KR20190028938A - Liquefied Gas Regasification System and Floating Regasification Unit including the same - Google Patents

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Abstract

The present invention relates to a liquefied gas regasification system which regasifies and supplies liquefied gas to a gas customer, such as land, and the like, and a liquefied gas regasification vessel including the same. According to the present invention, the liquefied gas regasification system comprises: a liquefied gas storage tank to store liquefied gas; a high pressure gas injection engine using the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank and boil-off gas (BOG) generated in the liquefied gas storage tank as fuel to produce electric power; a high pressure pump to compress the liquefied gas supplied from the liquefied gas storage tank to a regasified gas customer; an evaporator to evaporate the liquefied gas compressed in the high pressure pump; a first regasification line to connect the evaporator with the regasified gas customer and to provide the regasified gas regasified in the evaporator to the regasified gas customer; a second regasification line to connect the evaporator with the high pressure gas injection engine and to provide the regasified gas regasified in the evaporator to the high pressure gas injection engine; and a pressure regulating means disposed in the first regasification line and lowering the pressure of the regasified gas at a pressure requested by the regasified gas customer.

Description

액화가스 재기화 시스템 및 액화가스 재기화 선박 {Liquefied Gas Regasification System and Floating Regasification Unit including the same} [0001] The present invention relates to a liquefied gas regeneration system and a liquefied gas regeneration vessel,

본 발명은 액화가스를 재기화시켜 재기화 가스를 육상 등 가스 수요처로 공급하는 액화가스 재기화 시스템 및 액화가스 재기화 시스템을 포함하는 액화가스 재기화 선박에 관한 것이다.The present invention relates to a liquefied gas regeneration vessel including a liquefied gas regeneration system and a liquefied gas regeneration system for regenerating a liquefied gas to supply a regeneration gas to a demand site for gas such as land or the like.

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 상태인 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 감소되므로, 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다. Generally, 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 atmospheric pressure, and its volume is reduced to about 1/600 of that of natural gas, so it is very suitable for long distance transportation through the sea.

LNG 운반선은, LNG를 싣고 바다를 운항하여, 육상의 천연가스 수요처에 LNG를 하역하는데, 이러한 LNG 운반선은, LNG 저장탱크 내의 LNG가 액화된 상태 그대로 육상 터미널에 하역하며, 하역된 LNG는 육상 터미널에 설치된 LNG 재기화 설비에 의해 재기화된 후, 각 소비처로 공급된다.The LNG carrier cargoes LNG and cargoes the sea, and unloads LNG to the demand of natural gas on the land. Such LNG carriers are unloaded to the land terminal as liquefied LNG storage tank is liquefied. And is supplied to each consumer.

육상 터미널의 LNG 재기화 설비는, 천연가스의 수요가 계절적 또는 단기적으로 한정되어 있는 수요처에 설치되는 경우에는 높은 설치비와 운영비로 인해 경제적으로 불리하다. 또한, 자연재해 등에 의해 파괴될 위험이 있고, 파괴될 경우에는 복구될 때까지 LNG를 재기화시켜 각 소비처로 공급해줄 수 없는 등 본질적인 한계를 가지고 있다. LNG regasification facilities on land terminals are economically disadvantageous due to high installation and operating costs when natural gas demand is installed in demanding areas where seasonal or short-term demand is limited. In addition, there is a risk of destruction due to natural disasters, etc., and if it is destroyed, LNG can not be regenerated until it is restored and it can not be supplied to each consumer.

이에 따라, 해상에서 직접 LNG를 재기화시켜 천연가스를 육상 터미널로 공급할 수 있도록 하기 위해, LNG FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)가 개발되었다. LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에 부유한 상태에서 LNG 운반선으로부터 하역되는 LNG를 저장탱크에 저장한 후, 필요에 따라 LNG를 재기화시켜 육상 수요처로 공급하는 해상 구조물이다Thus, LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) was developed to enable natural gas to be supplied to land terminals by regasification of LNG directly at sea. LNG FSRU is an offshore structure that stores LNG unloaded from an LNG carrier in a floating state far from the sea and stores it in a storage tank,

도 1에는 종래의 LNG FSRU의 재기화 시스템을 간략하게 도시하였다.FIG. 1 schematically illustrates a conventional LNG FSRU regeneration system.

도 1에 도시된 바와 같이, 종래의 LNG FSRU의 재기화 시스템은, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(10), LNG 저장탱크(10)에 저장된 LNG를 LNG 저장탱크(10)로부터 배출시키는 피드펌프(11), LNG 저장탱크(10)로부터 배출된 LNG를 압축시키는 고압펌프(30) 및 고압펌프에 의해 압축된 LNG를 기화시키는 기화기(40)가 설치된다. 기화기(40)에서 기화된 재기화 가스(regas)는 재기화 가스 수요처, 예를 들어 육상 터미널로 이송된다.1, the conventional regeneration system of the LNG FSRU includes an LNG storage tank 10 for storing LNG, a feed pump 10 for discharging the LNG stored in the LNG storage tank 10 from the LNG storage tank 10, A high pressure pump 30 for compressing the LNG discharged from the LNG storage tank 10, and a vaporizer 40 for vaporizing the LNG compressed by the high pressure pump. The regasification gas (regas) vaporized in the vaporizer 40 is transferred to a regasification gas consumer, for example a land terminal.

LNG FSRU에 설치되는 LNG 저장탱크(10)는 상압 하에서 약 -163℃로 저장되는 LNG가 액체 상태를 유지하도록 하기 위하여 단열처리되어 있다. 그러나, LNG 저장탱크(10)가 단열처리되어 있더라도 외부의 열 침입에 의해 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)는 지속적으로 생성되며, 증발가스가 지속적으로 생성되면 LNG 저장탱크(10)의 내압을 상승시키는 요인이 된다. 따라서, LNG 저장탱크(10)의 내압이 설정값 이상으로 상승하게 되면, 증발가스를 LNG 저장탱크(10)로부터 배출시켜야만 한다.The LNG storage tank 10 installed in the LNG FSRU is thermally insulated so that the LNG stored at about -163 DEG C under atmospheric pressure is maintained in a liquid state. However, even if the LNG storage tank 10 is adiabatically treated, boil-off gas (BOG) is continuously generated by external heat invasion. When the evaporation gas is continuously generated, the internal pressure of the LNG storage tank 10 . Therefore, when the internal pressure of the LNG storage tank 10 rises above the predetermined value, the evaporated gas must be discharged from the LNG storage tank 10.

LNG 저장탱크(10)로부터 배출된 증발가스는 회수하여 활용하지 않는다면 대기 중으로 방출시킬 수밖에 없는데, 증발가스의 대기 방출은 결국 LNG의 손실이 되므로, 증발가스를 효과적으로 처리하고자 하는 노력이 계속되고 있다.If the evaporated gas discharged from the LNG storage tank 10 is recovered and is not utilized, it is forced to discharge it to the atmosphere. However, since the atmospheric release of the evaporated gas is a loss of the LNG, efforts to effectively treat the evaporated gas are continuing.

LNG 저장탱크(10)로부터 배출된 증발가스를 효과적으로 처리하기 위한 방법중에 하나로, 증발가스를 압축하여 육상 터미널 등 재기화 가스 수요처로 공급하는 방법이 있다. 도 2에 도시된 바와 같이, 증발가스를, 기화기(40)에서 기화되어 가스 수요처로 이송되는 재기화 가스가 갖는 압력까지 압축시키는 컴프레서(60)를 설치하고, 증발가스를 압축시켜 가스 수요처로 이송되는 재기화 가스 흐름에 합류시키고, 재기화 가스와 함께 가스 수요처로 공급할 수 있다. One of the methods for effectively treating the evaporated gas discharged from the LNG storage tank 10 is to compress the evaporated gas and supply the evaporated gas to a demand site for regeneration gas such as a land terminal. As shown in FIG. 2, a compressor 60 is provided for compressing the evaporation gas to a pressure of the regeneration gas which is vaporized in the evaporator 40 to be transported to the gas consumer, the evaporation gas is compressed, It is possible to join the regasification gas stream to be supplied to the gas consumer together with the regasification gas.

LNG 저장탱크(10)로부터 배출된 증발가스를 효과적으로 처리하기 위한 또 다른 방법중에 하나로, 증발가스를 연료로 사용할 수 있다. 도 2에 도시된 바와 같이, LNG FSRU에는, 증발가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 DFDG(Dual Fuel Diesel Generator)와, 증발가스를 DFDG(70)에서 필요로 하는 연료 조건의 압력까지 압축시키고, 압축 증발가스를 DFDG(70)로 공급하는 연료용 컴프레서(50)를 더 설치할 수 있다. DFDG(70)에서 생산된 전력은 LNG FSRU 내의 전력 수요처에서 사용할 수 있다. As another method for effectively treating the evaporated gas discharged from the LNG storage tank 10, the evaporated gas can be used as the fuel. As shown in FIG. 2, the LNG FSRU includes a DFDG (Dual Fuel Diesel Generator) for producing electric power by using an evaporative gas as a fuel, a condenser for compressing the evaporated gas to a pressure of a fuel condition required by the DFDG 70 , And a fuel compressor (50) for supplying the compressed evaporative gas to the DFDG (70). The power produced by the DFDG (70) can be used at the power consumer in the LNG FSRU.

그러나, 도 2에 도시된 바와 같이, 증발가스의 일부는 압축시켜 DFDG(70)의 연료로 공급하고, 나머지 증발가스는 압축시켜 재기화 가스로 공급하려면, 증발가스를 연료로 공급하기 위한 연료용 컴프레서(50)와, 증발가스를 재기화 가스로서 공급하기 위한 컴프레서(60)를 각각 구비하여야 한다. However, as shown in FIG. 2, in order to supply a portion of the evaporated gas as compressed and supplied to the fuel of the DFDG 70, and the remaining evaporated gas to be compressed and supplied as regeneration gas, The compressor 50 and the compressor 60 for supplying the evaporation gas as the regeneration gas, respectively.

DFDG에서 요구하는 연료용 가스의 압력은 약 4 bar 내지 6.5 barg이고, 가스 수요처에서 요구하는 재기화 가스의 압력은 약 100barg이다. 따라서, 증발가스를 약 4 내지 6.5barg까지 압축시키는 연료용 컴프레서(50)를 포함하는 연료 가스 공급 시스템과, 증발가스를 100barg까지 압축시키는 컴프레서(60)를 포함하는 재기화 시스템이 분리되어 구비되고, 각각의 컴프레서 간 압축시키고자 하는 기체의 압력이 달라 상호 호환될 수 없어, LNG FSRU 내 설치되는 장비의 개수가 많다는 단점이 있다. The pressure of the fuel gas required by the DFDG is about 4 bar to 6.5 barg, and the pressure of the regasification gas required by the gas consumer is about 100 barg. Thus, a regasification system comprising a fuel gas supply system including a compressor 50 for fuel to compress the evaporation gas to about 4 to 6.5 barg, and a compressor 60 to compress the evaporation gas to 100 barg is separately provided , The pressures of the compressors to be compressed between the compressors are different from each other, and the number of equipments installed in the LNG FSRU is large.

LNG FSRU는 해상에 부유하는 해상 구조물이므로, 설치되는 장비의 개수가 많으면 그만큼 차지하는 공간도 크기 때문에, LNG FSRU 내 한정된 공간을 효율적으로 활용하여 해상 구조물의 크기를 줄이는 것 또한 중요한 문제이다. 또한 설치되는 장비의 개수가 많아지면, 그만큼 운영비용도 상승하고, 이를 제어하기도 어렵다는 단점이 있다. 특히, 컴프레서는 차지하는 공간도 클 뿐 아니라, 전력소모가 큰 장치이다.Since the LNG FSRU is a maritime structure floating on the sea, it is also important to reduce the size of the marine structure by efficiently utilizing the limited space in the LNG FSRU, since the space occupied by the large number of equipment is large. Also, if the number of equipments to be installed is increased, the operating cost is also increased and it is also difficult to control it. In particular, the compressor occupies not only a large space but also a large power consumption.

따라서, 본 발명은, 액화가스를 기화시키는 액화가스 재기화 선박에서 증발가스를 엔진의 연료로 공급하거나 재기화 가스 수요처로 공급하는 시스템을 단일화시켜, 설치되는 장비의 개수를 줄이고, 시스템을 최적으로 운전할 수 있는, 액화가스 재기화 시스템 및 액화가스 재기화 선박을 제공하고자 한다.Accordingly, it is an object of the present invention to provide a system in which the evaporation gas is fed from the liquefied gas regeneration vessel for vaporizing the liquefied gas to the fuel of the engine or supplied to the reclaimed gas consumer site, thereby reducing the number of equipment to be installed, A liquefied gas regeneration system and a liquefied gas regeneration vessel capable of being operated.

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 의하면, 액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크; 상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스 및 상기 액화가스 저장탱크 내에서 생성된 증발가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 고압가스 분사엔진; 상기 액화가스 저장탱크로부터 재기화 가스 수요처로 공급할 액화가스를 압축시키는 고압펌프; 상기 고압펌프에서 압축된 액화가스를 기화시키는 기화기; 상기 기화기와 재기화 가스 수요처를 연결하며, 상기 기화기에서 기화된 재기화 가스가 상기 재기화 가스 수요처로 유동하는 제1 재기화 라인; 및 상기 기화기와 상기 고압가스 분사엔진을 연결하며, 상기 기화기에서 기화된 재기화 가스가 상기 고압가스 분사엔진으로 유동하는 제2 재기화 라인;을 포함하고, 상기 제1 재기화 라인에 구비되며, 재기화 가스의 압력을 상기 재기화 가스 수요처의 요구 압력으로 낮추는 압력조절수단;을 더 포함하는, 액화가스 재기화 시스템이 제공된다. According to an aspect of the present invention, there is provided a liquefied gas storage tank for storing a liquefied gas; A high pressure gas injection engine for producing electric power by using the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank and the evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank as fuel; A high-pressure pump for compressing the liquefied gas to be supplied from the liquefied gas storage tank to the reclaimed gas consumer; A vaporizer for vaporizing the liquefied gas compressed by the high-pressure pump; A first regasification line connecting the vaporizer with a regasification gas consumer, the regasification gas vaporized in the vaporizer flowing into the regasification gas consumer; And a second regasification line connecting the carburetor and the high pressure gas injection engine, wherein a regasification gas vaporized in the vaporizer flows to the high pressure gas injection engine, wherein the second regasification line is provided in the first regasification line, And a pressure regulating means for lowering the pressure of the regeneration gas to the required pressure of the regeneration gas consumer.

바람직하게는, 다단으로 구성되며 상기 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 고압가스 분사엔진에서 요구하는 연료 조건 압력으로 압축시키는 고압 컴프레서; 및 상기 고압 컴프레서를 구성하는 다단계의 압축부 중 최후단의 압축부로부터 상기 고압가스 분사엔진으로 연결되는 제1 증발가스 라인;을 더 포함하여, 상기 고압 컴프레서의 다단계의 압축부 중 최후단의 압축부로부터 배출되는 압축 증발가스는 상기 고압가스 분사엔진의 연료로 사용될 수 있다.Preferably, the high pressure compressor is composed of multiple stages and compresses the evaporated gas produced in the liquefied gas storage tank to the fuel condition pressure required by the high pressure gas injection engine. And a first evaporation gas line connected to the high-pressure gas injection engine from a compression section at a rearmost one of the multi-stage compression sections constituting the high-pressure compressor, wherein the first evaporation gas line The compressed vapor gas discharged from the high pressure gas injection engine can be used as the fuel of the high pressure gas injection engine.

바람직하게는, 상기 고압 컴프레서를 구성하는 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 재기화 가스 수요처로 연결되는 제2 증발가스 라인;을 더 포함하여, 상기 고압 컴프레서의 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 제2 증발가스 라인을 통해 배출되는 압축 증발가스는 상기 재기화 가스 수요처로 공급될 수 있다.Preferably, the compressor further includes a second evaporation gas line connected to the reclaimed gas consumer from a compression unit at an intermediate stage among the multi-stage compression units constituting the high-pressure compressor, The compressed evaporative gas discharged from the compressed portion of the stage through the second evaporative gas line can be supplied to the reclaimed gas consumer.

바람직하게는, 상기 제2 증발가스 라인은 상기 고압 컴프레서로부터 상기 제1 재기화 라인으로 연결되며, 상기 제2 증발가스 라인을 통해 배출되는 압축 증발가스는 상기 제1 재기화 라인을 통해 상기 기화기로부터 배출되는 재기화 가스 흐름에 합류되고, 상기 기화기로부터 배출된 재기화 가스는 상기 압축 증발가스와 혼합되어 상기 제1 재기화 라인을 통해 상기 재기화 가스 수요처로 유동하는 재기화 가스의 온도가 상승할 수 있다.Preferably, the second evaporation gas line is connected to the first regeneration line from the high-pressure compressor, and the compressed evaporation gas exiting through the second evaporation gas line flows from the vaporizer through the first regasification line Wherein the regasification gas discharged from the vaporizer is mixed with the compressed vaporization gas and the temperature of the regasification gas flowing through the first regasification line to the reclaimed gas consumer is increased .

바람직하게는, 상기 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 저압가스 분사엔진; 및 상기 고압 컴프레서를 구성하는 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 저압가스 분사엔진으로 연결되는 제3 증발가스 라인;을 더 포함하여, 상기 고압 컴프레서의 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 제3 증발가스 라인을 통해 배출되는 압축 증발가스는 상기 저압가스 분사엔진의 연료로 공급될 수 있다.Preferably, the low-pressure gas injection engine produces electric power by using the evaporation gas produced in the liquefied gas storage tank as fuel; And a third evaporation gas line connected to the low-pressure gas injection engine from a compression section at an intermediate stage among the multi-stage compression sections constituting the high-pressure compressor, wherein the third evaporation gas line And the compressed vaporized gas discharged from the third evaporation gas line through the third evaporation gas line can be supplied to the fuel of the low pressure gas injection engine.

바람직하게는, 상기 고압 컴프레서와 제3 증발가스 라인이 연결되는 지점은, 상기 제2 증발가스 라인이 상기 고압 컴프레서와 연결되는 지점보다 상류일 수 있다.Preferably, the point where the high-pressure compressor and the third evaporation gas line are connected may be upstream of the point where the second evaporation gas line is connected to the high-pressure compressor.

바람직하게는, 상기 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 액화가스 저장탱크로부터 고압펌프로 유동하는 액화가스의 냉열로 응축시키는 재응축기; 및 상기 고압 컴프레서를 구성하는 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 재응축기로 연결되는 제4 증발가스 라인;을 더 포함하여, 상기 고압 컴프레서의 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 제4 증발가스 라인을 통해 배출되는 압축 증발가스는 상기 재응축기로 공급되고, 상기 재응축기에서 응축된 증발가스는 상기 재응축기로부터 배출되는 액화가스와 함께 상기 고압펌프로 공급될 수 있다. Preferably, a recondenser for condensing the evaporated gas produced in the liquefied gas storage tank to the cold of the liquefied gas flowing from the liquefied gas storage tank to the high pressure pump; And a fourth evaporation gas line connected to the recondenser from a compression section at an intermediate stage among the multistage compression sections constituting the high pressure compressor, The compressed evaporative gas discharged through the fourth evaporative gas line is supplied to the recondenser, and the evaporated gas condensed in the recondenser can be supplied to the high pressure pump together with the liquefied gas discharged from the recondenser.

바람직하게는, 상기 고압 컴프레서와 제4 증발가스 라인이 연결되는 지점은, 상기 제2 증발가스 라인이 상기 고압 컴프레서와 연결되는 지점보다 상류일 수 있다.Preferably, the point at which the high-pressure compressor and the fourth evaporative gas line are connected may be upstream of a point at which the second evaporative gas line is connected to the high-pressure compressor.

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 의하면, 상기 액화가스 재기화 시스템을 포함하는 액화가스 재기화 선박이 제공된다. According to another aspect of the present invention, there is provided a liquefied gas regeneration vessel including the liquefied gas regeneration system.

바람직하게는, 상기 액화가스 재기화 선박은, 자체 추진 능력을 갖지 않는 해상 부유 구조물이고, 상기 고압가스 분사엔진에서 생산된 전력은 상기 액화가스 재기화 선박 내 전력 수요처에서 사용될 수 있다.Preferably, the liquefied gas regeneration vessel is a floating structure free of self-propelling capability, and the power produced by the high-pressure gas injection engine can be used in the power consumer in the liquefied gas regasification vessel.

본 발명에 따른 액화가스 재기화 시스템 및 액화가스 재기화 선박은, 액화가스 재기화 선박 내 증발가스를 처리하기 위한 시스템을 단일화하여 시스템의 최적화를 이룰 수 있고, 장비의 개수를 줄일 수 있어 공간 효율적이며, 시스템의 설치비 및 운영비를 낮출 수 있어 경제적이다.The liquefied gas regasification system and the liquefied gas regasification vessel according to the present invention can optimize the system by unifying the system for treating the evaporative gas in the liquefied gas regasification vessel and can reduce the number of equipments, And it is economical to reduce the installation cost and the operating cost of the system.

또한, 액화가스 재기화 선박에서 생성된 증발가스를 재기화 가스와 함께 가스 수요처로 공급하거나, 전력을 생산하는 등 엔진의 연료로 사용할 수 있으므로 증발가스를 대기 중으로 벤팅(venting)시키는 등 낭비하지 않을 수 있어 경제적이고 친환경적이다. In addition, since the evaporated gas generated from the liquefied gas regeneration vessel can be used as fuel for the engine, such as supplying the gas with the regasification gas to the customer, or generating electric power, it is not wasteful such as venting the evaporated gas into the atmosphere It is economical and eco-friendly.

또한, 고압가스 분사엔진을 적용함으로써, 운전 효율을 향상시킬 수 있고, 증발가스를 효과적으로 처리할 수 있다.Further, by applying the high-pressure gas injection engine, the operation efficiency can be improved and the evaporation gas can be effectively treated.

도 1은 종래기술에 따른 LNG FSRU의 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 2는 LNG FSRU의 재기화 시스템과 증발가스를 처리하기 위한 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 3은 본 발명의 일 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS FIG. 1 is a block diagram of a conventional re-ignition system for an LNG FSRU. FIG.
FIG. 2 is a schematic view showing a regeneration system of the LNG FSRU and a system for processing the evaporated gas. FIG.
3 is a schematic view showing a liquefied gas regeneration system according to an embodiment of the present invention.

본 발명의 동작상 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 첨부도면 및 첨부도면에 기재된 내용을 참조하여야 한다. In order to fully understand the operational advantages of the present invention and the objects achieved 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 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다.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.

하기 실시예에서 설명하고 있는 액화가스 재기화 선박은, 액화천연가스(LNG; Liquefied Natural Gas)를 재기화시키는 LNG FSRU인 것을 예로 들어 설명하지만, 이에 한정되는 것은 아니고, 본 실시예의 액화가스는, LPG(Liquefied Petroleum Gas), LEG(Liquefied Ethane Gas) 등 다양한 액화가스가 적용될 수 있다. 하기 실시예는 여러가지 다른 형태로 변형될 수 있고, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.The liquefied gas regeneration vessel described in the following embodiments is an LNG FSRU for regenerating liquefied natural gas (LNG). However, the present invention is not limited to this, (Liquefied Petroleum Gas), and LEG (Liquefied Ethane Gas). The following examples can be modified in various forms, and the scope of the present invention is not limited to the following examples.

또한, 하기 실시예에서 액화가스 재기화 선박은, 본 실시예의 액화가스 재기화 시스템이 적용된 것을 특징으로 한다. In the following embodiments, the liquefied gas regeneration vessel is characterized in that the liquefied gas regeneration system of the present embodiment is applied.

이하, 도 3을 참조하여, 본 발명의 일 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템 및 액화가스 재기화 선박을 함께 설명하기로 한다. 3, a liquefied gas regeneration system and a liquefied gas regeneration vessel according to an embodiment of the present invention will be described together.

본 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템은, 해상에 부유한 상태에서 LNG 운반선 등으로부터 LNG를 하역받아 저장하고, 저장된 LNG를 육상의 재기화 가스 수요처 등으로 공급하는 LNG FSRU(Floating Storage Regasification Unit)과 같은 해상 부유 구조물에 적용될 수 있다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니고, 자체 추진 능력을 가지며, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크와 LNG 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시켜 육상의 재기화 가스 수요처 등으로 공급하는 LNG RV(Regasification Vessel)과 같은 선박에 적용될 수도 있다. LNG RV와 LNG FSRU는 LNG 공급처로부터 LNG를 하역받아 LNG 저장탱크에 LNG를 저장하고, LNG 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시켜 육상의 재기화 가스 수요처 등으로 공급할 수 있다는 점에서 공통의 기능을 갖지만, LNG RV는 자체 추진 능력을 가지므로 추진엔진이 구비되고, LNG FSRU는 자체 추진 능력을 가지지 않으며, 따라서 추진엔진은 구비되지 않는다는 점에서 차이가 있다. 본 실시예에서는 해상 부유 구조물, 예를 들어 LNG FSRU에 적용되는 것을 예를 들어 설명하기로 한다. The liquefied gas regeneration system according to the present embodiment includes an LNG FSRU (Floating Storage Regulation Unit) for loading LNG from an LNG carrier or the like in a floated state at sea and storing the LNG, And the like. However, the present invention is not limited to this. LNG storage tank having LNG storage tank and LNG RV (Regasification Vessel), which regenerates LNG stored in LNG storage tank, . The LNG RV and the LNG FSRU have a common function in that LNG is stored in the LNG storage tank by unloading the LNG from the LNG supply source and the LNG stored in the LNG storage tank can be re- , The LNG RV has its own propulsion capability, so it is equipped with a propulsion engine, and the LNG FSRU does not have its own propulsion capability, and therefore the propulsion engine is not provided. The present embodiment will be described by way of example, which is applied to a floating structure, for example, an LNG FSRU.

본 발명의 일 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템은, 도 3에 도시된 바와 같이, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(100); 재기화 가스 수요처와 LNG 저장탱크(100)를 연결하며, LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG가 재기화되어 재기화 가스 수요처로 유동하는 경로를 제공하는 재기화 라인(GL); 및 LNG 저장탱크(100) 내에서 생성된 증발가스(BOG; Boil-Off Gas)가 LNG 저장탱크(100)로부터 배출되어 유동하는 경로를 제공하는 증발가스 라인(BL);을 포함한다.As shown in FIG. 3, the liquefied gas regeneration system according to an embodiment of the present invention includes an LNG storage tank 100 storing an LNG; A regasification line GL connecting the regasification gas demanding entity and the LNG storage tank 100 and providing a path for the LNG stored in the LNG storage tank 100 to regenerate and flow to the demand for regasification gas; And an evaporation gas line BL for providing a path through which the boil-off gas (BOG) generated in the LNG storage tank 100 is discharged from the LNG storage tank 100 and flows.

또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템이 적용된 액화가스 재기화 선박에는, LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG와 LNG 저장탱크(100) 내에서 생성된 증발가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 고압가스 분사엔진(600)이 구비된다.In addition, the liquefied gas regeneration vessel to which the liquefied gas regeneration system according to the embodiment of the present invention is applied is provided with an LNG storage tank 100 and an evaporation gas generated in the LNG storage tank 100 as fuel Pressure gas injection engine 600 for generating electric power.

또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템이 적용된 액화가스 재기화 선박에는, LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 저압가스 분사엔진(800);이 더 구비될 수 있다. In addition, a liquefied gas regeneration vessel to which the liquefied gas regeneration system according to an embodiment of the present invention is applied includes a low pressure gas injection engine 800 that generates electricity by using the evaporation gas generated in the LNG storage tank 100 as fuel ) May be further provided.

본 실시예의 액화가스 재기화 선박은, 도 3에 도시된 바와 같이, 고압가스 분사엔진(600) 및 저압가스 분사엔진(800)은 둘 다 구비될 수도 있고, 도면에 도시하지는 않았지만, 고압가스 분사엔진(600)만 구비될 수도 있다. 이하, 도 3에 도시된 도면을 참고하여 본 실시예에 따른 액화가스 재기화 선박에는 고압가스 분사엔진(600)과 저압가스 분사엔진(800)이 모두 구비되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다. 3, the liquefied gas regeneration vessel of the present embodiment may be equipped with both the high-pressure gas injection engine 600 and the low-pressure gas injection engine 800 and, although not shown in the figure, Only the engine 600 may be provided. Hereinafter, the liquefied gas regeneration vessel according to the present embodiment will be described with reference to the diagram shown in FIG. 3 as an example in which both the high-pressure gas injection engine 600 and the low-pressure gas injection engine 800 are provided.

본 실시예의 고압가스 분사엔진(600) 및 저압가스 분사엔진(800)은, 선박에서 사용할 수 있는 엔진으로서, 천연가스를 연료로 사용할 수 있는 이중연료 엔진이다. The high-pressure gas injection engine 600 and the low-pressure gas injection engine 800 of this embodiment are engines that can be used in ships, and are dual fuel engines that can use natural gas as fuel.

본 실시예의 고압가스 분사엔진(600)은 LNG를 재기화시킨 재기화 가스 및 LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하고, 본 실시예의 저압가스 분사엔진(800)은 LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스를 연료로 사용하여 전력을 생산한다. 고압가스 분사엔진(600) 및 저압가스 분사엔진(800)에서 생산된 전력은 선박 내 전력 수요처에서 사용된다. 본 실시예에서는 고압가스 분사엔진(600) 및 저압가스 분사엔진(800)에서 생산된 전력이 선박 내 전력 수요처에서만 사용되는 것을 예로 들어 설명하지만, 본 실시예의 액화가스 재기화 선박에 구비되는 고압가스 분사엔진(600) 및 저압가스 분사엔진(800)에서 생산된 전력은, 송전설비를 통하여 육상의 전력 수요처로 송전될 수도 있다.The high-pressure gas injection engine 600 of the present embodiment produces electric power by using the regeneration gas regenerated from the LNG and the evaporation gas generated from the LNG storage tank 100 as the fuel, and the low-pressure gas injection engine 800 Generates power using the evaporated gas generated in the LNG storage tank 100 as fuel. The electric power produced by the high-pressure gas injection engine 600 and the low-pressure gas injection engine 800 is used in a power consumer in the ship. In this embodiment, the power generated by the high-pressure gas injection engine 600 and the low-pressure gas injection engine 800 is used only in the power demand site in the ship. However, in the present embodiment, The electric power produced by the injection engine 600 and the low-pressure gas injection engine 800 may be transmitted to a power consumer onshore through a transmission facility.

본 실시예의 고압가스 분사엔진(600)은, 엔진의 샤프트에 발전기가 구비된 ME-GI 엔진(600)일 수 있다. ME-GI 엔진(600)은, 2행정으로 구성되며, 약 150 bar 내지 300 bar로 압축된 천연가스를 연료로 사용하여 전력을 생산할 수 있다. The high-pressure gas injection engine 600 of this embodiment may be an ME-GI engine 600 equipped with a generator in the shaft of the engine. The ME-GI engine 600 is composed of two strokes and can produce electric power using natural gas compressed to about 150 bar to 300 bar as fuel.

본 실시예의 저압가스 분사엔진(800)은, DF 엔진의 샤프트에 발전기가 구비된 DFDG(800)일 수 있다. DFDG(800)는, 4행정 또는 2행정으로 구성되며, 비교적 저압인 약 4 bar 내지 6.5 bar의 압력을 가지는 천연가스를 연료로 사용하여 전력을 생산할 수 있다. The low-pressure gas injection engine 800 of the present embodiment may be a DFDG 800 having a generator in a shaft of a DF engine. The DFDG 800 can generate electric power using natural gas having a pressure of about 4 bar to 6.5 bar, which is composed of four strokes or two strokes and is relatively low in pressure.

ME-GI 엔진(600)은 디젤 사이클(diesel cycle)을 채택하고 있으며, 따라서, 상승 행정시 연소 공기만을 실린더에 흡입하고, 단열 압축된 연소 공기에 연료를 분사함으로써 연료가 연소되는 방식이다. 따라서, 디젤 사이클을 따르는 ME-GI 엔진(600)에서는 압축 행정에서 공기만이 압축되기 때문에, 피스톤이 상사점에 이르기 전에 조기 착화가 일어나는 노킹(knocking)현상이 발생하지 않는다.The ME-GI engine 600 adopts a diesel cycle, so that only the combustion air is sucked into the cylinder during the up stroke, and the fuel is burned by injecting the fuel into the adiabatically compressed combustion air. Therefore, in the ME-GI engine 600 following the diesel cycle, since only air is compressed in the compression stroke, there occurs no knocking phenomenon in which premixing occurs before the piston reaches the top dead center.

따라서, ME-GI 엔진(600)은, 후술할 고압 컴프레서(700)에서 압축된 증발가스와, 기화기(400)에서 기화된 재기화 가스를 모두 연료로 사용할 수 있다. Accordingly, the ME-GI engine 600 can use both the evaporated gas compressed in the high-pressure compressor 700 and the regeneration gas vaporized in the vaporizer 400 as a fuel, which will be described later.

반면, DFDG(800)는 오토 사이클(otto cycle)을 채택하고 있으며, 따라서, 연료와 연소공기가 혼합된 혼합기가 상승 행정 이전에 실린더 내로 유입되어 함께 압축되면서 연료가 연소되는 방식이다. 따라서, 오토 사이클을 따르는 DFDG(800)에서는 혼합기를 상승 행정 이전에 실린더 내로 유입시키기 때문에, 조기 착화가 일어날 수 있으며 노킹현상이 발생할 수 있다. 노킹현상이 일어나면 엔진의 효율이 낮아지고 엔진에 손상이 가해질 수 있으므로, 노킹현상을 방지하는 것이 중요하다. On the other hand, the DFDG 800 adopts an otto cycle, so that the mixture in which the fuel and the combustion air are mixed flows into the cylinder before the rising stroke and is compressed together to burn the fuel. Therefore, in the DFDG 800 following the autocycle, the mixer is introduced into the cylinder before the rising stroke, so that premature ignition may occur and a knocking phenomenon may occur. When the knocking phenomenon occurs, it is important to prevent the knocking phenomenon because the efficiency of the engine is lowered and the engine may be damaged.

노킹현상을 방지하기 위해서는, 연료가 조기착화되지 않도록, 엔진에서 요구되는 메탄가를 충족하는 연료를 공급해야 한다. DFDG(800)는 노킹현상을 일으키지 않기 위해, 메탄가가 약 80이상인 연료가 요구된다. In order to prevent the knocking phenomenon, the fuel that meets the methane required by the engine must be supplied so that the fuel does not prematurely ignite. The DFDG 800 requires a fuel having a methane value of about 80 or more, in order not to cause the knocking phenomenon.

따라서, 본 실시예의 DFDG(800)는 후술하는 바와 같이, 고압 컴프레서(700)에서 압축된 증발가스만을 연료로 사용한다. 증발가스를 LNG에 포함되는 탄화수소 성분 중에서 액화점이 상대적으로 가장 높은 메탄(methane)이 주성분이므로, 본 실시예의 DFDG(800)로 공급되는 연료는 DFDG(800)에서 요구하는 메탄가를 충분히 만족시킬 수 있다. Therefore, as described later, the DFDG 800 of this embodiment uses only the evaporated gas compressed by the high-pressure compressor 700 as the fuel. The fuel supplied to the DFDG 800 of the present embodiment can sufficiently satisfy the methane price required by the DFDG 800 since the vaporization gas is the main component of methane having the highest liquefaction point among the hydrocarbon components contained in the LNG .

한편, DFDG(800)는, 연료의 연소 온도가 높지 않아 고열로 인해 발생하는 질소산화물(NOx)의 양이 적기 때문에, 질소산화물 배출 규제인 IMO Tier Ⅲ을 준수할수 있다는 장점이 있으나, ME-GI 엔진(600)에 비해 동일 출력량 대비 SFOC(Specific Fuel Oil Consumption), 즉 연료소비율이 높아, 연소 효율은 낮다는 단점이 있다. On the other hand, the DFDG 800 is advantageous in that it can comply with IMO Tier III, which is a regulation of nitrogen oxides emission, because the amount of nitrogen oxide (NO x ) generated due to high temperature is not high because the combustion temperature of the fuel is low. The specific fuel oil consumption (SFOC), that is, the fuel consumption rate is higher than that of the GI engine 600, and the combustion efficiency is low.

반면, ME-GI 엔진(600)은, 현존하는 엔진 중에 가장 효율이 높은 것으로 알려져 있으며, 노킹현상이 원천적으로 발생하지 않고, 연료의 폭발 행정 전에 가스가 실린더로부터 새어나가는 메탄 슬립(methane slip) 현상이 일어나지 않는다는 장점이 있다. 또한, DFDG(800)에 비해 연료 공급을 위한 장비들의 설치비 및 운영비가 적게 든다는 점에서도 장점이 있다. On the other hand, the ME-GI engine 600 is known to have the highest efficiency among the existing engines, and the methane slip phenomenon in which the knocking phenomenon does not occur originally and the gas leaks from the cylinder before the explosion stroke of the fuel There is an advantage that it does not happen. In addition, there is an advantage in that the installation and operation cost of equipment for supplying fuel is less than that of the DFDG (800).

본 실시예의 액화가스 재기화 선박은, LNG FSRU와 같은 해상 부유 구조물일 수 있으며, 본 실시예의 액화가스 재기화 선박에는, ME-GI 엔진(600)과 DFDG(800)가 모두 전력을 생산하는 발전엔진으로서 구비될 수 있고, 바람직하게는 ME-GI 엔진(600)만이 구비될 수 있으며, ME-GI 엔진(600)은 하나 이상 구비될 수 있다. 또한, ME-GI 엔진(600)과 DFDG(800)가 모두 구비되는 경우, ME-GI 엔진(600) 및 DFDG(800)은 각각 하나 이상씩 구비될 수 있다. The liquefied gas regeneration vessel of the present embodiment may be a floating structure such as an LNG FSRU. In the liquefied gas regeneration vessel of the present embodiment, the ME-GI engine 600 and the DFDG 800 both generate electricity The ME-GI engine 600 may be provided, and one or more ME-GI engines 600 may be provided. In addition, when both the ME-GI engine 600 and the DFDG 800 are provided, the ME-GI engine 600 and the DFDG 800 may be provided one by one.

그러나 이에 한정하는 것은 아니고, 다른 실시예로서, 액화가스 재기화 선박은 LNG RV와 같이 자체 추진 능력을 갖는 선박일 수 있으며, 이때 액화가스 재기화 선박에는, ME-GI 엔진(600)과 DFDG(800)가 모두 구비될 수 있고, ME-GI 엔진(600)은 추진엔진으로, DFDG(800)는 발전엔진으로서 구비될 수 있다. 그러나, 본 실시예의 액화가스 재기화 선박은 LNG FSRU인 것을 예로 들어 설명하기로 한다.In another embodiment, the liquefied gas regeneration vessel may be a vessel having its own propelling capability, such as LNG RV, wherein the liquefied gas regeneration vessel is equipped with the ME-GI engine 600 and the DFDG The ME-GI engine 600 may be a propulsion engine, and the DFDG 800 may be provided as a power generation engine. However, the liquefied gas regeneration vessel of this embodiment will be described as an example of an LNG FSRU.

도 3에 도시된 바와 같이, 본 실시예의 LNG 저장탱크(100) 내부에는, LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG를 LNG 저장탱크(100)로부터 LNG 저장탱크(100) 외부로 배출시키는 피드펌프(110)가 더 구비될 수 있다.3, a feed pump (not shown) for discharging the LNG stored in the LNG storage tank 100 from the LNG storage tank 100 to the outside of the LNG storage tank 100 is provided in the LNG storage tank 100 of the present embodiment 110 may be further provided.

피드펌프(110)에 의해 가압된 LNG는, 재기화 라인(GL)을 따라, 후술할 재응축기(200) 또는 고압펌프(300)로 유입된다.The LNG pressurized by the feed pump 110 flows into the re-condenser 200 or the high-pressure pump 300, which will be described later, along the regeneration line GL.

LNG 저장탱크(100)에는, LNG가 약 0.9 barg 내지는 약 1.2 barg, 또는 약 1.0 barg의 압력으로 저장되어 있을 수 있다. LNG 저장탱크(100)에 저장된 LNG는 피드펌프(110)의 동작에 의해 가압되어 재기화 라인(GL)을 따라 흐르는데, 피드펌프(110)에 의해 가압된 LNG의 압력은 약 10 barg일 수 있다. In the LNG storage tank 100, the LNG may be stored at a pressure of about 0.9 barg to about 1.2 barg, or about 1.0 barg. The LNG stored in the LNG storage tank 100 is pressurized by the operation of the feed pump 110 and flows along the regasification line GL while the pressure of the LNG pressurized by the feed pump 110 may be about 10 barg .

도 3에는 피드펌프(110)가 LNG 저장탱크(100) 내부에 구비되는 것는 반잠수식 펌프인 것을 예로 들었으나, 다른 실시예로서, LNG 저장탱크(100)의 구조나 형상에 따라, 피드펌프(110)는 LNG 저장탱크(100)의 외부의 재기화 라인(GL) 상에 구비될 수도 있을 것이다.3 is a semi-submergible pump in which the feed pump 110 is provided in the LNG storage tank 100. However, according to another embodiment, depending on the structure and the shape of the LNG storage tank 100, The LNG storage tank 100 may be provided on the regeneration line GL outside the LNG storage tank 100.

본 실시예의 재기화 라인(GL) 상에는, 피드펌프(110)에 의해 LNG 저장탱크(100)로부터 배출된 LNG를, ME-GI 엔진(600)의 연료 공급 압력 또는 그보다 높은 압력까지 압축시키는 고압펌프(300); 및 고압펌프(300)에서 압축된 LNG를 기화시키는 기화기(400);가 구비된다. A high-pressure pump (not shown) for compressing the LNG discharged from the LNG storage tank 100 by the feed pump 110 to the fuel supply pressure of the ME-GI engine 600 or higher is provided on the regeneration line GL of the present embodiment. (300); And a vaporizer 400 for vaporizing the compressed LNG in the high-pressure pump 300.

즉, 본 실시예의 고압펌프(300)는, LNG를 약 150 barg 내지 300 barg, 바람직하게는 약 300 barg로 압축시킬 수 있는 캐퍼시티(capacity)를 가지는 것일 수 있다. That is, the high-pressure pump 300 of the present embodiment may have a capacity capable of compressing the LNG from about 150 barg to about 300 barg, preferably about 300 barg.

본 실시예의 고압펌프(300) 및 기화기(400)는 리던던시를 목적으로 병렬로 하나 이상이 구비될 수 있다.The high-pressure pump 300 and the vaporizer 400 of the present embodiment may be provided in parallel for the purpose of redundancy.

또한, 본 실시예의 기화기(400)는, 약 150 barg 내지는 300 barg로 압축된 LNG, 바람직하게는 약 300 barg로 압축된 LNG를 기화시킬 수 있는 캐퍼시티(capacity)를 가지는 것일 수 있다. 본 실시예의 기화기(400)는, 압축된 LNG를 약 30℃ 내지 50℃, 바람직하게는, 약 45℃의 재기화 가스로 기화시킬 수 있다. Also, the vaporizer 400 of the present embodiment may have a capacity to vaporize LNG compressed to about 150 barg to 300 barg, preferably compressed to about 300 barg. The vaporizer 400 of this embodiment can vaporize the compressed LNG with a regeneration gas at about 30 캜 to 50 캜, preferably about 45 캜.

기화기(400) 후단에는, 기화기(400)에서 기화된 재기화 가스를 가열 또는 냉각시킬 수 있는 온도조절수단(미도시)이 더 구비될 수 있다. At the downstream end of the vaporizer 400, temperature control means (not shown) may be further provided to heat or cool the regeneration gas vaporized in the vaporizer 400.

본 실시예에 따른 액화가스 재기화 선박에는, 기화기(400)와 재기화 가스 수요처를 연결하는 제1 재기화 라인(GL1); 및 기화기(400)와 ME-GI 엔진(600)을 연결하는 제2 재기화 라인(GL2);이 더 구비될 수 있다. The liquefied gas regasification vessel according to the present embodiment includes a first regasification line GL1 for connecting the vaporizer 400 to the regasification gas demand site; And a second regeneration line GL2 for connecting the vaporizer 400 and the ME-GI engine 600 to each other.

본 실시예에 따르면, 기화기(400)에서 기화된 재기화 가스의 일부는 제2 재기화 라인(GL2)을 통해 ME-GI 엔진(600)의 연료로 공급될 수 있다. 또한, 기화기(400)에서 기화된 재기화 가스 중 제2 재기화 라인(GL2)을 통해 ME-GI 엔진(600)의 연료로 공급되고 남은 나머지는 제1 재기화 라인(GL1)을 통해 재기화 가스 수요처로 공급된다.According to the present embodiment, a portion of the regasification gas that is vaporized in the vaporizer 400 may be supplied to the fuel of the ME-GI engine 600 via the second regeneration line GL2. Also, the remainder supplied to the fuel of the ME-GI engine 600 via the second regasification line GL2 of the regasification gas vaporized in the carburetor 400 and remainder remaining through the first regeneration line GL1, It is supplied to gas demand.

본 실시예의 제1 재기화 라인(GL1)에는, 기화기(400)에서 기화된 재기화 가스 중에서 제1 재기화 라인(GL1)을 따라 재기화 가스 수요처로 공급되는 재기화 가스의 압력을, 재기화 가스 수요처의 요구 압력으로 조절하는 압력조절수단(500);이 구비된다. In the first regeneration line GL1 of the present embodiment, the pressure of the regeneration gas supplied to the regeneration gas consumer along the first regeneration line GL1 in the regeneration gas vaporized in the vaporizer 400 is regenerated And a pressure regulating means (500) for regulating the required pressure of the gas consumer.

본 실시예의 재기화 가스 수요처의 요구 압력은 약 100 barg일 수 있고, 요구 온도는 약 5℃일 수 있다. The required pressure of the regasification gas consumer in this embodiment can be about 100 barg, and the required temperature can be about 5 캜.

본 실시예의 압력조절수단(500)은 예를 들어, 감압밸브(500)일 수 있다. 상술한 바와 같이, 본 실시예의 고압펌프(300)는, LNG를 ME-GI 엔진(600)의 요구 압력, 즉, 약 300 barg로 압축시키고, 기화기(400)는 약 300 barg의 압력으로 압축된 LNG를 기화시킨다. 따라서, 본 실시예의 감압밸브(500)는, 약 300 barg의 압력으로 압축된 LNG를 약 100 barg의 압력으로 감압시키며, 재기화 가스는 감압밸브(500)에 의해 감압되면서 감압에 의해 온도가 낮아진 후 재기화 가스 수요처로 공급된다. The pressure regulating means 500 of the present embodiment may be, for example, a pressure reducing valve 500. As described above, the high-pressure pump 300 of this embodiment compresses the LNG to the required pressure of the ME-GI engine 600, that is, about 300 barg, and the vaporizer 400 is compressed to about 300 barg LNG is vaporized. Accordingly, the decompression valve 500 of the present embodiment reduces the pressure of the compressed LNG to about 100 barg at a pressure of about 300 barg, and the regeneration gas is decompressed by the decompression valve 500, And then supplied to the post-regeneration gas demand site.

압력조절수단(500)은, 상술한 바와 같이 감압밸브일 수도 있고, 또 다른 예로서, 팽창기(expander)일 수도 있다. 압력조절수단(500)이 팽창기로 마련되는 경우, 팽창기는 압축된 LNG를 감압시킴과 동시에, 팽창일에 의해 발생하는 출력을 이용하여 전력을 추가로 생산할 수 있다. 팽창기에서 생산된 전력은 선박 내 전력 수요처에서 사용될 수 있다. The pressure regulating means 500 may be a pressure reducing valve as described above, or may be an expander as another example. When the pressure regulating means 500 is provided as an inflator, the inflator can additionally produce power using the output produced by the expansion work, while depressurizing the compressed LNG. The power produced by the expander can be used in the power consumer in the ship.

또한, 본 실시예의 증발가스 라인(BL) 상에는, LNG 저장탱크(100)에서 생성된 증발가스를 고압가스 분사엔진(600), 즉 ME-GI 엔진(600)의 요구 압력으로 압축시키는 고압 컴프레서(700);가 구비된다. A high-pressure compressor (not shown) for compressing the evaporated gas generated in the LNG storage tank 100 to the required pressure of the high-pressure gas injection engine 600, that is, the ME-GI engine 600, 700).

본 실시예의 고압 컴프레서(700)는, 증발가스를 ME-GI 엔진(600)의 연료 요구 압력, 즉, 약 150 barg 내지 300 barg, 바람직하게는 약 300 barg의 압력으로 압축시킨다. The high-pressure compressor 700 of the present embodiment compresses the evaporation gas to the fuel demand pressure of the ME-GI engine 600, that is, a pressure of about 150 barg to 300 barg, preferably about 300 barg.

본 실시예의 고압 컴프레서(700)는 다수개의 압축부(미도시)를 포함하는 다단압축기로 마련될 수 있으며, 예를 들어, 5개의 압축부를 포함하는 5단 컴프레서일 수 있다. 각각의 압축부 후단에는 냉각부(미도시)가 마련되며, 즉, 증발가스는 압축 후 냉각 공정을 거친다. 예를 들어, 1단 압축부에서 압축된 증발가스는, 압축과정에서 온도가 상승하며, 1단 압축부 후단의 냉각부에서 냉각된 후 2단 압축부로 도입된다. The high-pressure compressor 700 of the present embodiment may be provided as a multi-stage compressor including a plurality of compressors (not shown), for example, a five-stage compressor including five compressors. A cooling section (not shown) is provided at the downstream end of each compression section, that is, the evaporation gas is subjected to a cooling process after compression. For example, the evaporated gas compressed in the first-stage compressing portion rises in temperature during the compression process, is cooled in the second-stage cooling portion, and then introduced into the second-stage compressing portion.

본 실시예에 따르면, 고압 컴프레서(700)와 ME-GI 엔진(600)을 연결하는 제1 증발가스 라인(BL1);이 구비된다. 본 실시예의 제1 증발가스 라인(BL1)은 고압 컴프레서(700)의 다수개의 압축부 중 최후단의 압축부, 즉, 5단 압축부 후단으로부터 ME-GI 엔진(600)으로 연결된다. 제1 증발가스 라인(BL1)은 도 3에 도시된 바와 같이, 제2 재기화 라인(GL2)으로 합류될 수도 있고, 도면에 도시하지는 않았지만 ME-GI 엔진(600)으로 직접 연결될 수도 있을 것이다. According to the present embodiment, a first evaporation gas line BL1 for connecting the high-pressure compressor 700 and the ME-GI engine 600 is provided. The first evaporation gas line BL1 of this embodiment is connected to the ME-GI engine 600 from the downstream end of the plurality of compressors of the high-pressure compressor 700, that is, the downstream end of the fifth-stage compressing section. The first evaporation gas line BL1 may be joined to the second regeneration line GL2, as shown in FIG. 3, or may be directly connected to the ME-GI engine 600, though not shown in the figure.

본 실시예의 고압 컴프레서(700)에서 5단으로 압축된 증발가스는 제1 증발가스 라인(BL1)을 따라 ME-GI 엔진(600)의 연료로 공급된다. 제1 증발가스 라인(BL1)을 따라 ME-GI 엔진(600)으로 공급되는 압축 증발가스는 약 150 barg 내지 300 barg, 바람직하게는 약 300 barg의 압력을 가질 수 있다. The evaporated gas compressed in five stages in the high-pressure compressor 700 of this embodiment is supplied to the fuel of the ME-GI engine 600 along the first evaporation gas line BL1. The compressed evaporation gas supplied to the ME-GI engine 600 along the first evaporative gas line BL1 may have a pressure of from about 150 barg to about 300 barg, preferably about 300 barg.

또한, 본 실시예에 따르면, 도 3에 도시된 바와 같이, 고압 컴프레서(700)와 재기화 가스 수요처를 연결하는 제2 증발가스 라인(BL2);이 더 구비될 수 있다. 본 실시예의 제2 증발가스 라인(BL2)은, 고압 컴프레서(700)의 다수개의 압축부 중에서 중간단의 어느 하나의 압축부 후단으로부터 재기화 가스 수요처로 연결된다.In addition, according to the present embodiment, as shown in FIG. 3, a second evaporative gas line BL2 for connecting the high-pressure compressor 700 to the regeneration gas consumer may be further provided. The second evaporation gas line BL2 of this embodiment is connected to the downstream side of the compression unit of the intermediate stage among the plurality of compression units of the high-pressure compressor 700 to the reclaimed gas consumer.

바람직하게는, 본 실시예의 제2 증발가스 라인(BL2)은, 고압 컴프레서(700)의 5단 압축부 중 4단 압축부 후단으로부터 재기화 가스 수요처로 연결될 수 있다. 즉, 본 실시예의 고압 컴프레서(700)에서 4단 압축된 증발가스는 제2 증발가스 라인(BL2)을 따라 재기화 가스 수요처로 공급된다.Preferably, the second evaporation gas line BL2 of the present embodiment can be connected to the downstream side of the fourth-stage compressing section of the fifth-stage compressing section of the high-pressure compressor 700 from the downstream end of the fourth- That is, in the high-pressure compressor 700 of this embodiment, the four-stage compressed evaporated gas is supplied to the regenerated gas consumer along the second evaporated gas line BL2.

본 실시예의 고압 컴프레서(700)의 다단 압축부 중 일부만을 통과하여 압축된 증발가스, 즉, 4단 압축부 후단으로부터 제2 증발가스 라인(BL2)을 따라 재기화 가스 수요처로 공급되는 압축 증발가스는, 재기화 가스 수요처에서 요구하는 압력, 즉, 약 100 barg의 압력을 가질 수 있다. The compressed evaporation gas passing through only a part of the multi-stage compressing section of the high-pressure compressor 700 of this embodiment, that is, the compressed evaporation gas supplied from the downstream end of the fourth stage compressing section along the second evaporating gas line BL2 to the re- May have a pressure required by the regasification gas consumer, i.e., a pressure of about 100 barg.

또한, 제2 증발가스 라인(BL2)은, 도 3에 도시된 바와 같이, 제1 재기화 라인(GL1)으로 합류될 수도 있고, 도면에 도시하지는 않았지만 재기화 가스 수요처로 직접 연결될 수도 있을 것이다.Further, the second evaporation gas line BL2 may be joined to the first regeneration line GL1, as shown in Fig. 3, or may be directly connected to the regeneration gas consumer, though not shown in the figure.

도 3에 도시된 바와 같이, 제2 증발가스 라인(BL2)이 제1 재기화 라인(GL1)을 합류되도록 설치되면, 기화기(400)에서 기화되고 제1 재기화 라인(GL1)을 따라 재기화 가스 수요처로 공급되는 재기화 가스와, 제2 증발가스 라인(BL2)을 따라 재기화 가스 수요처로 공급되는 압축 증발가스가 혼합된다. 이때, 압축 증발가스의 온도에 의해 재기화 가스가 가열되는 효과를 기대할 수 있고, 따라서, 기화기(400)의 열 부하가 절감되는 효과가 있어 에너지 소모량을 줄일 수 있다.3, when the second evaporation gas line BL2 is installed to join the first regeneration line GL1, it is vaporized in the vaporizer 400 and regenerated along the first regeneration line GL1 The regeneration gas supplied to the gas consumer and the compressed evaporation gas supplied to the regeneration gas consumer along the second evaporation gas line BL2 are mixed. At this time, the effect of heating the regeneration gas by the temperature of the compressed evaporation gas can be expected, so that the heat load of the evaporator 400 can be reduced, and the energy consumption can be reduced.

또한, 본 실시예에 따르면, 도 3에 도시된 바와 같이, 고압 컴프레서(700)와 DFDG(800)를 연결하는 제3 증발가스 라인(BL3);이 더 구비될 수 있다. 본 실시예의 제3 증발가스 라인(BL3)은, 고압 컴프레서(700)의 다수개의 압축부 중 중간단의 어느 하나의 압축부 후단으로부터 DFDG(800)로 연결된다.3, a third evaporative gas line BL3 for connecting the high-pressure compressor 700 and the DFDG 800 may be further provided. The third evaporation gas line BL3 of this embodiment is connected to the DFDG 800 from the downstream end of any one of the intermediate stages among the plurality of the compression stages of the high-pressure compressor 700. [

바람직하게는, 본 실시예의 제3 증발가스 라인(BL3)은, 고압 컴프레서(700)의 5단 압축부 중 2단 압축부 후단으로부터 DFDG(800)로 연결될 수 있다. 즉, 본 실시예의 고압 컴프레서(700)에서 2단 압축된 증발가스는 제3 증발가스 라인(BL2)을 따라 DFDG(800)로 공급되며, DFDG(800)에서 전력을 생산하는 연료로 사용된다. Preferably, the third evaporation gas line BL3 of the present embodiment may be connected to the DFDG 800 from the downstream end of the second-stage compression section of the fifth-stage compression section of the high-pressure compressor 700. [ That is, in the high-pressure compressor 700 of this embodiment, the two-stage compressed evaporated gas is supplied to the DFDG 800 along the third evaporative gas line BL2, and is used as the fuel for generating electric power in the DFDG 800. [

본 실시예의 고압 컴프레서(700)의 다단 압축부 중 일부만을 통과하여 압축된 증발가스, 즉, 2단 압축부 후단으로부터 제3 증발가스 라인(BL3)을 따라 DFDG(800)로 공급되는 압축 증발가스는, DFDG(800)에서 요구하는 압력, 즉, 약 4 내지 6.5 barg의 압력을 가질 수 있으며, 바람직하게는 약 5.5 barg의 압력을 가질 수 있다. The compressed evaporation gas that has been compressed through only a portion of the multi-stage compression section of the high-pressure compressor 700 of this embodiment, that is, the compressed evaporation gas supplied from the second stage compression section rear end to the DFDG 800 along the third evaporation gas line BL3 May have a pressure required by the DFDG 800, that is, a pressure of about 4 to 6.5 barg, and preferably a pressure of about 5.5 barg.

또한, 도 3에 도시된 바와 같이, 제3 증발가스 라인(BL3)으로부터 분기되어 재기화 라인(GL)으로 연결되는 제4 증발가스 라인(BL4);이 더 구비될 수 있다. 본 실시예의 제4 증발가스 라인(BL4)은, 고압 컴프레서(700)의 다수개의 압축부 중 일부만을 통과하여 DFDG(800)에서 요구하는 압력으로 압축된 증발가스가 재액화 라인(GL)으로 합류되도록 경로를 제공한다. Further, as shown in FIG. 3, a fourth evaporation gas line BL4 branched from the third evaporation gas line BL3 and connected to the regasification line GL may be further provided. The fourth evaporation gas line BL4 of the present embodiment is configured such that the evaporated gas compressed through a portion of a plurality of compressed portions of the high-pressure compressor 700 and compressed at a pressure required by the DFDG 800 is combined with the reflux line GL Provide a path to do so.

본 실시예의 재액화 라인(GL) 상에는, LNG 저장탱크(100)로부터 배출된 LNG의 냉열을 이용하여, 제4 증발가스 라인(BL4)을 통해 이송된 증발가스를 냉각시키는 재응축기(200);가 더 구비될 수 있다. A recondenser 200 for cooling the evaporated gas transferred through the fourth evaporative gas line BL4 using the cold heat of the LNG discharged from the LNG storage tank 100; May be further included.

재응축기(200)에서는, LNG의 냉열에 의해 증발가스가 냉각되고, 바람직하게는 LNG의 냉열에 의해 증발가스가 응축될 수 있다. 재응축기(200)에서 응축된 증발가스는 LNG와 함께 재기화 라인(GL)을 따라 고압펌프(300)로 공급될 수 있다. In the recondenser 200, the evaporation gas is cooled by the cold heat of the LNG, and preferably the evaporation gas is condensed by the cooling of the LNG. The evaporated gas condensed in the recondenser 200 may be supplied to the high-pressure pump 300 along with the LNG along the regasification line GL.

이와 같이, 제4 증발가스 라인(BL4)이 재기화 라인(GL)으로 합류되면, 구체적으로, 제4 증발가스 라인(BL4)이 재기화 라인(GL)의 고압펌프(300) 전단, 바람직하게는 고압펌프(300) 전단의 재응축기(200)로 연결되면, LNG가 기화기(400)에서 기화되기 전에, 증발가스의 온도에 의해 온도가 상승하는 효과가 있으므로, 기화기(400)의 열 부하가 감소될 수 있다. As such, when the fourth evaporative gas line BL4 is merged into the reground line GL, specifically, the fourth evaporative gas line BL4 is supplied to the upstream side of the high pressure pump 300 of the reground line GL, When the LNG is connected to the re-condenser 200 at the upstream end of the high-pressure pump 300, the temperature of the LNG is raised by the temperature of the evaporated gas before the vaporized LNG in the vaporizer 400, Can be reduced.

도 3에서는, 제4 증발가스 라인(BL4)이 제3 증발가스 라인(BL3)으로부터 분기되어 재응축기(200)로 연결되는 것을 예로 들어 도시하였으나, 제4 증발가스 라인(BL4)은 고압 컴프레서(700)로부터 재응축기(200)로 직접 연결되도록 구비될 수도 있다. 3 shows that the fourth evaporation gas line BL4 is branched from the third evaporation gas line BL3 and connected to the recondenser 200. The fourth evaporation gas line BL4 is connected to the high pressure compressor 700 to the re-condenser 200 as shown in FIG.

상술한 바와 같이, 본 발명에 따른 액화가스 재기화 시스템 및 액화가스 재기화 시스템이 적용된 액화가스 재기화 선박은, 액화가스를 기화시켜 재기화 가스 수요처로 공급하는 시스템과 증발가스를 처리하는 시스템을 단일화함으로써, 장치의 구성을 간단히 할 수 있고, 따라서 공간 활용성이 증대되며, 전력 소모를 감소시킬 수 있고, 시스템을 간단히 제어할 수 있다. As described above, the liquefied gas regasification vessel to which the liquefied gas regeneration system and the liquefied gas regeneration system according to the present invention is applied includes a system for vaporizing the liquefied gas and supplying the gas to the demand site for regeneration gas, and a system for processing the evaporation gas By unification, it is possible to simplify the configuration of the apparatus, thereby increasing the space usability, reducing power consumption, and simply controlling the system.

보다 구체적으로, 증발가스를 압축시켜 재기화 가스로서 공급하기 위한 컴프레서, 증발가스를 고압가스 분사엔진(600)의 연료로서 공급하기 위한 컴프레서, 증발가스를 저압가스 분사엔진(800)의 연료로서 공급하기 위한 컴프레서, 증발가스를 재응축시켜 재기화 가스로서 공급하기 위한 컴프레서를 각각 구비하지 않고, 하나의 컴프레서(700)만을 구비하고 이를 공유하여 증발가스를 엔진의 연료 및 재기화 가스로 회수하여 활용할 수 있다. A compressor for supplying the evaporation gas as fuel for the high-pressure gas injection engine 600; a compressor for supplying the evaporation gas as fuel for the low-pressure gas injection engine 800; And a compressor for supplying the evaporation gas as the regeneration gas without providing the compressor for recondensing the evaporation gas, and only one compressor 700 is provided to share the evaporation gas to recover and utilize the evaporation gas as fuel and regeneration gas of the engine .

또한, 액화가스 저장탱크(100)에 저장된 액화가스를 고압가스 분사엔진(600)의 연료로 공급하기 위해 액화가스를 압축시키는 펌프와 압축된 액화가스를 기화시키는 기화기 및 액화가스 저장탱크(100)에 저장된 액화가스를 재기화 가스로서 재기화 가스 수요처로 공급하기 위해 액화가스를 압축시키는 펌프와 압축된 액화가스를 기화시키는 기화기를 각각 구비하지 않고, 하나의 고압펌프(300) 및 기화기(400)를 구비하고 이를 공유하여 액화가스를 고압가스 분사엔진(600)의 연료 및 재기화 가스로 공급할 수 있다. The pump for compressing the liquefied gas to supply the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank 100 to the fuel of the high-pressure gas injection engine 600, the vaporizer for vaporizing the compressed liquefied gas, and the liquefied gas storage tank 100, Pressure pump 300 and the vaporizer 400 without providing a pump for compressing the liquefied gas and a vaporizer for vaporizing the compressed liquefied gas to supply the liquefied gas stored in the high- And can supply the liquefied gas to the fuel and regeneration gas of the high-pressure gas injection engine 600. [

본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않고, 본 발명의 기술적 요지를 벗어나지 아니하는 범위 내에서 다양하게 수정 또는 변형되어 실시될 수 있음은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어서 자명한 것이다.It will be apparent to those skilled in the art that various modifications and variations can be made in the present invention without departing from the spirit and scope of the invention. It is.

100 : LNG 저장탱크
110 : 피드펌프
200 : 재응축기
300 : 고압펌프
400 : 기화기
500 : 감압밸브
600 : ME-GI 엔진
700 : 고압 컴프레서
800 : DFDG
GL : 재기화 라인
BL : 증발가스 라인100: LNG storage tank
110: Feed pump
200: Re-condenser
300: High pressure pump
400: vaporizer
500: Pressure reducing valve
600: ME-GI engine
700: High Pressure Compressor
800: DFDG
GL: Regeneration line
BL: Evaporation gas line

Claims (10)

액화가스를 저장하는 액화가스 저장탱크;
상기 액화가스 저장탱크에 저장된 액화가스 및 상기 액화가스 저장탱크 내에서 생성된 증발가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 고압가스 분사엔진;
상기 액화가스 저장탱크로부터 재기화 가스 수요처로 공급할 액화가스를 압축시키는 고압펌프;
상기 고압펌프에서 압축된 액화가스를 기화시키는 기화기;
상기 기화기와 재기화 가스 수요처를 연결하며, 상기 기화기에서 기화된 재기화 가스가 상기 재기화 가스 수요처로 유동하는 제1 재기화 라인; 및
상기 기화기와 상기 고압가스 분사엔진을 연결하며, 상기 기화기에서 기화된 재기화 가스가 상기 고압가스 분사엔진으로 유동하는 제2 재기화 라인;을 포함하고,
상기 제1 재기화 라인에 구비되며, 재기화 가스의 압력을 상기 재기화 가스 수요처의 요구 압력으로 낮추는 압력조절수단;을 더 포함하는, 액화가스 재기화 시스템.A liquefied gas storage tank for storing liquefied gas;
A high pressure gas injection engine for producing electric power by using the liquefied gas stored in the liquefied gas storage tank and the evaporation gas generated in the liquefied gas storage tank as fuel;
A high-pressure pump for compressing the liquefied gas to be supplied from the liquefied gas storage tank to the reclaimed gas consumer;
A vaporizer for vaporizing the liquefied gas compressed by the high-pressure pump;
A first regasification line connecting the vaporizer with a regasification gas consumer, the regasification gas vaporized in the vaporizer flowing into the regasification gas consumer; And
And a second regasification line connecting the vaporizer and the high pressure gas injection engine, wherein a regasification gas vaporized in the vaporizer flows to the high pressure gas injection engine,
Further comprising: pressure regulating means provided in the first regeneration line for lowering the pressure of the regeneration gas to the required pressure of the regeneration gas consumer. 청구항 1에 있어서,
다단으로 구성되며 상기 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 고압가스 분사엔진에서 요구하는 연료 조건 압력으로 압축시키는 고압 컴프레서; 및
상기 고압 컴프레서를 구성하는 다단계의 압축부 중 최후단의 압축부로부터 상기 고압가스 분사엔진으로 연결되는 제1 증발가스 라인;을 더 포함하여,
상기 고압 컴프레서의 다단계의 압축부 중 최후단의 압축부로부터 배출되는 압축 증발가스는 상기 고압가스 분사엔진의 연료로 사용되는, 액화가스 재기화 시스템. The method according to claim 1,
A high pressure compressor which is composed of multiple stages and compresses the evaporated gas produced in the liquefied gas storage tank to the fuel condition pressure required by the high pressure gas injection engine; And
Further comprising: a first evaporation gas line connected to the high-pressure gas injection engine from a compression section at a rearmost end of the multi-stage compression section constituting the high-pressure compressor,
Wherein the compressed evaporation gas discharged from the compression section at the last stage of the multi-stage compression section of the high-pressure compressor is used as fuel for the high-pressure gas injection engine. 청구항 2에 있어서,
상기 고압 컴프레서를 구성하는 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 재기화 가스 수요처로 연결되는 제2 증발가스 라인;을 더 포함하여,
상기 고압 컴프레서의 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 제2 증발가스 라인을 통해 배출되는 압축 증발가스는 상기 재기화 가스 수요처로 공급되는, 액화가스 재기화 시스템. The method of claim 2,
Further comprising: a second evaporation gas line connected to the regeneration gas consumer from a compression section at an intermediate stage among the multistage compression sections constituting the high-pressure compressor,
Wherein the compressed evaporative gas discharged from the compressed portion of the intermediate stage of the multi-stage compressors of the high-pressure compressor through the second evaporative gas line is supplied to the reclaimed gas consumer. 청구항 3에 있어서,
상기 제2 증발가스 라인은 상기 고압 컴프레서로부터 상기 제1 재기화 라인으로 연결되며,
상기 제2 증발가스 라인을 통해 배출되는 압축 증발가스는 상기 제1 재기화 라인을 통해 상기 기화기로부터 배출되는 재기화 가스 흐름에 합류되고,
상기 기화기로부터 배출된 재기화 가스는 상기 압축 증발가스와 혼합되어 상기 제1 재기화 라인을 통해 상기 재기화 가스 수요처로 유동하는 재기화 가스의 온도가 상승하는, 액화가스 재기화 시스템.The method of claim 3,
Said second evaporative gas line being connected from said high pressure compressor to said first regeneration line,
The compressed vapor gas exiting through the second vapor line is joined to the regasification gas flow exiting the vaporizer through the first regasification line,
Wherein the regasification gas discharged from the vaporizer is mixed with the compressed vaporization gas to raise the temperature of the regasification gas flowing through the first regasification line to the reclaimed gas consumer. 청구항 3에 있어서,
상기 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 연료로 사용하여 전력을 생산하는 저압가스 분사엔진; 및
상기 고압 컴프레서를 구성하는 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 저압가스 분사엔진으로 연결되는 제3 증발가스 라인;을 더 포함하여,
상기 고압 컴프레서의 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 제3 증발가스 라인을 통해 배출되는 압축 증발가스는 상기 저압가스 분사엔진의 연료로 공급되는, 액화가스 재기화 시스템. The method of claim 3,
A low pressure gas injection engine for generating electric power by using the evaporation gas produced in the liquefied gas storage tank as fuel; And
Further comprising: a third evaporative gas line connected to the low-pressure gas injection engine from a compression section at an intermediate stage among the multi-stage compressors constituting the high-pressure compressor,
Pressure compressed gas discharged from the compressed portion of the intermediate stage of the multi-stage compressing portion of the high-pressure compressor through the third evaporating gas line is supplied to the fuel of the low-pressure gas injection engine. 청구항 5에 있어서,
상기 고압 컴프레서와 제3 증발가스 라인이 연결되는 지점은, 상기 제2 증발가스 라인이 상기 고압 컴프레서와 연결되는 지점보다 상류인, 액화가스 재기화 시스템.The method of claim 5,
Wherein the point where the high pressure compressor and the third evaporation gas line are connected is upstream of a point where the second evaporation gas line is connected to the high pressure compressor. 청구항 3에 있어서,
상기 액화가스 저장탱크에서 생성된 증발가스를 상기 액화가스 저장탱크로부터 고압펌프로 유동하는 액화가스의 냉열로 응축시키는 재응축기; 및
상기 고압 컴프레서를 구성하는 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 재응축기로 연결되는 제4 증발가스 라인;을 더 포함하여,
상기 고압 컴프레서의 다단계의 압축부 중 중간단의 압축부로부터 상기 제4 증발가스 라인을 통해 배출되는 압축 증발가스는 상기 재응축기로 공급되고,
상기 재응축기에서 응축된 증발가스는 상기 재응축기로부터 배출되는 액화가스와 함께 상기 고압펌프로 공급되는, 액화가스 재기화 시스템. The method of claim 3,
A recondenser for condensing the evaporated gas produced in the liquefied gas storage tank to the cold heat of the liquefied gas flowing from the liquefied gas storage tank to the high pressure pump; And
Further comprising: a fourth evaporative gas line connected to the recondenser from a compression section at an intermediate stage among the multi-stage compressors constituting the high-pressure compressor,
The compressed evaporative gas discharged from the compressed portion of the intermediate stage of the multi-stage compressors of the high-pressure compressor through the fourth evaporative gas line is supplied to the recondenser,
Wherein the evaporated gas condensed in the recondenser is supplied to the high pressure pump together with the liquefied gas discharged from the recondenser. 청구항 7에 있어서,
상기 고압 컴프레서와 제4 증발가스 라인이 연결되는 지점은, 상기 제2 증발가스 라인이 상기 고압 컴프레서와 연결되는 지점보다 상류인, 액화가스 재기화 시스템.The method of claim 7,
Wherein the point at which the high pressure compressor and the fourth evaporation gas line are connected is upstream of a point at which the second evaporation gas line is connected to the high pressure compressor. 청구항 1 내지 8 중 어느 한 항에 따른 액화가스 재기화 시스템을 포함하는 액화가스 재기화 선박. A liquefied gas regasification vessel comprising a liquefied gas regeneration system according to any one of claims 1 to 8. 청구항 9에 있어서,
상기 액화가스 재기화 선박은, 자체 추진 능력을 갖지 않는 해상 부유 구조물이고,
상기 고압가스 분사엔진에서 생산된 전력은 상기 액화가스 재기화 선박 내 전력 수요처에서 사용되는, 액화가스 재기화 선박. The method of claim 9,
The liquefied gas regeneration vessel is a floating structure that does not have self propelling capability,
Wherein the power produced by the high-pressure gas injection engine is used in a power consumer in the liquefied gas regasification vessel.
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