directly to the consumer.

한편, 천연가스의 액화온도는 상압(Ambient Pressure)에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃보다 약간만 높아도 증발된다. 종래의 LNG 운용 선박의 경우, LNG 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 LNG 저장탱크 내에 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 발생한다. On the other hand, since the liquefaction temperature of natural gas is a cryogenic temperature of about -163 ° C at ambient pressure, LNG is evaporated even if its temperature is slightly higher than -163 ° C at normal pressure. In the conventional LNG storage tank, the LNG storage tank is heat-treated, but the external heat is continuously transferred to the LNG, so that the LNG is continuously vaporized in the LNG storage tank, and the evaporation gas (BOG ; Boil-Off Gas) occurs.

LNG 운반선 등 LNG 운용 선박의 LNG 저장탱크에서 발생한 증발가스는 선박의 추진 연료로써 사용하거나, 증발가스를 재액화시켜 다시 LNG 저장탱크로 복귀시키는 방식을 적용하였다. 또한, 추진 장치에서 연료로 사용할 수 있거나 재액화 장치에서 처리할 수 있는 양 이상의 증발가스는 가스 연소기(GCU; Gas Combustion Unit) 등 별도의 장비에서 소각시켜 처리한다.The LNG storage tank of the LNG carriers such as the LNG carrier is used as the propulsion fuel of the ship, or the evaporation gas is re-liquefied and returned to the LNG storage tank. In addition, the amount of evaporative gas that can be used as fuel in the propulsion unit or can be treated in the re-liquefier is treated by incineration in a separate equipment such as a gas combustion unit (GCU).

예컨대, LNG 운반선이 운하를 통과하거나 운하 대기 시, 적재 상태에서 입항 대기하거나 입항할 경우에는 보일러나 추진 엔진 등에서 증발가스의 소비가 없거나 적고, 이러한 잉여의 증발가스는 가스 연소기에서 태워버릴 수밖에 없다.For example, when an LNG carrier is allowed to pass through a canal, wait in a canal, wait for entry, or enter the port, there is little or no consumption of evaporated gas in a boiler or propulsion engine, and such surplus evaporated gas is inevitably burned in a gas burner.

150,000m3 용량의 LNG 저장탱크가 마련된 선박을 예로 들면, 이와 같이 태워버리는 증발가스의 양은 연간 1,500 ~ 2,000ton이고, 이를 금액으로 환산하면 약 6억 원에 달하여 경제적 손실이 클 뿐 아니라, 증발가스를 태워버리면 환경오염의 문제도 발생한다. Taking as an example a ship equipped with an LNG storage tank having a capacity of 150,000 m 3, the amount of evaporative gas burned in this way is 1,500 to 2,000 tons per year, which amounts to about 600 million won, If you burn it, the problem of environmental pollution also occurs.

특히, 이러한 LNG 운용 선박에서는 LNG를 선적하거나 하역할 때 순간적으로 많은 양의 증발가스가 발생한다. Particularly, in such LNG carriers, a large amount of evaporative gas is instantaneously generated when loading or unloading LNG.

예를 들어, LNG 운반선으로부터 LNG FSRU로 LNG를 하역하는 중에, LNG를 공급받는 LNG FSRU의 저장탱크에서 대량의 증발가스가 발생하지만 LNG FSRU 내 증발가스 소모량은 없거나 매우 적다. 이때의 잉여 증발가스의 일부는 LNG를 선적해주는 공급처나 LNG를 하역하는 수요처, 예를 들어 LNG 운반선에 마련된 LNG 저장탱크로 증발가스를 배출시킬 수 있다. 그러나 LNG 운반선 측으로 이송할 수 있는 증발가스의 양은 LNG 운반선의 저장탱크의 압력을 높이지 않을 정도의 수준으로 제한된다.For example, while unloading LNG from an LNG carrier to an LNG FSRU, a large amount of evaporative gas is generated in the storage tank of the LNG FSRU that is supplied with the LNG, but there is no or very little evaporative gas consumption in the LNG FSRU. A portion of the surplus evaporative gas at this time can discharge the evaporative gas to the source of shipment of the LNG or the LNG storage tank of the customer who unloads the LNG, for example, the LNG carrier. However, the amount of evaporative gas that can be transferred to the LNG carrier is limited to a level that does not increase the pressure in the storage tank of the LNG carrier.

도 1은 종래 LNG FSRU에 마련되는 LNG 재기화 시스템 및 증발가스 처리 시스템을 간략하게 도시한 도면이다.1 is a schematic view of an LNG regasification system and an evaporation gas processing system provided in a conventional LNG FSRU.

도 1에 도시한 바와 같이, LNG FSRU(5)에는 LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(500)가 마련된다. LNG 저장탱크(500)에 저장된 LNG는 이송펌프(501)에 의해 LNG 저장탱크(500)부터 고압펌프(520)로 이송되고, 고압펌프(520)는 LNG를 가압하여 기화기(530)로 공급하며, 기화기(530)는 LNG를 기화시켜 재기화 가스를 육상 수요처로 공급한다.As shown in FIG. 1, the LNG FSRU 5 is provided with an LNG storage tank 500 for storing LNG. The LNG stored in the LNG storage tank 500 is transferred from the LNG storage tank 500 to the high pressure pump 520 by the transfer pump 501 and the high pressure pump 520 pressurizes the LNG to supply it to the vaporizer 530 , The vaporizer 530 vaporizes the LNG to supply the regeneration gas to the land demand site.

이러한 평상시에는, 저장탱크(500)에서 발생한 증발가스를 고압 저용량 압축기(550)를 이용하여 약 6.5bara로 압축시켜, LNG FSRU(5)의 가스 엔진이나 보일러의 연료로 공급하며, 연료의 수요를 초과하는 양만큼의 증발가스는 재응축기(510)로 공급하여, 이송펌프(501)에 의해 이송된 LNG의 냉열을 이용하여 응축시킬 수 있다. 응축된 증발가스는 LNG와 함께 고압펌프(520)에 의해 가압되어 기화기(530)로 공급될 수 있다. 엔진 등 연료 수요처와 재응축기(510)로 공급할 수 있는 용량을 초과한 양의 나머지 증발가스는 가스 연소기로 공급하여 소각시킨다.At this time, the evaporated gas generated in the storage tank 500 is compressed to about 6.5 bara by using the high-pressure low-capacity compressor 550 and supplied to the gas engine or boiler fuel of the LNG FSRU 5, The excess amount of the evaporation gas is supplied to the recondenser 510 and can be condensed using the cooling heat of the LNG transferred by the transfer pump 501. [ The condensed evaporated gas may be pressurized by the high-pressure pump 520 with the LNG and supplied to the vaporizer 530. The remaining amount of evaporated gas in excess of the capacity of the fuel consumer and the re-condenser 510 is supplied to the gas combustor and incinerated.

한편, LNG 운반선(6)에 마련된 LNG 저장탱크(600)로부터 LNG FSRU(5)에 마련된 LNG 저장탱크(500)로 LNG의 하역을 실시할 때에는, LNG FSRU(5) 측에서 수십 톤에 달하는 다량의 증발가스가 발생한다. 그러나 하역 중에는 LNG FSRU(5)에 마련된 보일러나 가스 엔진 등 연료 수요처의 증발가스 연료 수요가 없거나 극소량이다.On the other hand, when unloading LNG from the LNG storage tank 600 provided in the LNG carrier 6 to the LNG storage tank 500 provided in the LNG FSRU 5, Is generated. However, during the unloading, there is no or only a small amount of evaporative gas fuel demand in the fuel demand areas such as boilers and gas engines provided in the LNG FSRU (5).

이와 같이 하역 중에는 증발가스가 연료로 사용되는 양은 거의 없고, 기화기(530)의 재기화 용량이 작으면 재응축기(510)로 공급할 수 있는 용량 또한 제한되며, 허용 범위를 초과하는 증발가스량의 대부분은 가스 연소기에서 소각시켜 버릴 수 밖에 없다.In this way, during the unloading, there is almost no amount of evaporative gas used as fuel, and when the re-condensation capacity of the vaporizer 530 is small, the capacity that can be supplied to the re-condenser 510 is also limited. It is inevitable to incinerate it in a gas combustor.

또는, 도 1에 도시하지는 않았지만, 초고압 압축기를 추가로 더 마련하여, 증발가스를 약 50 내지 100bara로 압축시켜 기화기를 거치지 않고 육상으로 바로 공급해줄 수도 있다. 그러나 고압 압축기 또는 초고압 압축기는 설치 비용이 많이 들기 때문에 경제성을 고려하여 작은 용량의 것으로 마련하는 것이 일반적이다. Alternatively, although not shown in FIG. 1, an extra-high-pressure compressor may be additionally provided so that the evaporation gas is compressed to about 50 to 100 bara and supplied directly to the land without passing through the vaporizer. However, since a high-pressure compressor or an ultra-high-pressure compressor requires a high installation cost, it is common to provide a small capacity in consideration of economical efficiency.

따라서, 하역 중에 발생하는 증발가스를 모두 처리할 수 없어 하역 속도를 줄이거나 증발가스에 의한 압력 상승을 견딜 수 있도록 LNG FSRU(5)의 LNG 저장탱크(500) 설계 압력을 높게 하는 등 추가적인 운전 제약 조건이 필요하였다.Therefore, it is necessary to increase the design pressure of the LNG storage tank (500) of the LNG FSRU (5) in order to reduce the unloading speed or to withstand the pressure rise caused by the evaporation gas, Conditions were needed.

또한, 하역 중에는 LNG FSRU(5)의 LNG 저장탱크(500)에서 생성된 증발가스의 일부를 저압 대용량 압축기(540)를 이용하여 압축시켜 LNG 운반선(6)의 LNG 저장탱크(600)로 공급해줄 수도 있는데, 이는 압축 증발가스를 LNG 운반선(6)의 LNG 저장탱크(600) 상부로 공급해줌으로써 LNG 운반선(6)의 LNG 저장탱크(600)로부터 LNG가 보다 원활하게 배출될 수 있도록 하기 위함이다. During the unloading, a part of the evaporated gas generated in the LNG storage tank 500 of the LNG FSRU 5 is compressed by using the low-pressure large-capacity compressor 540 and supplied to the LNG storage tank 600 of the LNG carrier 6 This is to supply the compressed evaporation gas to the upper portion of the LNG storage tank 600 of the LNG carrier 6 so that the LNG can be discharged more smoothly from the LNG storage tank 600 of the LNG carrier 6. [

그러나 LNG FSRU(5)의 LNG 저장탱크(500)로부터 LNG 운반선(6)의 LNG 저장탱크(600)로 공급할 수 있는 증발가스의 양은 LNG 운반선(6)의 LNG 저장탱크(600)의 압력을 일정 수준 이상으로 높이지 않는 범위 내로 제한된다. However, the amount of the evaporative gas that can be supplied from the LNG storage tank 500 of the LNG FSRU 5 to the LNG storage tank 600 of the LNG carrier line 6 is set to a predetermined value by adjusting the pressure of the LNG storage tank 600 of the LNG carrier 6 To the extent that it does not go above the level.

따라서 본 발명은, 상술한 바와 같은 문제점을 해결하기 위하여, LNG 운반선으로부터 LNG FSRU로 LNG 하역을 실시할 때 LNG FSRU에서 발생하는 증발가스의 처리 효율을 개선할 수 있는 증발가스 처리 시스템 및 방법을 제공하고자 한다.SUMMARY OF THE INVENTION Accordingly, the present invention has been made to solve the above-mentioned problems, and it is an object of the present invention to provide an evaporative gas processing system and method capable of improving the efficiency of processing the evaporative gas generated in the LNG FSRU when performing LNG unloading from the LNG carrier to the LNG FSRU I want to.

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 의하면, 선박 또는 해양 구조물에 마련되며 상기 선박 또는 해양 구조물의 외부 공급처로부터 액화가스를 공급받아 저장하는 제1 저장탱크; 상기 외부 공급처와 상기 제1 저장탱크를 연결하는 LNG 하역라인; 제1 저장탱크에 저장된 액화가스를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 기화기; 제1 저장탱크에서 생성된 증발가스를 압축시키는 압축기; 및 상기 압축기에서 압축시킨 압축 증발가스와 상기 기화기로 공급되는 액화가스를 열교환시키는 열교환기;를 포함하고, 상기 LNG 하역라인이 연결된 외부 공급처와 상기 열교환기를 연결하는 제1 증발가스 배출라인;을 더 포함하여, 상기 외부 공급처로부터 상기 제1 저장탱크로 액화가스를 하역할 때에는, 상기 제1 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 열교환기에서 냉각시켜 상기 외부 공급처로 배출시키는 것을 특징으로 하는, 증발가스 처리 시스템이 제공된다. According to an aspect of the present invention, there is provided a method of operating a ship or an offshore structure, including: a first storage tank provided in a ship or an offshore structure for receiving and storing liquefied gas from an external supply source of the ship or an offshore structure; An LNG unloading line connecting the external supply source and the first storage tank; A vaporizer for regenerating the liquefied gas stored in the first storage tank and supplying it to the gas consumer; A compressor for compressing the evaporated gas produced in the first storage tank; And a first evaporation gas discharge line connecting the external supply source to which the LNG unloading line is connected and the heat exchanger, and a heat exchanger for exchanging heat between the compressed evaporation gas compressed by the compressor and the liquefied gas supplied to the vaporizer Wherein the evaporation gas generated in the first storage tank is cooled in the heat exchanger and discharged to the external supply source when the liquefied gas is unloaded from the external supply source to the first storage tank, Processing system is provided.

바람직하게는, 상기 압축기는 상기 증발가스를 저압으로 압축시키는 저압 압축기일 수 있다.Preferably, the compressor may be a low pressure compressor for compressing the evaporation gas to a low pressure.

바람직하게는, 상기 압축기는 증발가스를 고압으로 압축시키는 고압 압축기를 더 포함하고, 상기 고압 압축기에서 압축된 고압 증발가스를 상기 액화가스의 냉열로 응축시키는 재응축기; 및 상기 재응축기를 통과한 응축 증발가스와 액화가스를 기화기로 공급하는 고압펌프;를 더 포함할 수 있다.Preferably, the compressor further comprises a high-pressure compressor for compressing the evaporation gas to high pressure, a recondenser for condensing the high-pressure evaporation gas compressed in the high-pressure compressor to the cold heat of the liquefied gas; And a high pressure pump for supplying condensed vapor and liquefied gas passed through the recondenser to the vaporizer.

바람직하게는, 상기 고압 압축기와 상기 열교환기를 연결하는 증발가스 냉각라인;을 더 포함하여, 상기 고압 압축기에서 압축된 압축 증발가스는 상기 열교환기에서 냉각된 후 상기 재응축기로 공급될 수 있다.Preferably, the evaporative gas cooling line connecting the high-pressure compressor and the heat exchanger further comprises: a compressed evaporative gas compressed in the high-pressure compressor is cooled in the heat exchanger and then supplied to the recondenser.

바람직하게는, 상기 증발가스 냉각라인은 상기 LNG 하역라인이 폐쇄되었을 때 개방될 수 있다.Preferably, the evaporation gas cooling line may be opened when the LNG loading line is closed.

바람직하게는, 상기 선박 또는 해양 구조물은 FSRU이고, 상기 외부 공급처는 액화가스 운반선일 수 있다. Preferably, the vessel or offshore structure is an FSRU, and the external source may be a liquefied gas carrier.

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 의하면, 선박 또는 해양 구조물의 증발가스 처리 방법에 있어서, 상기 선박 또는 해양 구조물은 외부 공급처로부터 액화가스를 공급받아 제1 저장탱크에 저장하고, 상기 제1 저장탱크에 저장된 액화가스를 기화기에서 기화시켜 가스 수요처로 공급하며, 상기 외부 공급처로부터 상기 제1 저장탱크로 액화가스를 하역할 때에는, 상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스를 저압으로 압축하고, 상기 압축 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스와 열교환시키고, 상기 열교환에 의해 냉각된 압축 증발가스를 상기 외부 공급처로 배출시키는, 증발가스 처리 방법이 제공된다. According to another aspect of the present invention, there is provided a method for treating a vapor or a marine structure, the method comprising the steps of: storing the liquefied gas supplied from an external supply source in a first storage tank, The liquefied gas stored in the first storage tank is vaporized in the vaporizer and supplied to the gas consumer, and when the liquefied gas is discharged from the external supply source to the first storage tank, the evaporation gas generated in the first storage tank is lowered There is provided an evaporative gas treatment method for compressing a compressed vaporized gas, heat-exchanging the compressed vaporized gas with a liquefied gas supplied to the vaporizer, and discharging the compressed vaporized gas cooled by the heat exchange to the external supply source.

바람직하게는, 상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스의 적어도 일부를 고압으로 압축하고, 상기 고압으로 압축된 고압 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스의 냉열을 이용하여 재응축시킬 수 있다.Preferably, at least a portion of the evaporated gas generated in the first storage tank is compressed to a high pressure, and the high-pressure evaporated gas compressed at the high pressure is recycled using the cold heat of the liquefied gas supplied to the vaporizer.

바람직하게는, 상기 외부 공급처로부터 액화가스를 하역하지 않을 때에는, 상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스를 고압으로 압축하고, 상기 고압으로 압축된 압축 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스와 열교환시키고, 상기 열교환에 의해 냉각된 고압 증발가스를 상기 열교환시킬 액화가스를 이용하여 재응축시킬 수 있다.Preferably, when the liquefied gas is not discharged from the external supply source, the evaporation gas generated in the first storage tank is compressed to a high pressure, and the compressed evaporation gas compressed at the high pressure is subjected to heat exchange with the liquefied gas supplied to the vaporizer And the high-pressure evaporated gas cooled by the heat exchange can be recycled using the liquefied gas to be heat-exchanged.

바람직하게는, 상기 재응축 증발가스와 액화가스를 가압하여 상기 기화기로 공급할 수 있다.Preferably, the recondensing vaporization gas and the liquefied gas are fed to the vaporizer by pressurization.

바람직하게는, 상기 고압 증발가스의 적어도 일부는 상기 선박 또는 해양구조물의 연료로 공급할 수 있다.Preferably, at least a portion of the high-pressure evaporative gas may be supplied as fuel to the ship or an offshore structure.

바람직하게는, 상기 선박 또는 해양 구조물은 FSRU이고, 상기 외부 공급처는 액화가스 운반선일 수 있다.Preferably, the vessel or offshore structure is an FSRU, and the external source may be a liquefied gas carrier.

본 발명에 따른 증발가스 처리 시스템 및 방법은, 액화가스 하역 중에, 액화가스를 공급받는 선박으로부터 액화가스를 공급해주는 선박으로 공급할 수 있는 증발가스의 양을 증가시킬 수 있다. The evaporation gas processing system and method according to the present invention can increase the amount of the evaporative gas that can be supplied from the ship supplied with the liquefied gas to the ship that supplies the liquefied gas during the unloading of the liquefied gas.

또한, 본 발명에 따르면, 액화가스 하역 중에, 액화가스를 공급해주는 선박에서 공급받을 수 있는 증발가스의 양을 증가시킴으로써, 액화가스를 공급받는 선박에서 증발가스를 처리하기 위한 압축기의 용량을 줄일 수 있고, 따라서 압축기의 설치 비용 및 설치 공간 또한 줄일 수 있다. Further, according to the present invention, it is possible to reduce the capacity of the compressor for treating the evaporative gas in the ship to which the liquefied gas is supplied, by increasing the amount of the evaporative gas that can be supplied from the ship that supplies the liquefied gas during the unloading of the liquefied gas Therefore, the installation cost and installation space of the compressor can be reduced.

또한, 본 발명에 따르면, 소각시켜 처리할 수밖에 없는 증발가스의 양을 줄일 수 있어 친환경적이다.Further, according to the present invention, it is possible to reduce the amount of evaporative gas that can only be processed by incineration, thereby being eco-friendly.

도 1은 종래 LNG FSRU에 마련되는 LNG 재기화 시스템 및 증발가스 처리 시스템을 간략하게 도시한 도면이다.
도 2는 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템을 간략하게 도시한 도면이다.
도 3은 본 발명의 제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템을 간략하게 도시한 도면이다. 1 is a schematic view of an LNG regasification system and an evaporation gas processing system provided in a conventional LNG FSRU.
FIG. 2 is a view schematically showing a vapor gas processing system according to a first embodiment of the present invention. FIG.
3 is a view schematically showing a vapor gas processing system according to a second embodiment of the present invention.

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.In order to fully understand the operational advantages of the present invention and the objects attained by the practice of the present invention, reference should be made to the accompanying drawings, which illustrate preferred embodiments of the present invention, and to the contents of the accompanying drawings.

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.Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings. In the drawings, like reference numerals refer to like elements throughout. The same elements are denoted by the same reference numerals even though they are shown in different drawings. In addition, the following examples can be modified in various forms, and the scope of the present invention is not limited to the following examples.

본 발명의 설명에서 액화가스는 LNG 또는 LPG, LEG(Liquefied Ethane Gas) 등과 같이 일반적으로 액체상태로 저장되는 모든 액체 화물 또는 액화가스 연료를 의미할 수 있으며, 증발가스(BOG; Boil Off Gas)는 이러한 액화가스가 자연기화하여 발생한 것을 의미한다. In the description of the present invention, the liquefied gas may refer to any liquid cargo or liquefied gas fuel that is generally stored in a liquid state such as LNG or LPG, LEG (Liquefied Ethane Gas), etc., and boil off gas This means that the liquefied gas is generated by natural vaporization.

또한, 후술하는 본 발명의 실시예는 액화가스 저장탱크가 설치된 모든 종류의 선박 또는 해상 구조물, 즉, LNG 운반선, LEG 운반선, LNG RV와 같은 선박을 비롯하여, LNG FPSO, LNG FSRU와 같은 해상 플랜트에도 적용될 수 있다.The embodiments of the present invention described below can also be applied to all types of ships or marine structures equipped with liquefied gas storage tanks, such as LNG carriers, LEG carriers, LNG RVs, as well as marine plants such as LNG FPSO and LNG FSRU Can be applied.

또한, 본 발명의 설명에서 라인을 따라 흐르는 유체 즉, 증발가스 또는 액화가스는 시스템의 운용 조건에 따라, 액체 상태, 기액 혼합 상태, 기체 상태 또는 초임계 상태일 수 있다.Further, in the description of the present invention, the fluid flowing along the line, that is, the evaporation gas or the liquefied gas may be in a liquid state, a gas-liquid mixed state, a gas state, or a supercritical state, depending on the operating conditions of the system.

이하, 후술하는 실시예에서는, LNG 운반선과 연결되어 LNG 운반선으로부터 LNG를 하역 중인 LNG FSRU와 하역 중이 아닐 때 LNG를 재기화시켜 육상 수요처로 공급하고 있는 LNG FSRU에 적용되는 것을 각각 예로 들어 설명하기로 한다.Hereinafter, an LNG FSRU that is connected to an LNG carrier and unloaded from an LNG carrier and an LNG FSRU that is supplied to a land demand site by re-igniting the LNG when unloaded is explained as an example do.

먼저, 도 2를 참조하여, 본 발명의 제1 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. First, with reference to FIG. 2, a description will be given of a vapor gas processing system and method according to a first embodiment of the present invention.

본 실시예에서는, 본 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템이 적용된 LNG FRSU(1)가 LNG 운반선(2)과 연결되고 LNG 운반선(2)으로부터 LNG FSRU(1)로 LNG를 하역 중인 경우에 증발가스를 처리하는 것을 예로 들어 설명하기로 한다. In the present embodiment, when the LNG FRSU 1 to which the evaporative gas processing system according to the present embodiment is applied is connected to the LNG carrier 2 and the LNG is unloaded from the LNG carrier 2 to the LNG FSRU 1, Will be described as an example.

본 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, LNG FSRU(1)에 마련되며 LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(100), LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스(BOG)를 압축시켜 처리하는 압축기(LP, HP) 및 LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스를 냉각시키는 열교환기(140)를 포함한다.The evaporative gas processing system according to the present embodiment includes an LNG storage tank 100 provided in the LNG FSRU 1 for storing LNG, a compressor 100 for compressing and processing the evaporated gas BOG generated in the LNG storage tank 100, (LP, HP) and a heat exchanger (140) for cooling the evaporation gas generated in the LNG storage tank (100).

또한, LNG FSRU(1)는 LNG 운반선(2)과 LNG 하역라인(321) 및 제1 증발가스 공급라인(312)을 통해 연결되어 있을 수 있다. LNG는 LNG 하역라인(321)을 따라, LNG 운반선(2)에 마련되며 LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(200)로부터, LNG FSRU(1)에 마련된 LNG 저장탱크(100)로 이송되며, 이송된 LNG는 LNG FSRU(1)에 마련된 LNG 저장탱크(100)에 저장된다. The LNG FSRU 1 may be connected to the LNG carrier 2 via the LNG unloading line 321 and the first evaporation gas supply line 312. The LNG is transferred to the LNG storage tank 100 provided in the LNG FSRU 1 from the LNG storage tank 200 provided in the LNG carrier 2 and storing the LNG along the LNG unloading line 321, The LNG is stored in the LNG storage tank 100 provided in the LNG FSRU 1.

이하, LNG FSRU(1)에 마련된 LNG 저장탱크(100)를 제1 저장탱크(100)라 하고, LNG 운반선(2)에 마련된 LNG 저장탱크(200)를 제2 저장탱크(200)라 하기로 하며, 상술한 바와 같이, 제2 저장탱크(200)에 저장된 LNG는 LNG 하역라인(321)을 따라 제1 저장탱크(100)로 이송될 수 있고, 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG는 후술할 기화기(150)에서 재기화되어 육상 터미널 등 가스 수요처로 공급될 수 있다. Hereinafter, the LNG storage tank 100 provided in the LNG FSRU 1 will be referred to as a first storage tank 100 and the LNG storage tank 200 provided in the LNG carrier 2 will be referred to as a second storage tank 200 The LNG stored in the second storage tank 200 may be transferred to the first storage tank 100 along the LNG unloading line 321 and the LNG stored in the first storage tank 100 may be transferred to the first storage tank 100. [ And can be regenerated in the vaporizer 150 to be described later and supplied to the gas demanding place such as the land terminal.

제1 저장탱크(100)와 제2 저장탱크(200)는 서로 다른 선박에 마련되는 것이며, 본 실시예에서 제1 저장탱크(100)는 LNG FSRU(1)에 하나 이상 마련될 수 있고, 제2 저장탱크(200)는 LNG 운반선(2)에 하나 이상 마련될 수 있으나, 저장탱크(100, 200)의 개수가 서로 동일하다는 것을 의미하는 것은 아니다.The first storage tank 100 and the second storage tank 200 are provided in different vessels. In this embodiment, one or more of the first storage tanks 100 may be provided in the LNG FSRU 1, One or more storage tanks 200 may be provided in the LNG carrier 2, but this does not mean that the number of the storage tanks 100 and 200 is the same.

또한, 도 2 및 도 3에서는 제1 저장탱크(100)가 제2 저장탱크(200)의 크기(용량)보다 더 크게 마련되는 것처럼 도시하였으나, 이에 한정하는 것은 아니고, 제1 저장탱크(100)와 제2 저장탱크(200)의 크기는 서로 다를 수도 있고 같을 수도 있으며, 즉, LNG 운반선(2)에 마련되는 제2 저장탱크(200)의 크기가 LNG FSRU(1)에 마련되는 제1 저장탱크(100)의 크기보다 더 큰 것일 수 있다.2 and 3, the first storage tank 100 is shown to be larger than the second storage tank 200. However, the present invention is not limited to this, The size of the second storage tank 200 provided in the LNG carrier 2 may be different from the size of the first storage 200 provided in the LNG FSRU 1, May be larger than the size of the tank 100.

제1 저장탱크(100)와 제2 저장탱크(200)의 내부에는 저장탱크(100, 200)에 저장되어 있는 LNG를 저장탱크(100, 200) 외부로 배출시키는 이송펌프가 마련될 수 있으며, 제2 저장탱크(200)에 저장된 LNG는 제2 저장탱크(200) 내부에 마련된 이송펌프(도면부호 미부여)에 의해 제2 저장탱크(200)로부터 배출되고, LNG 하역라인(321)을 따라 제1 저장탱크(100)로 이송될 수 있다.A transfer pump for discharging the LNG stored in the storage tanks 100 and 200 to the outside of the storage tanks 100 and 200 may be provided in the first storage tank 100 and the second storage tank 200, The LNG stored in the second storage tank 200 is discharged from the second storage tank 200 by a transfer pump (not shown) provided in the second storage tank 200 and is discharged along the LNG unloading line 321 And may be transferred to the first storage tank 100.

또한, 본 실시예에서 LNG FSRU(1)에는 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 재기화 설비가 마련되며, 후술할 재기화 설비는 제1 저장탱크(100)로부터 재기화 가스의 수요가 있는 육상의 가스 터미널 등 가스 수요처로 연장되는 재기화 라인(311)을 통해 연결될 수 있다.Also, in this embodiment, the LNG FSRU 1 is provided with a regeneration facility for regenerating the LNG stored in the first storage tank 100 to supply it to the gas consumer, and the regeneration facility to be described later is provided in the first storage tank 100 Through a regasification line 311 extending from the gas supply line to a gas consumer, such as a terrestrial gas terminal, where the regasification gas is in demand.

재기화 설비는 제1 저장탱크(100) 내에 마련되어 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 제1 저장탱크(100) 외부로 배출시키는 이송펌프(101), 이송펌프(101)에 의해 배출된 LNG를 가압하여 기화기(150)로 공급하는 고압펌프(130), 고압펌프(130)에 의해 압축된 LNG를 기화시키는 기화기(150)를 포함하며, 이들은 재기화 라인(311)을 통해 연결된다.The regeneration facility includes a transfer pump 101 provided in the first storage tank 100 for discharging the LNG stored in the first storage tank 100 to the outside of the first storage tank 100, A high pressure pump 130 for pressurizing the LNG and supplying it to the vaporizer 150 and a vaporizer 150 for vaporizing the LNG compressed by the high pressure pump 130. These are connected via the regasification line 311.

즉, 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG는, 이송펌프(101)에 의해 고압펌프(130)로 이송되고, 고압펌프(130)에 의해 가압되어 기화기(150)로 이송되며, 기화기(150)에서 기화되어 가스 수요처로 공급된다.That is, the LNG stored in the first storage tank 100 is transferred to the high-pressure pump 130 by the transfer pump 101, is pressurized by the high-pressure pump 130 and transferred to the vaporizer 150, ) And is supplied to the gas consumer.

여기서, 기화기(150)로 이송되는 고압 LNG는 초임계 상태일 수 있으며, 따라서, '기화'라는 것은 액체 상태에서 기체 상태로의 상 변화만을 의미하는 것은 아니고 기화기(150)에서 압축 LNG가 열원으로부터 열 에너지를 얻는다는 것을 의미한다.Here, the high-pressure LNG transferred to the vaporizer 150 may be in a supercritical state, so that 'vaporization' does not mean only a phase change from a liquid state to a gaseous state, and the compressed LNG from the vaporizer 150 It means that heat energy is obtained.

또한, 고압펌프(130)에서 LNG는 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축될 수 있다. Further, in the high-pressure pump 130, the LNG can be compressed to a pressure required by the gas consumer.

본 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, 제1 저장탱크(100)에서 LNG가 자연기화하여 생성되는 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)를 제1 저장탱크(100) 외부로 배출시키는 제1 증발가스 배출라인(312) 및 제2 증발가스 배출라인(313)을 포함한다.The evaporative gas treatment system according to the present embodiment includes a first storage tank 100 for discharging the boil-off gas (BOG) generated by natural vaporization of LNG to the outside of the first storage tank 100, An evaporation gas discharge line 312 and a second evaporation gas discharge line 313.

제1 증발가스 배출라인(312)은 제1 저장탱크(100)로부터, LNG FSRU(1)로 LNG를 하역 중인 LNG 운반선(2)의 LNG 저장탱크(200) 즉, 제2 저장탱크(200)로 연장되며, 제1 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스를 제2 저장탱크(200)로 배출시킨다.The first evaporated gas discharge line 312 is connected to the LNG storage tank 200 of the LNG carrier 2 that is in charge of the LNG from the first storage tank 100 to the LNG FSRU 1, And discharges the evaporated gas generated in the first storage tank 100 to the second storage tank 200.

여기서, LNG FSRU(1) 및 LNG 운반선(2)에는 각각 저장탱크가 다수 개 마련될 수 있으나, 본 명세서에서는 다수 개의 저장탱크를 통칭하여 제1 저장탱크(100) 및 제2 저장탱크(200)로 칭하기로 하였으므로, LNG 운반선(2)으로부터 LNG FSRU(1)로 하역을 실시할 때, LNG 운반선(2)으로부터 LNG를 공급받고 있는 제1 저장탱크(100)와 제1 증발가스 배출라인(312) 및 제2 증발가스 배출라인(313)으로 증발가스를 배출시키는 제1 저장탱크(100), 그리고 제1 증발가스 배출라인(312)을 통해 증발가스를 공급받는 제2 저장탱크(200)와 제1 저장탱크(100)로 LNG를 공급하고 있는 제2 저장탱크(200)가 반드시 동일하다는 것을 의미하는 것은 아니다. Herein, a plurality of storage tanks may be collectively referred to as a first storage tank 100 and a second storage tank 200, respectively, although a plurality of storage tanks may be provided in the LNG FSRU 1 and the LNG carrier 2, The first storage tank 100 and the first evaporation gas discharge line 312, which are supplied with LNG from the LNG carrier 2, are discharged from the LNG carrier 2 to the LNG FSRU 1, A first storage tank 100 for discharging the evaporation gas to the second evaporation gas discharge line 313 and a second storage tank 200 for receiving the evaporation gas through the first evaporation gas discharge line 312, It does not mean that the second storage tank 200 supplying LNG to the first storage tank 100 is necessarily the same.

본 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템의 압축기(LP, HP)는 제1 저장탱크(100)로부터 배출되는 증발가스를 저압으로 압축시키는 저압 압축기(LP)를 포함한다. 저압 압축기(LP)는 제1 증발가스 배출라인(312)에 의해 제1 저장탱크(100) 및 열교환기(140)와 연결된다. 또한, 저압 압축기(LP)는 그 용량이 후술할 고압 압축기(HP)와 비교하여 대용량으로 마련될 수 있고, 저압 압축기(LP)에서 압축되어 배출되는 증발가스의 압력은 후술할 고압 압축기(HP)에서 압축되어 배출되는 증발가스의 압력보다 낮다.The compressors LP and HP of the evaporative gas processing system according to the present embodiment include a low pressure compressor LP for compressing the evaporated gas discharged from the first storage tank 100 to a low pressure. The low pressure compressor (LP) is connected to the first storage tank (100) and the heat exchanger (140) by a first evaporation gas discharge line (312). The pressure of the evaporative gas compressed and discharged by the low pressure compressor LP can be supplied to the high pressure compressor HP, which will be described later, Is lower than the pressure of the evaporated gas that is compressed and discharged.

즉, 제1 증발가스 배출라인(312)을 따라 배출되는 증발가스는 저압 압축기(LP)에서 저압으로 압축되고, 압축된 저압 증발가스는 열교환기(140)로 공급되며, 열교환기(140)에서 열교환에 의해 냉각된 후 제2 저장탱크(200)로 공급된다.That is, the evaporated gas discharged along the first evaporated gas discharge line 312 is compressed to a low pressure in the low pressure compressor LP, the compressed low pressure evaporated gas is supplied to the heat exchanger 140, Cooled by heat exchange, and then supplied to the second storage tank 200.

본 실시예의 열교환기(140)에서는, 제1 증발가스 배출라인(312)을 따라 제2 저장탱크(200)로 공급되는 저압 증발가스와, 재기화 라인(311)을 따라 고압펌프(130)에서 압축되고 기화기(150)로 공급되는 압축 LNG가 열교환된다. In the heat exchanger 140 of the present embodiment, the low-pressure evaporating gas supplied to the second storage tank 200 along the first evaporating gas discharge line 312 and the low-pressure evaporating gas supplied to the high-pressure pump 130 along the re- And the compressed LNG supplied to the vaporizer 150 is heat-exchanged.

열교환기(140)에서 저압 증발가스는 압축 LNG의 냉열에 의해 냉각되고, 압축 LNG는 저압 증발가스에 의해 가열된다.In the heat exchanger 140, the low-pressure evaporated gas is cooled by the cold heat of the compressed LNG, and the compressed LNG is heated by the low-pressure evaporated gas.

즉, 본 실시예에 따르면, 제1 저장탱크(100)로부터 배출된 증발가스, 특히 하역 중에 발생하는 대량의 증발가스를 저압 압축기(LP)에서 압축시키고, 압축 증발가스는 열교환기(140)에서 냉각시킨 후 제2 저장탱크(200)로 공급하므로, 냉각에 의해 증발가스의 부피가 감소하여 LNG FSRU(1)로부터 LNG 운반선(2)으로 더욱 많은 양의 증발가스를 배출시킬 수 있다. That is, according to the present embodiment, the evaporation gas discharged from the first storage tank 100, particularly a large amount of evaporative gas generated during unloading, is compressed by the low pressure compressor LP, and the compressed evaporative gas is discharged from the heat exchanger 140 The cooling water is supplied to the second storage tank 200 so that the volume of the evaporation gas is reduced by the cooling so that a larger amount of evaporative gas can be discharged from the LNG FSRU 1 to the LNG carrier 2. [

또한, LNG 운반선(2)은 하역 중에 LNG FSRU(1)로부터 냉각된 증발가스를 공급받으므로, 제2 저장탱크(200) 내의 온도를 낮게 유지하는 효과를 기대할 수 있고, LNG FSRU(1)에서 기화기(150)로 공급되는 압축 LNG는 열교환기(140)에서 저압 증발가스에 의해 약간 가열된 후 공급되므로, 기화기(150)의 열 부하의 감소 또한 기대할 수 있다. In addition, since the LNG carrier 2 receives the evaporated gas cooled from the LNG FSRU 1 during unloading, the effect of maintaining the temperature in the second storage tank 200 at a low level can be expected. In the LNG FSRU 1, Since the compressed LNG supplied to the vaporizer 150 is supplied after being slightly heated by the low-pressure evaporation gas in the heat exchanger 140, a reduction in the heat load of the vaporizer 150 can also be expected.

본 실시예에 따른 압축기(LP, HP)는 제1 저장탱크(100)로부터 배출되는 증발가스를 고압으로 압축시키는 고압 압축기(HP)를 더 포함하며, 고압 압축기(HP)는 그 용량이 저압 압축기(LP)와 비교하여 소용량으로 마련될 수 있고, 고압 압축기(HP)는 제2 증발가스 배출라인(313)에 의해 제1 저장탱크(100) 및 후술할 재응축기(120), 가스 연소기(GCU; Gas Combustion Unit) 및 가스 엔진, 보일러와 같은 연료 수요처 등으로 연결될 수 있다. The compressors LP and HP according to the present embodiment further include a high pressure compressor HP for compressing the evaporated gas discharged from the first storage tank 100 to a high pressure, Pressure compressor HP can be provided in a small capacity as compared with the first LP tank LP and the high pressure compressor HP can be provided by the second evaporation gas discharge line 313 to the first storage tank 100 and the recondenser 120, ; Gas Combustion Unit), and fuel demand sources such as gas engines and boilers.

즉, 제2 증발가스 배출라인(313)을 따라 배출되는 증발가스는 고압 압축기(HP)에서 고압으로 압축되는데, 여기서 고압이란, 상술한 저압 압축기(LP)에서 증발가스를 압축시키는 압력보다 높은 압력을 의미하는 것으로, 상대적인 개념이다. 바람직하게는, 고압 압축기(HP)는 증발가스를 연료 수요처에서 요구하는 압력까지 압축시킬 수 있다.That is, the evaporated gas discharged along the second evaporated gas discharge line 313 is compressed to a high pressure by the high pressure compressor HP, which is a pressure higher than the pressure for compressing the evaporated gas in the above-described low pressure compressor (LP) , Which is a relative concept. Preferably, the high pressure compressor (HP) can compress the evaporated gas to a pressure required by the fuel consumer.

예를 들어, 본 실시예의 고압 압축기(HP)에서 증발가스는 약 5 내지 10bara, 바람직하게는 약 6 내지 7bara로 압축될 수 있다. For example, in the high pressure compressor (HP) of this embodiment, the evaporation gas may be compressed to about 5 to 10 bara, preferably about 6 to 7 bara.

본 실시예의 고압 압축기(HP)에서 압축된 고압 증발가스는, 고압 증발가스를 응축시키는 재응축기(120), 고압 증발가스를 연료로 하는 연료 수요처 및 고압 증발가스를 태워버리는 가스 연소기(GCU; Gas Combustion Unit) 등으로 공급될 수 있다. 연료 수요처는, 고압 증발가스를 연료로 하여 전력 또는 추진력을 생산하는 가스 엔진(미도시), 고압 증발가스를 연료로 하여 스팀(steam)을 생산하거나 각종 열원을 가열시키는 보일러(미도시)를 포함할 수 있다. The high-pressure evaporating gas compressed in the high-pressure compressor HP of this embodiment is supplied to the recycle tank 120 through the recycler 120 for condensing the high-pressure evaporating gas, the fuel consumer using the high-pressure evaporating gas as fuel and the gas combustor Combustion Unit). The fuel demand includes a gas engine (not shown) that produces electric power or propulsion using high pressure evaporative gas as a fuel, a boiler (not shown) that produces steam by using high pressure evaporative gas as a fuel or heats various heat sources can do.

본 실시예에서 재응축기(120)는, 제1 저장탱크(100)로부터 고압펌프(130)로 이송되는 LNG의 냉열을 이용하여 고압 증발가스를 응축시킬 수 있다. 재응축기(120)에서 응축된 응축 증발가스는 LNG와 함께 재기화 라인(311)을 따라 고압펌프(130)에서 가압되어 기화기(150)로 공급될 수 있다. In this embodiment, the recondenser 120 can condense the high-pressure evaporating gas using the cold heat of the LNG transferred from the first storage tank 100 to the high-pressure pump 130. The condensed vaporized gas condensed in the recondenser 120 may be pressurized in the high pressure pump 130 and fed to the vaporizer 150 along with the LNG along the regasification line 311.

즉, 본 실시예에 따르면, LNG FSRU(1)에 마련되는 제1 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스, 특히, LNG 운반선(2)으로부터 제1 저장탱크(100)로 LNG의 하역을 실시할 때 발생하는 대량의 증발가스는, 저압 압축기(LP)를 이용하여 저압으로 압축시키고, 열교환기(140)에서 기화기(150)로 공급할 압축 LNG의 냉열을 이용하여 냉각시킨 후, LNG 운반선(2)에 마련되는 제2 저장탱크(200)로 공급해줄 수 있다. That is, according to the present embodiment, the unloading of LNG from the evaporation gas generated in the first storage tank 100 provided in the LNG FSRU 1, in particular, from the LNG carrier 2 to the first storage tank 100 A large amount of evaporative gas generated when the LNG carrier 2 is compressed is compressed to a low pressure by using the low pressure compressor LP and cooled by using the cold heat of the compressed LNG to be supplied to the vaporizer 150 in the heat exchanger 140, To the second storage tank 200 provided in the second storage tank 200.

증발가스를 냉각시켜 제2 저장탱크(200)로 공급해줌으로써 냉각시키지 않고 공급하는 것보다 더 많은 양의 증발가스를 LNG 운반선(2) 측으로 배출시킬 수 있으므로, LNG FSRU(1) 내에서 처리해야 할 증발가스의 양은 감소하면서도, 결과적으로는 종래보다 더 많은 양의 증발가스를 처리할 수 있고, 또는 동일한 양의 증발가스를 처리하는 데에서도 고압 압축기(HP)의 용량을 감소시킬 수도 있어 증발가스 처리 효율을 높일 수 있다. Since the evaporation gas is cooled and supplied to the second storage tank 200, a larger amount of evaporative gas can be discharged to the LNG carrier 2 than to be supplied without cooling, so that the LNG FSRU 1 must be treated As a result, the amount of evaporating gas can be reduced, and as a result, a larger amount of evaporating gas can be processed than in the prior art, or the capacity of the high-pressure compressor (HP) can be reduced in treating the same amount of evaporating gas, The efficiency can be increased.

또한, 본 실시예에서 하역 중에 발생하는 증발가스는, LNG 운반선(2), 바람직하게는 LNG 운반선(1)에 마련되는 제2 저장탱크(200) 및 LNG FSRU(1)의 연료 수요처, 가스 연소기 등으로 배출시킬 수 있는데, 각각의 증발가스 공급처로 배분되는 증발가스의 양은 특별히 한정하지는 않는다. 예를 들면, LNG FSRU(1)의 보일러나 가스 엔진 등 연료 수요처에서 요구하는 수요량만큼 증발가스를 공급하고, 연료 수요처의 수요량을 초과하는 양의 증발가스는, 재응축기(120)에서 LNG의 냉열을 이용하여 응축시켜 LNG와 함께 기화시킨 후 가스 수요처로 공급할 수 있으며, 응축시켜 처리할 수 있는 양을 초과하는 양의 증발가스는 LNG 운반선(2) 측으로 공급할 수 있고, 이를 초과하는 양의 증발가스는, 가스 연소기에서 소각시켜 처리할 수 있다. The evaporation gas generated during unloading in the present embodiment is supplied to the LNG carrier 2, preferably to the second storage tank 200 provided in the LNG carrier 1 and to the fuel consumer of the LNG FSRU 1, Etc., and the amount of the evaporation gas to be distributed to each of the evaporation gas supply sources is not particularly limited. For example, the evaporative gas is supplied to the LNG FSRU 1 as much as the amount demanded by the fuel consumer, such as the boiler or the gas engine, and the evaporative gas in an amount exceeding the amount demanded by the fuel consumer is supplied to the re- Can be supplied to the gas demanding place after being vaporized together with the LNG and can be supplied to the LNG carrier 2 in an amount exceeding the amount that can be condensed and treated, Can be treated by burning in a gas burner.

본 실시예에 따르면, LNG 운반선(2) 측으로 배출시킬 수 있는 증발가스량이 증가하므로, 증발가스를 가스 연소기에서 소각시켜 처리할 필요가 없거나 그 양을 감소시킬 수 있어 증발가스의 낭비를 최소화할 수 있다.According to the present embodiment, since the amount of the evaporative gas that can be discharged to the side of the LNG carrier 2 is increased, it is unnecessary to process the evaporative gas by burning it in the gas burner, or the amount thereof can be reduced and the waste of the evaporative gas can be minimized have.

이하, 도 3을 참조하여 본 발명의 제2 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. 본 실시예는, 상술한 제1 실시예의 변형예로써, 증발가스 냉각라인(314)이 더 마련된다는 점에서 차이가 있고, 증발가스 냉각라인(314)을 제외한 나머지 구성은 상술한 제1 실시예와 동일하게 적용될 수 있으며, 자세한 설명은 생략하기로 한다. Hereinafter, a vapor gas processing system and method according to a second embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. This embodiment differs from the first embodiment described above in that a further evaporation gas cooling line 314 is provided and the remaining configuration except for the evaporation gas cooling line 314 is the same as the first embodiment And detailed description thereof will be omitted.

또한, 본 실시예는, LNG FSRU(1)의 제1 저장탱크(100)로 LNG의 하역이 실시되지 않을 때 LNG FSRU(1)의 제1 저장탱크(100)에서 생성되는 증발가스를 처리하는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.The present embodiment is also directed to a method of processing an evaporative gas generated in the first storage tank 100 of the LNG FSRU 1 when the LNG is not unloaded to the first storage tank 100 of the LNG FSRU 1 Let's take an example as an example.

본 실시예에서 LNG FSRU(1)에는 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 재기화 설비가 마련되며, LNG FSRU(1)와 가스 수요처는 제1 저장탱크(100)로부터 재기화 가스의 수요가 있는 육상의 가스 터미널 등 가스 수요처로 연장되는 재기화 라인(311)을 통해 연결될 수 있다.In this embodiment, the LNG FSRU 1 is provided with a regeneration facility for regenerating the LNG stored in the first storage tank 100 and supplying it to the gas demanding place. The LNG FSRU 1 and the gas demanding place are connected to the first storage tank 100) to a gas consumer, such as a terrestrial gas terminal in demand of regasification gas.

재기화 설비는 제1 저장탱크(100) 내에 마련되어 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 제1 저장탱크(100) 외부로 배출시키는 이송펌프(101), 이송펌프(101)에 의해 배출된 LNG를 가압하여 기화기(150)로 공급하는 고압펌프(130), 고압펌프(130)에 의해 압축된 LNG를 기화시키는 기화기(150)를 포함하며, 이들은 재기화 라인(311)을 통해 연결된다.The regeneration facility includes a transfer pump 101 provided in the first storage tank 100 for discharging the LNG stored in the first storage tank 100 to the outside of the first storage tank 100, A high pressure pump 130 for pressurizing the LNG and supplying it to the vaporizer 150 and a vaporizer 150 for vaporizing the LNG compressed by the high pressure pump 130. These are connected via the regasification line 311.

즉, 제1 저장탱크(100)에 저장된 LNG는, 이송펌프(101)에 의해 고압펌프(130)로 이송되고, 고압펌프(130)에 의해 가압되어 기화기(150)로 이송되며, 기화기(150)에서 기화되어 가스 수요처로 공급된다.That is, the LNG stored in the first storage tank 100 is transferred to the high-pressure pump 130 by the transfer pump 101, is pressurized by the high-pressure pump 130 and transferred to the vaporizer 150, ) And is supplied to the gas consumer.

여기서, 기화기(150)로 이송되는 고압 LNG는 초임계 상태일 수 있으며, 따라서, '기화'라는 것은 액체 상태에서 기체 상태로의 상 변화만을 의미하는 것은 아니고 기화기(150)에서 압축 LNG가 열원으로부터 열 에너지를 얻는다는 것을 의미한다. 또한, 고압펌프(130)에서 LNG는 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축될 수 있다. Here, the high-pressure LNG transferred to the vaporizer 150 may be in a supercritical state, so that 'vaporization' does not mean only a phase change from a liquid state to a gaseous state, and the compressed LNG from the vaporizer 150 It means that heat energy is obtained. Further, in the high-pressure pump 130, the LNG can be compressed to a pressure required by the gas consumer.

본 실시예에 따른 증발가스 처리 시스템은, 제1 저장탱크(100)에서 LNG가 자연기화하여 생성되는 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)를 제1 저장탱크(100) 외부로 배출시키는 제2 증발가스 배출라인(313) 및 제1 저장탱크(100)로부터 배출되는 증발가스를 고압으로 압축시키는 고압 압축기(HP)를 더 포함하며, 고압 압축기(HP)는 그 용량이 저압 압축기(LP)와 비교하여 소용량으로 마련될 수 있고, 고압 압축기(HP)는 제2 증발가스 배출라인(313)에 의해 제1 저장탱크(100) 및 후술할 재응축기(120), 가스 연소기(GCU; Gas Combustion Unit) 및 가스 엔진, 보일러와 같은 연료 수요처 등으로 연결될 수 있다. The evaporative gas treatment system according to the present embodiment is a system for treating the second storage tank 100 to discharge boil-off gas (BOG) generated by natural vaporization of LNG in the first storage tank 100 to the outside of the first storage tank 100 Pressure compressor (HP) for compressing the evaporated gas discharged from the evaporation gas discharge line (313) and the first storage tank (100) to a high pressure. The high-pressure compressor (HP) The high pressure compressor HP is connected to the first storage tank 100 and the recondenser 120 to be described later by a second evaporative gas discharge line 313 and a gas combustion unit ), And fuel demand sources such as gas engines and boilers.

즉, 제2 증발가스 배출라인(313)을 따라 배출되는 증발가스는 고압 압축기(HP)에서 고압으로 압축되는데, 바람직하게는, 연료 수요처에서 요구하는 압력까지 압축될 수 있다. 예를 들어, 본 실시예의 고압 압축기(HP)에서 증발가스는 약 5 내지 10bara, 바람직하게는 약 6 내지 7bara로 압축될 수 있다. That is, the evaporated gas discharged along the second evaporative gas discharge line 313 is compressed to a high pressure in the high-pressure compressor HP, and can be compressed to a pressure required by the fuel consumer. For example, in the high pressure compressor (HP) of this embodiment, the evaporation gas may be compressed to about 5 to 10 bara, preferably about 6 to 7 bara.

본 실시예의 고압 압축기(HP)에서 압축된 고압 증발가스는, 고압 증발가스를 냉각시키는 열교환기(140), 고압 증발가스를 응축시키는 재응축기(120), 고압 증발가스를 연료로 하는 연료 수요처 및 고압 증발가스를 태워버리는 가스 연소기 등으로 공급될 수 있다. 연료 수요처는, 고압 증발가스를 연료로 하여 전력 또는 추진력을 생산하는 가스 엔진(미도시), 고압 증발가스를 연료로 하여 스팀을 생산하거나 각종 열원을 가열시키는 보일러(미도시)를 포함할 수 있다. The high-pressure evaporating gas compressed by the high-pressure compressor HP of the present embodiment includes a heat exchanger 140 for cooling the high-pressure evaporating gas, a recondenser 120 for condensing the high-pressure evaporating gas, a fuel consumer using the high- A gas combustor for burning the high-pressure evaporative gas, and the like. The fuel consumer may include a gas engine (not shown) that produces electric power or propulsion using the high-pressure evaporative gas as fuel, a boiler (not shown) that produces steam using high-pressure evaporative gas as a fuel or heats various heat sources .

본 실시예에서 재응축기(120)는, 제1 저장탱크(100)로부터 고압펌프(130)로 이송되는 LNG의 냉열을 이용하여 고압 증발가스를 응축시킬 수 있다. 재응축기(120)에서 응축된 고압 증발가스는 LNG와 함께 재기화 라인(311)을 따라 고압펌프(130)에 가압되어 기화기(150)로 공급될 수 있다. In this embodiment, the recondenser 120 can condense the high-pressure evaporating gas using the cold heat of the LNG transferred from the first storage tank 100 to the high-pressure pump 130. The high pressure vaporized gas condensed in the recondenser 120 may be fed along with the LNG to the high pressure pump 130 along the regasification line 311 and fed to the vaporizer 150.

본 실시예에 따르면, 제2 증발가스 배출라인(313)은 고압 압축기(HP) 후단으로부터 열교환기(140)로 연결되는 증발가스 냉각라인(314)을 더 포함할 수 있다. 증발가스 냉각라인(314)은 도 3에 도시한 바와 같이, 제2 증발가스 배출라인(313)으로부터 고압 압축기(HP) 후단에서 분기될 수 있고, 분기된 증발가스 냉각라인(314)은 열교환기(140)를 거쳐 제2 증발가스 배출라인(313)으로 고압 압축기(HP) 후단, 바람직하게는 고압 압축기(HP)와 재응축기(120) 사이로 다시 연결될 수 있다.According to this embodiment, the second evaporation gas discharge line 313 may further include an evaporation gas cooling line 314 connected from the downstream end of the high pressure compressor HP to the heat exchanger 140. The evaporated gas cooling line 314 may be branched from the second evaporated gas discharge line 313 at the downstream end of the high pressure compressor HP and the branched evaporated gas cooling line 314 may be branched from the heat exchanger (HP) to the second evaporative gas discharge line 313 via the second evaporator gas outlet line 140, preferably between the high pressure compressor HP and the recondenser 120.

본 실시예에서 열교환기(140)에서는, 증발가스 냉각라인(314)을 따라 분기된 고압 증발가스와, 재기화 라인(311)을 따라 고압펌프(130)에서 압축되고 기화기(150)로 공급되는 압축 LNG가 열교환하여, 고압 증발가스는 냉각되고, 압축 LNG는 가열된다. In the present embodiment, the heat exchanger 140 is provided with a high-pressure evaporation gas branching along the evaporation gas cooling line 314 and a high-pressure evaporation gas that is compressed in the high-pressure pump 130 and supplied to the vaporizer 150 along the regeneration line 311 The compressed LNG is heat exchanged, the high pressure evaporated gas is cooled, and the compressed LNG is heated.

즉, 고압 압축기(HP)에서 압축된 증발가스의 적어도 일부는 증발가스 냉각라인(314)을 따라 열교환기(140)로 공급되고, 열교환기(140)에서 냉각된 증발가스는 제2 증발가스 배출라인(313)으로 다시 합류될 수 있으며, 제2 증발가스 배출라인(313)으로 합류된 냉각 증발가스는 고압 압축기(HP)에서 압축되어 상술한 재응축기(120)로 공급되는 고압 증발가스와 함께 재응축기(120)로 공급될 수 있다. That is, at least a part of the evaporated gas compressed in the high pressure compressor (HP) is supplied to the heat exchanger (140) along the evaporative gas cooling line (314), and the evaporated gas cooled in the heat exchanger (140) Line 313 and the cooled evaporated gas merged into the second evaporated gas discharge line 313 is compressed by the high pressure compressor HP and mixed with the high pressure evaporated gas supplied to the recondenser 120 described above Can be supplied to the re-condenser 120.

재응축기(120)에서는 고압 증발가스가 LNG의 냉열에 의해 응축되며 응축 증발가스는 LNG와 함께 고압펌프(130)로 공급되고, 고압펌프(130)에 의해 가압되어 기화기(150)로 공급되며, 기화기(150)에서 기화되어 가스 수요처로 공급될 수 있다. In the recondenser 120, the high-pressure evaporated gas is condensed by the cold heat of the LNG, the condensed and evaporated gas is supplied to the high-pressure pump 130 together with the LNG, the high-pressure pump 130 and the vaporizer 150, It can be vaporized in the vaporizer 150 and supplied to the gas consumer.

본 실시예에 따르면, 고압 압축기(HP)에서 압축된 고압 증발가스를 열교환기(140)에서 기화기(150)로 공급되는 압축 LNG의 냉열을 이용하여 냉각시킨 후 재응축기(120)로 공급하거나, 고압 압축기(HP)에서 압축된 일부의 고압 증발가스를 분기시켜 열교환기(140)에서 냉각시킨 후 고압 압축기(HP)로부터 재응축기(120)로 공급되는 고압 증발가스와 함께 재응축기(120)로 공급함으로써, 열교환기(140)에서 고압 증발가스를 냉각시키지 않고 재응축기(120)로 공급하는 것과 비교하여 재응축기(120)의 냉각 부하의 절감 및 재응축기(120)에서 응축시킬 수 있는 증발가스량의 증가를 기대할 수 있으며, 결과적으로는 응축 효율을 높일 수 있다. According to the present embodiment, the high-pressure evaporation gas compressed by the high-pressure compressor HP is cooled using the cold heat of the compressed LNG supplied from the heat exchanger 140 to the vaporizer 150 and then supplied to the recondenser 120, A portion of the high-pressure evaporative gas compressed by the high-pressure compressor HP is branched and cooled in the heat exchanger 140, and then is supplied to the re-condenser 120 together with the high-pressure evaporative gas supplied from the high- It is possible to reduce the cooling load of the recondenser 120 and reduce the amount of the evaporated gas that can be condensed in the recondenser 120 as compared with the case where the high-pressure evaporated gas is supplied to the recondenser 120 without being cooled in the heat exchanger 140 Can be expected, and as a result, the condensation efficiency can be increased.

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.It will be apparent to those skilled in the art that the present invention may be embodied in other specific forms without departing from the spirit or scope of the invention as defined in the appended claims. . Therefore, the above-described embodiments are to be considered as illustrative rather than restrictive, and thus the present invention is not limited to the above description, but may be modified within the scope of the appended claims and equivalents thereof.

1 : LNG FSRU
100 : LNG FSRU의 LNG 저장탱크
2 : LNG 운반선
200 : LNG 운반선의 LNG 저장탱크
101 : 이송펌프
120 : 재응축기
130 : 고압펌프
140 : 열교환기
150 : 기화기
LP : 저압 대용량 압축기
HP : 고압 저용량 압축기
321 : LNG 하역라인
311 : 재기화 라인
312 : 제1 증발가스 배출라인
313 : 제2 증발가스 배출라인
314 : 증발가스 냉각라인 1: LNG FSRU
100: LNG storage tank of LNG FSRU
2: LNG carrier
200: LNG storage tank of LNG carrier
101: Feed pump
120: Re-condenser
130: high pressure pump
140: heat exchanger
150: vaporizer
LP: Low pressure high capacity compressor
HP: High-pressure low-capacity compressor
321: LNG unloading line
311: Regasification line
312: first evaporation gas discharge line
313: second evaporation gas discharge line
314: Evaporative gas cooling line

Claims (12)

선박 또는 해양 구조물에 마련되며 상기 선박 또는 해양 구조물의 외부 공급처로부터 액화가스를 공급받아 저장하는 제1 저장탱크;
상기 외부 공급처와 상기 제1 저장탱크를 연결하는 LNG 하역라인;
제1 저장탱크에 저장된 액화가스를 재기화시켜 가스 수요처로 공급하는 기화기;
제1 저장탱크에서 생성된 증발가스를 압축시키는 압축기; 및
상기 압축기에서 압축시킨 압축 증발가스와 상기 기화기로 공급되는 액화가스를 열교환시키는 열교환기;를 포함하고,
상기 LNG 하역라인이 연결된 외부 공급처와 상기 열교환기를 연결하는 제1 증발가스 배출라인;을 더 포함하여,
상기 외부 공급처로부터 상기 제1 저장탱크로 액화가스를 하역할 때에는, 상기 제1 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 열교환기에서 냉각시켜 상기 외부 공급처로 배출시키는 것을 특징으로 하는, 증발가스 처리 시스템.A first storage tank provided on a ship or an offshore structure for receiving and storing liquefied gas from an external supply source of the ship or an offshore structure;
An LNG unloading line connecting the external supply source and the first storage tank;
A vaporizer for regenerating the liquefied gas stored in the first storage tank and supplying it to the gas consumer;
A compressor for compressing the evaporated gas produced in the first storage tank; And
And a heat exchanger for exchanging heat between the compressed evaporation gas compressed in the compressor and the liquefied gas supplied to the vaporizer,
And a first evaporation gas discharge line connecting the external supply source to which the LNG unloading line is connected to the heat exchanger,
Wherein when the liquefied gas is unloaded from the external supply source to the first storage tank, the evaporation gas generated in the first storage tank is cooled by the heat exchanger and discharged to the external supply source. 청구항 1에 있어서,
상기 압축기는 상기 증발가스를 저압으로 압축시키는 저압 압축기인, 증발가스 처리 시스템. The method according to claim 1,
Wherein the compressor is a low pressure compressor for compressing the evaporation gas to a low pressure. 청구항 1 또는 2에 있어서,
상기 압축기는 증발가스를 고압으로 압축시키는 고압 압축기를 더 포함하고,
상기 고압 압축기에서 압축된 고압 증발가스를 상기 액화가스의 냉열로 응축시키는 재응축기; 및
상기 재응축기를 통과한 응축 증발가스와 액화가스를 기화기로 공급하는 고압펌프;를 더 포함하는, 증발가스 처리 시스템. The method according to claim 1 or 2,
Wherein the compressor further comprises a high-pressure compressor for compressing the evaporation gas to a high pressure,
A recondenser for condensing the high-pressure evaporated gas compressed in the high-pressure compressor to the cold heat of the liquefied gas; And
Further comprising a high pressure pump to supply a vaporized condensed gas and a liquefied gas through the recycler to the vaporizer. 청구항 3에 있어서,
상기 고압 압축기와 상기 열교환기를 연결하는 증발가스 냉각라인;을 더 포함하여,
상기 고압 압축기에서 압축된 압축 증발가스는 상기 열교환기에서 냉각된 후 상기 재응축기로 공급되는, 증발가스 처리 시스템. The method of claim 3,
Further comprising: an evaporative gas cooling line connecting the high pressure compressor and the heat exchanger,
Wherein the compressed evaporated gas compressed in the high pressure compressor is cooled in the heat exchanger and then supplied to the re-condenser. 청구항 4에 있어서,
상기 증발가스 냉각라인은 상기 LNG 하역라인이 폐쇄되었을 때 개방되는, 증발가스 처리 시스템. The method of claim 4,
Wherein the evaporative gas cooling line is opened when the LNG unloading line is closed. 청구항 1 또는 2에 있어서,
상기 선박 또는 해양 구조물은 FSRU이고,
상기 외부 공급처는 액화가스 운반선인, 증발가스 처리 시스템.The method according to claim 1 or 2,
The ship or offshore structure is an FSRU,
Wherein the external supply source is a liquefied gas carrier. 선박 또는 해양 구조물의 증발가스 처리 방법에 있어서,
상기 선박 또는 해양 구조물은 외부 공급처로부터 액화가스를 공급받아 제1 저장탱크에 저장하고, 상기 제1 저장탱크에 저장된 액화가스를 기화기에서 기화시켜 가스 수요처로 공급하며,
상기 외부 공급처로부터 상기 제1 저장탱크로 액화가스를 하역할 때에는,
상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스를 저압으로 압축하고,
상기 압축 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스와 열교환시키고,
상기 열교환에 의해 냉각된 압축 증발가스를 상기 외부 공급처로 배출시키는, 증발가스 처리 방법. A method of treating an evaporative gas of a ship or an offshore structure,
The ship or the offshore structure receives liquefied gas from an external supply source and stores the liquefied gas in a first storage tank. The liquefied gas stored in the first storage tank is vaporized in a vaporizer and supplied to a gas consumer,
When the liquefied gas is unloaded from the external supply source to the first storage tank,
Compressing the evaporation gas generated in the first storage tank to a low pressure,
Exchanging the compressed vaporized gas with the liquefied gas supplied to the vaporizer,
And the compressed evaporation gas cooled by the heat exchange is discharged to the external supply source. 청구항 7에 있어서,
상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스의 적어도 일부를 고압으로 압축하고,
상기 고압으로 압축된 고압 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스의 냉열을 이용하여 재응축시키는, 증발가스 처리 방법. The method of claim 7,
Compressing at least a part of the evaporation gas generated in the first storage tank to a high pressure,
And the high-pressure evaporated gas compressed at the high pressure is recycled using the cold heat of the liquefied gas supplied to the vaporizer. 청구항 7에 있어서,
상기 외부 공급처로부터 액화가스를 하역하지 않을 때에는,
상기 제1 저장탱크에서 생성되는 증발가스를 고압으로 압축하고,
상기 고압으로 압축된 압축 증발가스를 상기 기화기로 공급되는 액화가스와 열교환시키고,
상기 열교환에 의해 냉각된 고압 증발가스를 상기 열교환시킬 액화가스를 이용하여 재응축시키는, 증발가스 처리 방법.The method of claim 7,
When the liquefied gas is not unloaded from the external supply source,
Compressing the evaporation gas generated in the first storage tank to a high pressure,
Exchanging the compressed evaporation gas compressed at the high pressure with the liquefied gas supplied to the vaporizer,
And the high-pressure evaporating gas cooled by the heat exchange is recycled by using the liquefied gas to be heat-exchanged. 청구항 8 또는 9에 있어서,
상기 재응축 증발가스와 액화가스를 가압하여 상기 기화기로 공급하는, 증발가스 처리 방법. The method according to claim 8 or 9,
And the re-condensation evaporation gas and the liquefied gas are supplied to the vaporizer. 청구항 8 또는 9에 있어서,
상기 고압 증발가스의 적어도 일부는 상기 선박 또는 해양구조물의 연료로 공급하는, 증발가스 처리 방법. The method according to claim 8 or 9,
Wherein at least a portion of the high-pressure evaporative gas is supplied to the fuel of the ship or an offshore structure. 청구항 11에 있어서,
상기 선박 또는 해양 구조물은 FSRU이고,
상기 외부 공급처는 액화가스 운반선인, 증발가스 처리 방법.The method of claim 11,
The ship or offshore structure is an FSRU,
Wherein the external supply source is a liquefied gas carrier.
KR1020170024263A 2017-02-23 2017-02-23 Boil Off Gas Treatment System And Method KR102608692B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020170024263A KR102608692B1 (en) 2017-02-23 2017-02-23 Boil Off Gas Treatment System And Method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020170024263A KR102608692B1 (en) 2017-02-23 2017-02-23 Boil Off Gas Treatment System And Method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20180097364A true KR20180097364A (en) 2018-08-31
KR102608692B1 KR102608692B1 (en) 2023-12-01

Family

ID=63407914

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020170024263A KR102608692B1 (en) 2017-02-23 2017-02-23 Boil Off Gas Treatment System And Method

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR102608692B1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20240015917A (en) 2022-07-28 2024-02-06 삼성중공업 주식회사 System for treating boil-off gas in lng carrier

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20070085870A (en) * 2004-11-08 2007-08-27 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. Liquefied natural gas floating storage regasification unit
KR20140116981A (en) * 2013-03-22 2014-10-07 삼성중공업 주식회사 Bunkering vessel
KR20160128662A (en) * 2015-04-29 2016-11-08 대우조선해양 주식회사 LNG Offloading System And Method For FLNG

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20070085870A (en) * 2004-11-08 2007-08-27 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. Liquefied natural gas floating storage regasification unit
KR20140116981A (en) * 2013-03-22 2014-10-07 삼성중공업 주식회사 Bunkering vessel
KR20160128662A (en) * 2015-04-29 2016-11-08 대우조선해양 주식회사 LNG Offloading System And Method For FLNG

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20240015917A (en) 2022-07-28 2024-02-06 삼성중공업 주식회사 System for treating boil-off gas in lng carrier

Also Published As

Publication number Publication date
KR102608692B1 (en) 2023-12-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR100875064B1 (en) Evaporative gas treatment method and treatment apparatus in a LAN carrier equipped with a reliquefaction apparatus, and a LAN carrier equipped with the treatment apparatus
KR102082362B1 (en) Apparatus, system and method for the capture, utilization and sendout of latent heat in boil off gas onboard a cryogenic storage vessel
KR101726668B1 (en) System And Method For Treatment Of Boil Off Gas
US20100122542A1 (en) Method and apparatus for adjusting heating value of natural gas
KR101525664B1 (en) A treatment System of Liquefied Gas and A Method for the same
WO2017159548A1 (en) Boil-off gas processing system and liquefied gas transport vessel
KR102654818B1 (en) Method and system for transferring liquefied gas
KR102150153B1 (en) Gas treatment system and ship having the same
KR101788749B1 (en) BOG Treatment System And Method
KR102613977B1 (en) Gas treatment system and ship having the same
KR20180097364A (en) Boil Off Gas Treatment System And Method
KR101824421B1 (en) Fuel gas supply system
KR102436053B1 (en) Gas treatment system and ship having the same
KR102189807B1 (en) Apparatus for retreating boil off gas
KR102150152B1 (en) Gas treatment system and ship having the same
KR20110087464A (en) Apparatus and method for treating boil-off gas
KR100976599B1 (en) Fuel gas supply system of lng carrier
KR102113790B1 (en) A Regasification System Of Gas and Vessel having same
KR20200075199A (en) Fuel Supply System And Method For Ship
KR101403610B1 (en) Lng rv having a regasification apparatus
KR102372229B1 (en) Treatment system of liquefied gas and vessel having the same
KR20090107902A (en) Method and system for reducing heating value of natural gas
KR102066633B1 (en) Floating Unit for Liquefied Gas Regasification and Storage and Method for Boil-Off Gas Management on the Floating Unit
KR20160048294A (en) Apparatus for supplying low-pressure fuel gas in ship
KR20160020721A (en) BOG Reliquefaction System and Method for Liquefying BOG Using the Same

Legal Events

Date Code Title Description
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant