KR20190081396A - Open Type Liquefied Gas Regasification System and Method - Google Patents

Open Type Liquefied Gas Regasification System and Method Download PDF

Info

Publication number
KR20190081396A
KR20190081396A KR1020170183900A KR20170183900A KR20190081396A KR 20190081396 A KR20190081396 A KR 20190081396A KR 1020170183900 A KR1020170183900 A KR 1020170183900A KR 20170183900 A KR20170183900 A KR 20170183900A KR 20190081396 A KR20190081396 A KR 20190081396A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
heat
heat exchanger
medium
liquefied gas
seawater
Prior art date
Application number
KR1020170183900A
Other languages
Korean (ko)
Other versions
KR102098875B1 (en
Inventor
이춘식
윤문규
김준영
이태경
김진일
염충섭
Original Assignee
고등기술연구원연구조합
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 고등기술연구원연구조합 filed Critical 고등기술연구원연구조합
Priority to KR1020170183900A priority Critical patent/KR102098875B1/en
Publication of KR20190081396A publication Critical patent/KR20190081396A/en
Application granted granted Critical
Publication of KR102098875B1 publication Critical patent/KR102098875B1/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
    • 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
    • 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
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • 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
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • 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 an open type regasification system for liquefied gas and a method for the same and, more specifically, to an indirect heat exchange and opening type regasification system for liquefied gas and a method for the same, which re-gasify liquefied gas using heat energy of seawater and indirectly exchange heat of the seawater and the liquefied gas by a propane refrigerant. According to the present invention, the open type regasification system for liquefied gas includes: a first heat exchanger exchanging the heat of the liquefied gas and a thermal medium and gasifying the liquefied gas; and a second heat exchanger evaporating the thermal medium by exchanging the heat of the seawater and the thermal medium condensed by the heat exchange of the first heat exchanger. The first heat exchanger is installed in the upper part than the second heat exchanger. The thermal medium of a liquid state condensed by the heat exchange in the first heat exchanger is circulated to the second heat exchanger by gravity.

Description

개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법 {Open Type Liquefied Gas Regasification System and Method}Open Type Liquefied Gas Regasification System and Method [0002]

본 발명은 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법에 관한 것으로, 보다 구체적으로는, 해수의 열에너지를 이용하여 액화가스를 재기화시키되, 해수와 액화가스는 프로판 냉매를 매개체로 하여 간접 열교환시키는, 간접 열교환식 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법에 관한 것이다. The present invention relates to an open type liquefied gas regeneration system and method, and more particularly, to an open type liquefied gas regeneration system and method for regenerating liquefied gas using thermal energy of seawater, and indirect heat exchange using seawater and liquefied gas as propane- Lt; RTI ID = 0.0 > liquefied gas < / RTI > regasification system and method.

일반적으로, 천연가스는 생산지에서 극저온으로 액화된 액화천연가스(LNG; Liquefied Natural Gas)의 상태로 만들어진 후 LNG 운반선에 의해 목적지까지 원거리에 걸쳐 운반된다. LNG는 천연가스를 상압에서 약 -163℃의 극저온으로 냉각하여 얻어지는 것으로서 가스 상태의 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 감소되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.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 normal pressure, and its volume is reduced to about 1/600 of that of natural gas, making it well suited for long distance transportation through the sea.

LNG 운반선은 LNG 저장탱크에 LNG를 저장하고, 해상을 통해 운항하여 육상의 LNG 터미널로 하역한다. LNG 운반선에 의해 운반된 LNG는 육상의 LNG 터미널의 LNG 재기화 시스템을 이용하여 재기화시키고, 재기화 가스는 가스 발전소나 도시가스사 등 가스 수요처로 각각 공급한다.The LNG carriers store LNG in LNG storage tanks, and then navigate offshore and unload them offshore LNG terminals. The LNG transported by the LNG carrier is regasified using the LNG regasification system of the LNG terminal on the land, and the regasification gas is supplied to the gas consumer such as the gas power plant or the city gas company.

이러한 육상 LNG 재기화 시스템은, LNG 운반선이 정박할 수 있는 부두 근처에 LNG 재기화 시스템을 설치하기 위한 부지가 필요하며, 지역 주민의 반대 등으로 부지 확보에 어려움이 있다. 또한, 높은 설치비와 운영비로 인해 경제적으로도 불리하고, 자연재해나 테러 등 외부 요인에 의해 LNG를 재기화할 수 없는 상황이 발생할 수 있으므로, 구조적인 한계를 가지고 있다. 또한, 가스 공급 인프라가 부족한 국가에서는 적용하기 어렵고, 도시가스에 대한 수요 변동이 심한 지역에서는 가스 공급이 용이하지 않다.These land LNG regasification systems require sites for installing LNG regasification systems near the pier where LNG carrier vessels can berth, and there is a difficulty in site acquisition due to the opposition of local residents. In addition, due to high installation cost and operating cost, LNG can not be regenerated due to external factors such as natural disasters and terrorism. In addition, it is difficult to apply in countries where gas supply infrastructure is insufficient, and gas supply is not easy in regions where demand fluctuation of city gas is severe.

이러한 육상의 LNG 재기화 시스템의 단점을 보완하기 위하여 LNG 재기화 선박이 개발되어 적용되고 있다. LNG 재기화 선박은, 해상에서 LNG를 재기화하여 천연가스를 육상의 가스 수요처로 공급할 수 있도록 하기 위해, LNG 운반선에 LNG 재기화 시스템을 설치한 LNG RV(LNG Regasification Vessel) 또는 LNG FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 LNG 재기화 선박 또는 부유식 해상 구조물(이하, 'LNG 재기화 선박'으로 통칭함.)등이 있으며, 특히 LNG FSRU는 최근 발주량이 꾸준히 증가하고 있는 추세이다. LNG regasification vessels have been developed and applied to overcome the disadvantages of such onshore LNG regasification systems. LNG Regasification Vessels are LNG Regasification Vessel (LNG Regasification Vessel), LNG Regasification Vessel (LNG Regasification Vessel), and Floating Storage (LNG), which are equipped with an LNG re-gasification system in an LNG carrier, in order to regenerate LNG from the sea, and LNG regasification vessels (hereinafter referred to as "LNG regasification vessels"). In particular, LNG FSRUs have been on an increasing trend in recent years.

일반적으로, LNG 재기화 선박에 설치되는 LNG 재기화 시스템은, LNG 저장탱크에 저장되어 있는 저압의 LNG를 가스 수요처에서 요구하는 압력으로 압축시키는 고압펌프(high pressure pump) 및 가스 배관망(regas network)에서 요구하는 온도까지 가열하여 기화시키는 기화기(high pressure vaporizer)를 포함한다. 고압펌프 및 기화기를 통해 기화된 재기화 가스는 가스 배관망을 통해 가스 수요처(consumer)로 이송된다.Generally, the LNG regasification system installed in the LNG regasification vessel is composed of a high pressure pump and a regas network which compress the low-pressure LNG stored in the LNG storage tank to a pressure required by the gas consumer, (High pressure vaporizer) for heating to a required temperature. The regasification gas, which is vaporized through the high-pressure pump and the vaporizer, is transferred to the gas consumer through the gas pipeline.

LNG 재기화 선박에 설치되는 기화기는, 주로 수급이 용이한 해수를 열원으로 사용하여 LNG를 기화시킨다.LNG regasification The vaporizer installed in a ship uses LNG as a heat source mainly by supplying seawater which is easy to supply and demand.

해수를 열원으로 사용하는 LNG 재기화 시스템은, 기화기로 해수와 LNG를 공급하여 해수와 LNG를 직접 열교환시켜 LNG를 기화시키는 직접 열교환 방식과, 해수와 별도의 열전달 매체(heating medium)를 열교환시켜 열전달 매체를 가열시키고, 열전달 매체와 LNG를 기화기로 공급하여 LNG를 기화시킴으로써, 간접 열교환에 의해 LNG를 기화시키는 간접 열교환 방식이 있다.The LNG regasification system using seawater as a heat source is composed of a direct heat exchange system in which seawater and LNG are supplied by a vaporizer to direct heat exchange between seawater and LNG and a direct heat exchange system in which LNG is vaporized and heat exchange is performed between seawater and a separate heat transfer medium There is an indirect heat exchange method in which the medium is heated and the LNG is vaporized by indirect heat exchange by heating the LNG by supplying the heat transfer medium and the LNG to the vaporizer.

직접 열교환 방식의 경우, 해수의 열에너지가 LNG에 직접 전달되므로 열전달 효율이 좋다는 장점이 있다. 그러나, 해수의 온도가 낮은 겨울철에는, 충분한 양의 LNG를 기화시키지 못한다거나, 동결문제가 발생하는 등 계절이나 지역의 기후 특성에 따라 재기화 용량에 영향을 받는다는 문제점이 있다. In the case of the direct heat exchange system, the thermal energy of the seawater is directly transferred to the LNG, so that the heat transfer efficiency is advantageous. However, there is a problem in that, during the winter months when the temperature of seawater is low, it is affected by the regeneration capacity depending on seasonal and regional climate characteristics, such as not vaporizing sufficient amount of LNG or causing freezing problem.

최근에는, 해수의 온도의 영향을 덜 받는 간접 열교환 방식의 LNG 재기화 시스템이 선호되고 있다. 그러나, 간접 열교환 방식의 경우에는, 해수와 열전달 매체, 열전달 매체와 LNG가 열교환함으로써 직접 열교환 방식에 비해 열교환 과정이 추가되므로 그에 따른 재기화 효율이 약 1~2% 정도 감소하고, 열전달 매체를 순환시키기 위한 펌프 작동에 따른 손실로 재기화 효율이 약 2~3% 정도 더 감소되는 것으로 알려져 있다. 그에 따라, 동일한 양의 재기화 가스를 생산하기 위하여 더 많은 양의 에너지가 필요하고, 또한, 더 많은 장비를 필요로 하는 등 시스템의 구성이 복잡해진다는 단점이 있다.In recent years, an indirect heat exchange type LNG regasification system which is less affected by the temperature of seawater has been preferred. However, in the case of the indirect heat exchange system, since the heat exchange process is added as compared with the direct heat exchange system by the heat exchange between the seawater, the heat transfer medium, and the heat transfer medium and the LNG, the regeneration efficiency is reduced by about 1 to 2% It is known that the regeneration efficiency is reduced by about 2 ~ 3% due to the loss due to the pump operation. Accordingly, a larger amount of energy is required to produce the same amount of regasification gas, and further, the system configuration is complicated, such as requiring more equipment.

따라서, 본 발명은, 상술한 문제점을 해결하고자 하는 것을 목적으로 하며, 간접 열교환 방식의 재기화 시스템의 재기화 효율과 성능을 향상시킬 수 있으면서도, 선박의 제한된 공간에서 컴팩트한 구성을 가지는, 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 제공하고자 한다. SUMMARY OF THE INVENTION It is an object of the present invention to solve the above-mentioned problems, and it is an object of the present invention to provide an indirect liquefaction system which can improve the regeneration efficiency and performance of an indirect heat exchange regeneration system, Gas regeneration system and method.

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 액화가스와 열매체를 열교환시켜 액화가스를 기화시키는 제1 열교환기; 및 제1 열교환기에서 열교환에 의해 응축된 열매체와 해수를 열교환시켜 열매체를 증발시키는 제2 열교환기;를 포함하고, 상기 제1 열교환기는 제2 열교환기보다 상부에 위치하고, 상기 제1 열교환기에서 열교환에 의해 응축된 액체 상태의 열매체는 중력에 의해 제2 열교환기로 순환되는, 개방형 액화가스 재기화 시스템이 제공된다. According to an aspect of the present invention, there is provided a heat exchanger comprising: a first heat exchanger for vaporizing a liquefied gas by exchanging heat between a liquefied gas and a heating medium; And a second heat exchanger which evaporates the heat medium by heat-exchanging the heat medium condensed by heat exchange in the first heat exchanger with seawater, wherein the first heat exchanger is located above the second heat exchanger, and the first heat exchanger A liquid heating medium condensed by the heat exchange is circulated to the second heat exchanger by gravity, and an open type liquefied gas regeneration system is provided.

바람직하게는, 상기 제2 열교환기에서 증발되어 제1 열교환기로 순환 공급되는 기체 상태의 열매체의 유량을 조절하는 제어밸브; 및 상기 제어밸브를 제어하여, 상기 제1 열교환기로 공급되는 기체 상태의 열매체의 압력 및 온도를 조절하는 제어부;를 더 포함할 수 있다.Preferably, the control valve controls the flow rate of the gaseous heat medium evaporated in the second heat exchanger and circulated and supplied to the first heat exchanger. And a controller for controlling the pressure and temperature of the gaseous heat medium supplied to the first heat exchanger by controlling the control valve.

바람직하게는, 상기 제1 열교환기에서 상기 액화가스는, 상기 제2 열교환기에서 열매체가 회수한 해수의 열에너지; 및 상기 기체 상태의 열매체가 액체 상태로 응축되면서 방출하는 잠열;을 얻어 기화될 수 있다.Preferably, in the first heat exchanger, the liquefied gas includes thermal energy of seawater collected by the heat medium in the second heat exchanger; And a latent heat that condenses and releases the gaseous heat medium in a liquid state.

바람직하게는, 상기 제2 열교환기에서 해수는, 상기 제1 열교환기에서 열매체가 회수한 액화가스의 냉열; 및 상기 액체 상태의 열매체가 기체 상태로 증발되면서 흡수하는 잠열;에 의해 냉각될 수 있다.Preferably, the seawater in the second heat exchanger comprises cold heat of the liquefied gas recovered by the heat medium in the first heat exchanger; And a latent heat absorbed while the liquid heating medium is evaporated in a gaseous state.

바람직하게는, 상기 제1 열교환기는, 상기 열매체가 상기 제2 열교환기로부터 제1 열교환기로 유입될 수 있도록 하는 수두를 갖도록, 제2 열교환기보다 상부에 배치될 수 있다. Preferably, the first heat exchanger may be disposed above the second heat exchanger so that the heating medium has a head for allowing the heat medium to flow into the first heat exchanger from the second heat exchanger.

바람직하게는, 상기 제1 열교환기 및 제2 열교환기를 단열하는 콜드박스;를 더 포함할 수 있다.Preferably, a cold box for inspecting the first heat exchanger and the second heat exchanger may be further included.

바람직하게는, 상기 열매체는 프로판(propane)일 수 있다.Preferably, the heating medium may be propane.

바람직하게는, 상기 제1 열교환기는, PCHE(Printed Circuit Heat Exchanger)일 수 있다.Preferably, the first heat exchanger may be a PCHE (Printed Circuit Heat Exchanger).

상술한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다른 일 측면에 따르면, 액화가스와 열매체를 열교환시켜 액화가스는 기화시키고 열매체는 응축시키고, 액화가스를 기화시키면서 응축된 열매체와 해수를 열교환시켜 열매체를 증발시키고, 상기 증발된 열매체를 상기 액화가스를 기화시키는 열원으로 공급하며, 상기 응축된 액체 상태의 열매체는, 중력에 의해 순환하면서 액화가스 및 해수와 열교환하는, 개방형 액화가스 재기화 방법이 제공된다.According to another aspect of the present invention, there is provided a method of evaporating a liquefied gas, comprising: heat exchanging a liquefied gas with a heat medium to vaporize the liquefied gas; condensing the heat medium; vaporizing the liquefied gas; , The evaporated heating medium is supplied as a heat source for vaporizing the liquefied gas, and the condensed liquid heating medium is heat exchanged with liquefied gas and seawater while being circulated by gravity.

바람직하게는, 상기 액화가스는, 상기 열매체가 해수와 열교환하면서 해수로부터 얻은 열에너지와 상기 열매체가 응축되면서 방출하는 잠열에 의해 기화될 수 있다.Preferably, the liquefied gas may be vaporized by thermal energy obtained from seawater while the heat medium is heat-exchanged with seawater, and latent heat emitted while the heat medium is condensed.

바람직하게는, 상기 해수는, 상기 열매체가 액화가스와 열교환하면서 회수한 액화가스의 냉열과 상기 액체 상태의 열매체가 기체 상태로 증발되면서 흡수하는 잠열에 의해 냉각될 수 있다.Preferably, the seawater can be cooled by latent heat which is absorbed while the cold heat of the liquefied gas recovered while the heat medium is heat-exchanged with the liquefied gas and the liquid state heat medium is evaporated into the gaseous state.

본 발명에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법에 따르면, 간접 열교환 방식에 의해 액화가스를 기화시키면서도, 직접 열교환 방식에 의해 액화가스를 기화시킬 때와 근접하게 재기화 효율을 향상시킬 수 있다.According to the open type liquefied gas regeneration system and method according to the present invention, the liquefied gas can be vaporized by the indirect heat exchange system, and the regeneration efficiency can be improved close to that of vaporizing the liquefied gas by the direct heat exchange system.

특히, 열전달 매체로 프로판을 사용함으로써, 극지방과 같이 해수의 온도가 낮은 지역에서도 적용할 수 있어 지역이나 기후의 영향으로부터 자유롭고, 또한, 열전달 효율을 높일 수 있다. Particularly, by using propane as a heat transfer medium, it can be applied to regions having low seawater temperature, such as polar regions, so that it is free from the influence of the region and the climate, and the heat transfer efficiency can be increased.

또한, 프로판을 열전달 매체로 사용함으로써, 글리콜 워터를 사용할 때보다 필요한 해수의 양이 줄어든다.Also, the use of propane as a heat transfer medium reduces the amount of seawater needed compared to using glycol water.

또한, 열전달 매체인 프로판을 순환시키기 위한 펌프를 설치하지 않거나, 또는 펌프를 설치하더라도 최소한으로만 가동함으로써, 펌프에 의한 마찰손실, 에너지전환 손실 등을 절감시킬 수 있다. Further, even if a pump for circulating propane, which is a heat transfer medium, is not provided, or even if a pump is installed, friction loss and energy conversion loss due to the pump can be reduced by operating the pump only at a minimum.

또한, 그에 따라, 시스템 운영 비용 및 설치 비용을 절감할 수 있어 경제적이다.In addition, the system operation cost and the installation cost can be reduced accordingly, which is economical.

또한, 구성이 간단하여, 선박의 탑사이드라는 한정된 공간에 적용하기에 용이하고, 액화가스 재기화 시스템을 모듈형으로 구성함으로써, 신건조이나 개조선박에 빠르게 납기할 수 있다. Further, the construction is simple, and it is easy to apply to a limited space called a top side of a ship, and the liquefied gas regeneration system is configured as a modular type, so that it can be quickly delivered to new dry or modified vessels.

도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 2는 본 발명의 제2 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 3은 본 발명의 제3 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.
도 4는 본 발명의 제4 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다.1 is a schematic view showing an open type liquefied gas regeneration system according to a first embodiment of the present invention.
2 is a schematic view showing an open type liquefied gas regeneration system according to a second embodiment of the present invention.
FIG. 3 is a schematic view showing an open type liquefied gas regeneration system according to a third embodiment of the present invention.
4 is a schematic view showing an open type liquefied gas regeneration system according to a fourth 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 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 실시예에 대해 구성 및 작용을 상세히 설명하면 다음과 같다. 여기서 각 도면의 구성요소들에 대해 참조 부호를 부가함에 있어 동일한 구성요소들에 한해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호로 표기되었음에 유의하여야 한다. 또한, 하기 실시예는 여러 가지 다른 형태로 변형될 수 있으며, 본 발명의 범위가 하기 실시예에 한정되는 것은 아니다.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.

후술하는 본 발명의 실시예에서 액화가스는, 가스를 저온으로 액화시켜 수송할 수 있는 액화가스일 수 있으며, 예를 들어, LNG(Liquefied Natural Gas), LEG(Liquefied Ethane Gas), LPG(Liquefied Petroleum Gas), 액화에틸렌가스(Liquefied Ethylene Gas), 액화프로필렌가스(Liquefied Propylene Gas) 등과 같은 액화 석유화학 가스일 수 있다. 또는, 액화 이산화탄소, 액화 수소, 액화 암모니아 등의 액체 가스일 수도 있다. 다만, 후술하는 실시예에서는 대표적인 액화가스인 LNG가 적용되는 것을 예로 들어 설명하기로 한다.The liquefied gas may be a liquefied natural gas (LNG), a liquefied ethane gas (LEG), or a liquefied petroleum gas (LPG) Gas, liquefied ethylene gas, liquefied propylene gas, and the like. Alternatively, it may be a liquid gas such as liquefied carbon dioxide, liquefied hydrogen, or liquefied ammonia. However, in the following embodiments, LNG, which is a typical liquefied gas, is applied will be described as an example.

LNG는 메탄을 주성분으로 하며, 에탄, 프로판, 부탄 등을 포함하고, 그 조성은 생산지에 따라 달라질 수 있다. LNG is mainly composed of methane, and includes ethane, propane, butane, etc., and its composition may vary depending on the place of production.

또한, 후술하는 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재기화 시스템은, 선박에 적용되는 것을 예로 들어 설명하지만, 육상에서 적용될 수도 있다. Also, the LNG regeneration system according to an embodiment of the present invention described below is applied to a ship as an example, but may also be applied on the land.

또한, 본 발명의 일 실시예에서 LNG 재기화 선박은, LNG를 재기화시켜 가스 수요처로 공급할 수 있는 LNG 재기화 설비가 설치된 모든 종류의 선박, 즉, LNG RV(Regasification Vessel)와 같은 자체 추진 능력을 갖는 선박을 비롯하여, LNG FSRU(Floating Storage Regasification Unit)와 같이 추진 능력을 갖지는 않지만 해상에 부유하고 있는 해상 구조물일 수 있다. 다만, 후술하는 실시예에서는 LNG FSRU인 것을 예로 들어 설명하기로 한다.Also, in one embodiment of the present invention, the LNG regasification vessel may be any type of ship equipped with an LNG regeneration facility capable of regenerating LNG and supplying it to a gas demanding place, that is, an LNG RV (Regasification Vessel) And floating structures that do not have propelling capabilities, such as floating storage regasification units (LNG FSRUs), but float at sea. However, in the following embodiments, the LNG FSRU will be described as an example.

또한, 본 발명의 일 실시예에 따른 LNG 재기화 선박은, LNG를 해상에서 재기화시키고, 재기화 가스(Regas)를 배관망을 통해 육상의 가스 수요처로 공급하는 것을 특징으로 한다.Also, the LNG regasification vessel according to an embodiment of the present invention is characterized in that the LNG is regasified at sea and the regasification gas is supplied to the demand side of the gas on the land via the pipeline network.

도 1은 본 발명의 제1 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이고, 도 2는 본 발명의 제2 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이며, 도 3은 본 발명의 제3 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이고, 도 4는 본 발명의 제4 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템을 간략하게 도시한 구성도이다. 이하, 도 1 내지 도 4를 참조하여, 본 발명의 일 실시예들에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. FIG. 1 is a schematic view showing an open type liquefied gas regeneration system according to a first embodiment of the present invention, and FIG. 2 is a schematic view showing an open type liquefied gas regeneration system according to a second embodiment of the present invention FIG. 3 is a schematic view showing an open type liquefied gas regeneration system according to a third embodiment of the present invention, and FIG. 4 is a schematic view showing an open type liquefied gas regeneration system according to a fourth embodiment of the present invention. Fig. Hereinafter, with reference to Figs. 1 to 4, an open liquefied gas regeneration system and method according to one embodiment of the present invention will be described.

먼저, 도 1을 참조하여, 본 발명의 제1 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. 본 발명의 제1 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템은, 도 1에 도시된 바와 같이, LNG를 가압하여 제1 열교환기(201)로 공급하는 LNG 펌프(101); 및 LNG 펌프(101)에 의해 압축된 압축 LNG를 열교환에 의해 기화시키는 제1 열교환기(201);를 포함한다. First, referring to FIG. 1, an open type liquefied gas regeneration system and method according to a first embodiment of the present invention will be described. The open liquefied gas regeneration system according to the first embodiment of the present invention includes an LNG pump 101 for pressurizing the LNG and supplying it to the first heat exchanger 201 as shown in FIG. And a first heat exchanger (201) for vaporizing the compressed LNG compressed by the LNG pump (101) by heat exchange.

본 실시예의 가스 수요처는, 육상의 재기화 가스 터미널일 수 있다. 또한, 본 실시예의 LNG 펌프(101)는, LNG를 육상의 재기화 가스 터미널에서 요구하는 송출 압력으로 압축시킬 수 있다. The gas consumer of this embodiment may be a land regasification gas terminal. Further, the LNG pump 101 of this embodiment can compress the LNG to the delivery pressure required by the land regasification gas terminal.

본 실시예의 LNG 펌프(101), 제1 열교환기(201) 및 재기화 가스 터미널은, 재기화 라인(VL)에 의해 연결될 수 있다.The LNG pump 101, the first heat exchanger 201, and the regasification gas terminal of this embodiment can be connected by the regasification line VL.

본 실시예의 LNG는, LNG 공급부로부터 재기화 라인(VL)을 따라 유동하며, LNG 펌프(101)에서 가압되고, 제1 열교환기(201)에서 기화되어, 가스 수요처로 공급된다. The LNG of the present embodiment flows from the LNG supply section to the regasification line VL, is pressurized by the LNG pump 101, is vaporized in the first heat exchanger 201, and is supplied to the gas demand site.

재기화 라인(VL)을 따라 LNG 공급부로부터 LNG 펌프(101)로 유입되는 LNG와, LNG 펌프(101)로부터 제1 열교환기(201)로 유입되는 LNG는 액체 상태의 LNG일 수 있고, 제1 열교환기(201)로부터 가스 수요처로 이송되는 LNG는, 기체 상태의 재기화 가스, 즉 천연가스일 수 있다.The LNG introduced into the LNG pump 101 from the LNG supply line along the regasification line VL and the LNG introduced into the first heat exchanger 201 from the LNG pump 101 may be liquid LNG, The LNG transferred from the heat exchanger 201 to the gas consumer can be a gaseous regeneration gas, that is, a natural gas.

또한, 본 실시예의 제1 열교환기(201)는, 제1 열교환기(201)에서 압축 LNG를 기화기시키 위한 열전달 매체가 유동하는 열매체 라인(PL);이 연결된다. The first heat exchanger 201 of this embodiment is connected to a heat medium line PL through which the heat transfer medium for vaporizing the compressed LNG in the first heat exchanger 201 flows.

즉, 본 실시예의 제1 열교환기(201)에서는, 압축 LNG와 열매체가 열교환하여, 압축 LNG는 기화되고, 열매체는 압축 LNG의 냉열을 회수하여 냉각된다. In other words, in the first heat exchanger 201 of the present embodiment, the compressed LNG and the heating medium undergo heat exchange, the compressed LNG is vaporized, and the heating medium is cooled by recovering the cold heat of the compressed LNG.

제1 열교환기(201)에서 압축 LNG와 열매체는 대향류를 형성하며 열교환한다.In the first heat exchanger (201), the compressed LNG and the heating medium form countercurrent and heat-exchange.

본 실시예의 제1 열교환기(201)는, PCHE(Printed Circuit Heat Exchanger)일 수 있다. PCHE는 고집적 열교환기로서 마이크로 채널 구조를 가지므로, 단위체적당 전열면적을 증대시킬 수 있어 재기화 효율이 높고, 선박에 적용하여도 재기화 시스템 자체를 컴팩트화할 수 있다. 또한, PCHE는 확산 접합(diffusion bonding) 방식으로 제작되므로, 초고압 및 초저온 환경에서도 누출문제가 없어 신뢰성이 높다. The first heat exchanger 201 of the present embodiment may be a PCHE (Printed Circuit Heat Exchanger). Since the PCHE has a microchannel structure as a highly integrated heat exchanger, the heat transfer area per unit volume can be increased, and the reheat efficiency is high, and the reheating system itself can be made compact even when applied to a ship. In addition, since PCHE is manufactured by the diffusion bonding method, reliability is high because there is no leakage problem even in ultra-high pressure and ultra-low temperature environment.

또한, 본 실시예에 따르면, 제1 열교환기(201)에서 열교환에 의해 냉각된 열매체를 열교환에 의해 가열시키는 제2 열교환기(202); 및 열매체와 열교환시킬 해수를 가압하여 제2 열교환기(202)로 공급하는 해수 펌프(102);를 더 포함한다. According to the present embodiment, the second heat exchanger 202 for heating the heat medium cooled by the heat exchange in the first heat exchanger 201 by heat exchange; And a seawater pump 102 for pressurizing and supplying the seawater to be heat-exchanged with the heat medium to the second heat exchanger 202.

본 실시예의 제2 열교환기(202)에서는, 해수 펌프(102)에 의해 가압된 해수와, 제1 열교환기(201)에서 열교환 후 배출되는 열매체가 열교환하여, 열매체는 가열되고, 해수는 열매체의 냉열을 회수하여 냉각된다.In the second heat exchanger 202 of the present embodiment, the seawater pressurized by the seawater pump 102 and the heat medium discharged from the first heat exchanger 201 are heat-exchanged to heat the heat medium, The cold heat is recovered and cooled.

제2 열교환기(202)에서 해수와 열매체는 대향류를 형성하며 열교환한다. In the second heat exchanger (202), the seawater and the heat medium form a countercurrent and heat-exchange.

본 실시예의 해수 펌프(102) 및 제2 열교환기(202)는, 해수 라인(SL)에 의해 연결된다. 즉, 해수는, 해수 라인(SL)을 따라 해수 펌프(102)에 의해 가압되고, 제2 열교환기(202)에서 냉각된 후, 해상으로 배출된다. The seawater pump 102 and the second heat exchanger 202 of this embodiment are connected by a seawater line SL. That is, the seawater is pressurized by the seawater pump 102 along the seawater line SL, cooled in the second heat exchanger 202, and then discharged into the sea.

본 실시예의 열매체 라인(PL)은, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)를 연결하며 폐쇄 사이클(closed loop)을 형성한다. 즉, 열매체는, 열매체 라인(PL)을 따라 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)를 순환한다.The heating medium line PL of this embodiment connects the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202 and forms a closed loop. That is, the heating medium circulates through the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202 along the heating medium line PL.

본 실시예의 열매체 라인(PL)을 따라 유동하는 열매체는, 기체 또는 액체 상태일 수 있다. 보다 구체적으로, 제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 유동하는 열매체는 액체 상태이고, 제2 열교환기(202)로부터 제1 열교환기(201)로 유동하는 열매체는 기체 상태이다. The heating medium flowing along the heating medium line PL of the present embodiment may be in a gas or liquid state. More specifically, the heat medium flowing from the first heat exchanger 201 to the second heat exchanger 202 is in a liquid state, and the heat medium flowing from the second heat exchanger 202 to the first heat exchanger 201 is in a gaseous state to be.

즉, 열매체 라인(PL)을 순환하는 열매체는, 제1 열교환기(101)와 제2 열교환기(102)에서 열교환하면서 상변화된다.That is, the heating medium circulating through the heating medium line PL is phase-changed while performing heat exchange in the first heat exchanger 101 and the second heat exchanger 102.

본 실시예의 제1 열교환기(101) 및 제2 열교환기(102)에서는, 열매체가 열교환하면서 상변화되도록 하여, 잠열을 이용하여 열교환하므로, 열전달 효율을 향상시킬 수 있다.In the first heat exchanger 101 and the second heat exchanger 102 of the present embodiment, the heat medium is phase-changed by heat exchange, and heat exchange is performed using latent heat, so that heat transfer efficiency can be improved.

본 실시예의 열매체는 프로판(propane)일 수 있다. 프로판은, 열매체 라인(PL)을 따라 유동하면서, 제2 열교환기(202)에서 해수에 의해 가열되고, 제1 열교환기(201)에서는 해수로부터 얻은 열에너지를 LNG에 전달하고, LNG의 냉열을 회수하면서 냉각된다.The heating medium in this embodiment may be propane. The propane is heated by the seawater in the second heat exchanger 202 while flowing along the heating medium line PL. In the first heat exchanger 201, the thermal energy obtained from the seawater is transferred to the LNG, and the cold heat of the LNG is recovered .

또한, 열매체로서 프로판을 사용하면, 프로판은 기화점이 낮으므로, 본 실시예에 따른 액화가스 재기화 시스템을 극지방에 적용하더라도 열매체가 얼어 열전달 효율이 떨어지는 문제 등을 해소할 수 있다.Further, when propane is used as the heating medium, propane has a low vaporization point, so that even if the liquefied gas regeneration system according to the present embodiment is applied to the polar region, the problem of freezing heat medium and deteriorating heat transfer efficiency can be solved.

또한, 열매체로서 프로판을 사용하면, 프로판의 상변화에 의해 LNG가 기화되고, 프로판이 상변화하면서 잠열을 이용하여 열에너지를 얻게되므로, 기존의 간접식 재기화 시스템에서 열매체로서 글리콜 워터를 사용하는 것에 비해, 동일한 양의 LNG를 재기화시키기 위하여 필요한 해수의 양이 현저히 줄어든다. When propane is used as the heating medium, the LNG is vaporized by the phase change of propane, and the thermal energy is obtained by utilizing the latent heat while the propane is phase-changed. Therefore, in the existing indirect reclaiming system, The amount of seawater required to regenerate the same amount of LNG is significantly reduced.

제2 열교환기(202)에서 열교환하면서 프로판은 기체 상태로 기화된다. 즉, 제2 열교환기(202)로부터 제1 열교환기(201)로 유동하는 프로판은 기체 상태이다. 또한, 제2 열교환기(202)에서 해수는, 프로판이 제1 열교환기(201)에서 LNG와 열교환하면서 회수한 LNG의 냉열과, 프로판이 액체 상태에서 기체 상태로 증발되면서 흡수하는 잠열에 의해 냉각된다.While the heat is exchanged in the second heat exchanger (202), propane is vaporized into a gaseous state. That is, the propane flowing from the second heat exchanger 202 to the first heat exchanger 201 is in a gaseous state. The seawater in the second heat exchanger 202 is cooled by the latent heat that is absorbed while the propane is evaporated from the liquid state into the gaseous state and the cold heat of the LNG recovered by the heat exchange of propane with the LNG in the first heat exchanger 201 do.

또한, 제1 열교환기(201)에서 열교환하면서 프로판은 액체 상태로 응축된다. 즉, 제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 회수되는 프로판은 액체 상태이다. 제1 열교환기(201)에서 LNG는, 프로판이 제2 열교환기(202)에서 해수와 열교환하면서 얻은 열에너지와, 프로판이 기체 상태에서 액체 상태로 응축되면서 방출하는 잠열에 의해 기화된다.Further, while heat exchange is performed in the first heat exchanger 201, propane is condensed into a liquid state. That is, the propane recovered from the first heat exchanger 201 to the second heat exchanger 202 is in a liquid state. In the first heat exchanger 201, the LNG is vaporized by the heat energy obtained by the heat exchange of propane with seawater in the second heat exchanger 202 and the latent heat which is released while the propane is condensed into the liquid state in the gaseous state.

본 실시예에 따르면, 제1 열교환기(201) 및 제2 열교환기(202)에서 열교환 시, 프로판의 상변화에 따른 잠열을 사용함으로써, LNG를 기화시키기에 필요한 해수의 유량을 줄일 수 있고, 또한, 열전달 효율이 상승하므로 재기화 효율이 높아져, 직접 열교환 방식의 재기화 효율에 거의 근접한 수준에 이를 수 있다. According to this embodiment, by using the latent heat according to the phase change of the propane during the heat exchange in the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202, the flow rate of the seawater required for vaporizing the LNG can be reduced, Also, since the heat transfer efficiency is increased, the regeneration efficiency is increased, and the regeneration efficiency of the direct heat exchange system can be nearly reached.

또한, 본 실시예에 따르면, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)는 일정 높이차를 두고, 제1 열교환기(201)가 제2 열교환기(202)보다 상부에 위치하도록 배치될 수 있다. According to the present embodiment, the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202 are arranged such that the first heat exchanger 201 is located above the second heat exchanger 202 at a predetermined height difference .

제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 유동하는 프로판은 액체 상태이고, 제2 열교환기(202)로부터 제1 열교환기(201)로 유동하는 프로판은 기체 상태이므로, 제1 열교환기(201)가 제2 열교환기(202)보다 상부에 위치하면, 제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 유동하는 프로판은, 펌프 등 별도의 동력없이 중력에 의해 제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 유입될 수 있다.Since the propane flowing from the first heat exchanger 201 to the second heat exchanger 202 is in a liquid state and the propane flowing from the second heat exchanger 202 to the first heat exchanger 201 is in a gaseous state, When the heat exchanger 201 is located above the second heat exchanger 202, the propane that flows from the first heat exchanger 201 to the second heat exchanger 202 is supplied to the second heat exchanger 202 by gravity 1 heat exchanger (201) to the second heat exchanger (202).

또한, 제1 열교환기(201)가 제2 열교환기(202)보다 상부에 위치하면, 제2 열교환기(202)로부터 제1 열교환기(201)로 유동하는 프로판은 기체 상태이므로, 컴프레서 등 별도의 동력없이, 제1 열교환기(201)로부터 제2 열교환기(202)로 유입되는 액체 상태의 프로판에 작용하는 중력을 역이용하여, 압력차(수두)에 의해 제1 열교환기(201)측으로 이송된다. When the first heat exchanger 201 is located above the second heat exchanger 202, the propane flowing from the second heat exchanger 202 to the first heat exchanger 201 is in a gaseous state. Therefore, The gravity acting on the liquid propane flowing from the first heat exchanger 201 to the second heat exchanger 202 is reversed and is transferred to the first heat exchanger 201 side by the pressure difference (head) do.

따라서, 본 실시예에 따르면, 열매체를 순환시키는 펌프나 컴프레서 등 동력을 필요로 하지 않으므로, 동력에 의해 열전달 효율이 손실되는 양을 줄일 수 있다.Therefore, according to the present embodiment, since power such as a pump or a compressor for circulating the heat medium is not required, the amount of loss of heat transfer efficiency by the power can be reduced.

열매체를 순환시키기 위한 펌프가 가동됨으로써 발생하는 실제 열전달 손실은, 공정해석 상에서 펌프가 열매체를 가압하는데 소요되는 일 보다 크다. 이는, 무부하 상태에서의 펌프 운전에 소요되는 동력과, 열매체의 가압 과정에서의 마찰손실 외에도 회전운동을 왕복운동으로 전환하는 과정에서의 에너지전환 손실 등이 부가적으로 발생하기 때문이다. The actual heat transfer loss caused by the operation of the pump to circulate the heating medium is greater than the time required for the pump to pressurize the heating medium in the process analysis. This is because the power required for the pump operation in the no-load state, the friction loss in the pressing process of the heating medium, and the energy conversion loss in the process of converting the rotary motion to the reciprocating motion are additionally generated.

본 실시예에 따르면, 열매체를 순환시키기 위한 펌프를 사용하지 않으므로, 이에 따른 열전달 손실을 획기적으로 줄여 재기화 효율을 높일 수 있다. According to the present embodiment, since the pump for circulating the heating medium is not used, the heat transfer loss can be remarkably reduced to improve the regeneration efficiency.

제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)가 배치되는 위치의 높이 차, 즉, 도 1에 표시한 A 지점과 B 지점의 높이 차이는, 재기화 용량 및 열매체의 수두에 따라 결정될 수 있다. The difference in height between the positions where the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202 are disposed, that is, the height difference between the points A and B shown in FIG. 1 is determined according to the regeneration capacity and the head of the heat medium .

예를 들어, A 지점과 B 지점의 높이차이는, 원하는 용량의 재기화 가스를 생산하기 위하여 필요한 열매체의 수두가 마찰손실 등을 극복할 수 있을 정도여야 한다. For example, the height difference between points A and B should be such that the head of the heating medium required to produce the regenerating gas of the desired capacity can overcome frictional losses and the like.

본 실시예에서 A 지점은, 제1 열교환기(201)의 열매체 출구가 위치한 지점의 수평선 상에 있을 수 있고, B 지점은, 제2 열교환기(202)의 열매체 입구가 위치한 지점의 수평선 상에 있을 수 있다.In this embodiment, the point A may be on the horizontal line of the point where the heat medium outlet of the first heat exchanger 201 is located, and the point B may be on the horizontal line of the point where the heat medium inlet of the second heat exchanger 202 is located Can be.

본 실시예의 열매체 라인(PL)에는, 제2 열교환기(202)로부터 제1 열교환기(201)로 유입되는 기체 상태의 열매체의 압력 및 유량 등을 조절하는 제어밸브(301);가 설치될 수 있다.A control valve 301 for controlling the pressure and flow rate of the gaseous heat medium flowing into the first heat exchanger 201 from the second heat exchanger 202 may be installed in the heating medium line PL of this embodiment have.

제어밸브(301)는, 도시하지 않은 제어부에 의해 제어되며, 제어부는, 재기화시킬 LNG의 유량, 조성, 온도 등에 따라 제어밸브(301)의 개도량을 조절하여, 제1 열교환기(201)로 유입되는 열매체의 유량이나 압력, 온도 등을 조절한다. The control valve 301 is controlled by a control unit (not shown), and the control unit adjusts the amount of opening of the control valve 301 according to the flow rate, composition and temperature of the LNG to be regenerated, The flow rate, the pressure, and the temperature of the heat medium flowing into the furnace.

다음으로, 도 2를 참조하여 본 발명의 제2 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. Next, an open type liquefied gas regeneration system and method according to a second embodiment of the present invention will be described with reference to FIG.

본 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법은, 상술한 제1 실시예의 변형예로서, 제1 실시예와 비교하여, 열매체 펌프(103)가 추가로 구비된다는 차이점이 있다. 제2 실시예를 이해하는 데 있어서, 상술한 제1 실시예를 참고로 하고, 동일한 부재번호를 갖는 동일한 구성요소 및 그 작동에 대해서는 자세한 설명을 생략하기로 하며, 차이점을 중점적으로 설명하기로 한다. 구체적인 설명이 생략되더라도, 제1 실시예와 동일하게 적용되고 동일한 효과가 기대됨은 자명하다.The open type liquefied gas regeneration system and method according to the present embodiment is a modification of the first embodiment described above and differs from the first embodiment in that a heat medium pump 103 is additionally provided. In understanding the second embodiment, with reference to the first embodiment, a detailed description of the same components having the same reference numerals and their operation will be omitted, and the differences will be mainly described . Even if a detailed description is omitted, it is obvious that the same effect as that of the first embodiment is applied and the same effect is expected.

본 실시예에 따르면, 선박이라는 한정적인 공간의 특성 상, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)의 높이 차를 충분히 두지 못하여, 열매체의 수두가 충분히 크지 못한 경우에는, 도 2에 도시된 바와 같이, 제1 열교환기(201)로부터 열교환을 마치고 배출되는 액체 상태의 열매체를 제2 열교환기(202)로 순환시키기 위해 열매체를 가압하는 열매체 펌프(103);를 구비할 수도 있다. According to the present embodiment, when the height difference between the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202 is not sufficiently large due to the limited space characteristic of the ship, and the head of the heat medium is not sufficiently large, , And a heating medium pump 103 for pressurizing the heating medium to circulate the liquid heating medium discharged from the first heat exchanger 201 after heat exchange to the second heat exchanger 202 .

본 실시예의 열매체 펌프(103)는, 제1 열교환기(201)로부터 배출되는 열매체의 전량이 액체 상태로 응축된 후에 열매체가 열매체 펌프(103)로 유입되도록, 열매체의 유로를 충분히 확보할 수 있는 위치에 설치되는 것이 바람직하다. The heating medium pump 103 of the present embodiment is capable of sufficiently securing the flow path of the heating medium so that the heating medium is introduced into the heating medium pump 103 after the entire amount of the heating medium discharged from the first heat exchanger 201 is condensed into the liquid state It is preferable to install it in the position.

이와 같이 열매체 펌프(103)를 배치함으로써, 열매체 펌프(103)의 용량은 최소한의 것으로 구비할 수 있고, 열매체 펌프(103)에 할당되는 소요일을 최소화할 수 있다. 또한, 열매체 펌프(103)에 기체가 유입됨으로써 발생할 수 있는 캐비테이션 현상 등 안전상의 문제를 방지할 수 있다. By disposing the heat medium pump 103 in this way, the capacity of the heat medium pump 103 can be minimized and the number of days allocated to the heat medium pump 103 can be minimized. Further, it is possible to prevent the safety problem such as the cavitation phenomenon which may be caused by the flow of the gas into the heating medium pump 103.

다음으로, 도 3을 참조하여, 본 발명의 제3 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. Next, with reference to Fig. 3, an open type liquefied gas regeneration system and method according to a third embodiment of the present invention will be described.

본 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법은, 상술한 제1 실시예의 변형예로서, 제1 실시예와 비교하여, 콜드박스(401)가 추가로 구비된다는 차이점이 있다. 제3 실시예를 이해하는 데 있어서, 상술한 제1 실시예를 참고로 하고, 동일한 부재번호를 갖는 동일한 구성요소 및 그 작동에 대해서는 자세한 설명을 생략하기로 하며, 차이점을 중점적으로 설명하기로 한다. 구체적인 설명이 생략되더라도, 제1 실시예와 동일하게 적용되고 동일한 효과가 기대됨은 자명하다.The open type liquefied gas regeneration system and method according to the present embodiment is a modification of the first embodiment described above and differs from the first embodiment in that a cold box 401 is additionally provided. In understanding the third embodiment, with reference to the first embodiment, a detailed description of the same components having the same reference numerals and their operation will be omitted, and differences will be mainly described . Even if a detailed description is omitted, it is obvious that the same effect as that of the first embodiment is applied and the same effect is expected.

본 실시예에 따르면, 도 3에 도시된 바와 같이, 제1 열교환기(201) 및 제2 열교환기(202)를 단열하는 콜드박스(401);를 더 포함할 수 있다. According to the present embodiment, as shown in FIG. 3, a cold box 401 for inspecting the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202 may be further included.

본 실시예와 같이, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202), 그리고 액체 상태의 열매체가 유동하는 열매체 라인(PL)의 일부 또는 전부를 콜드박스(401) 내에 설치함으로써, 열매체가 저온의 액체 상태를 유지할 수 있도록 함으로써, 열전달 효율을 개선할 수 있다. By providing the cold box 401 with part or all of the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202 and the heating medium line PL through which the liquid heating medium flows, To maintain the liquid state at a low temperature, the heat transfer efficiency can be improved.

도 3에서는, 제1 열교환기(201) 및 제2 열교환기(202)가 하나의 콜드박스(401) 내에 수용되는 것을 예로 들어 도시하였다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니고, 콜드박스(401)는, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)를 각각 수용하도록 다수개가 구비될 수도 있다.3 illustrates that the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202 are accommodated in one cold box 401. In FIG. However, the present invention is not limited thereto. The cold box 401 may be provided with a plurality of cold boxes 401 to accommodate the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202, respectively.

다음으로, 도 4를 참조하여, 본 발명의 제4 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법을 설명하기로 한다. Next, with reference to FIG. 4, an open type liquefied gas regeneration system and method according to a fourth embodiment of the present invention will be described.

본 실시예에 따른 개방형 액화가스 재기화 시스템 및 방법은, 상술한 제2 실시예의 변형예로서, 제2 실시예와 비교하여, 콜드박스(402)가 추가로 구비된다는 차이점이 있다. 제4 실시예를 이해하는 데 있어서, 상술한 제2 실시예를 참고로 하고, 동일한 부재번호를 갖는 동일한 구성요소 및 그 작동에 대해서는 자세한 설명을 생략하기로 하며, 차이점을 중점적으로 설명하기로 한다. 구체적인 설명이 생략되더라도, 제2 실시예와 동일하게 적용되고 동일한 효과가 기대됨은 자명하다.The open type liquefied gas regeneration system and method according to the present embodiment is a modification of the second embodiment described above and differs from the second embodiment in that a cold box 402 is additionally provided. In understanding the fourth embodiment, with reference to the second embodiment described above, the same components having the same reference numerals and their operation will not be described in detail, and differences will be mainly described . Even if the detailed description is omitted, it is apparent that the same effect as that of the second embodiment is applied and the same effect is expected.

본 실시예에 따르면, 도 4에 도시된 바와 같이, 제1 열교환기(201) 및 제2 열교환기(202)를 단열하는 콜드박스(402);를 더 포함할 수 있다. According to the present embodiment, as shown in FIG. 4, a cold box 402 for inspecting the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202 may be further included.

본 실시예와 같이, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202), 그리고 액체 상태의 열매체가 유동하는 열매체 라인(PL)의 일부 또는 전부를 콜드박스(402) 내에 설치함으로써, 열매체가 저온의 액체 상태를 유지할 수 있도록 함으로써, 열전달 효율을 개선할 수 있다. By providing the cold box 402 with part or all of the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202 and the heat medium line PL through which the liquid heat medium flows, To maintain the liquid state at a low temperature, the heat transfer efficiency can be improved.

도 4에서는, 제1 열교환기(201) 및 제2 열교환기(202)가 하나의 콜드박스(402) 내에 수용되는 것을 예로 들어 도시하였다. 그러나 이에 한정하는 것은 아니고, 콜드박스(402)는, 제1 열교환기(201)와 제2 열교환기(202)를 각각 수용하도록 다수개가 구비될 수도 있다. In FIG. 4, the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202 are illustrated as being accommodated in one cold box 402. However, the present invention is not limited thereto, and the cold box 402 may be provided with a plurality of cold boxes 402 to accommodate the first heat exchanger 201 and the second heat exchanger 202, respectively.

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.

101 : 액화가스 펌프
102 : 해수 펌프
103 : 열매체 펌프
201 : 제1 열교환기
202 : 제2 열교환기
301 : 제어밸브
401, 402 : 콜드박스
VL : 재기화 라인
PL : 열매체 라인
SL : 해수 라인101: Liquefied gas pump
102: Sea water pump
103: Heat pump
201: first heat exchanger
202: second heat exchanger
301: Control valve
401, 402: Cold box
VL: Regeneration line
PL: heat medium line
SL: Sea water line

Claims (11)

액화가스와 열매체를 열교환시켜 액화가스를 기화시키는 제1 열교환기; 및
제1 열교환기에서 열교환에 의해 응축된 열매체와 해수를 열교환시켜 열매체를 증발시키는 제2 열교환기;를 포함하고,
상기 제1 열교환기는 제2 열교환기보다 상부에 위치하고,
상기 제1 열교환기에서 열교환에 의해 응축된 액체 상태의 열매체는 중력에 의해 제2 열교환기로 순환되는, 개방형 액화가스 재기화 시스템.A first heat exchanger for vaporizing the liquefied gas by exchanging heat between the liquefied gas and the heating medium; And
And a second heat exchanger for heat-exchanging the heat medium condensed by heat exchange in the first heat exchanger with seawater to evaporate the heat medium,
Wherein the first heat exchanger is located above the second heat exchanger,
Wherein the liquid phase heat medium condensed by the heat exchange in the first heat exchanger is circulated to the second heat exchanger by gravity. 청구항 1에 있어서,
상기 제2 열교환기에서 증발되어 제1 열교환기로 순환 공급되는 기체 상태의 열매체의 유량을 조절하는 제어밸브; 및
상기 제어밸브를 제어하여, 상기 제1 열교환기로 공급되는 기체 상태의 열매체의 압력 및 온도를 조절하는 제어부;를 더 포함하는, 개방형 액화가스 재기화 시스템.The method according to claim 1,
A control valve for controlling a flow rate of the gaseous heat medium evaporated in the second heat exchanger and circulated and supplied to the first heat exchanger; And
And a control unit for controlling the pressure of the gaseous heat medium supplied to the first heat exchanger and the temperature of the gaseous heat medium by controlling the control valve. 청구항 1에 있어서,
상기 제1 열교환기에서 상기 액화가스는,
상기 제2 열교환기에서 열매체가 회수한 해수의 열에너지; 및
상기 기체 상태의 열매체가 액체 상태로 응축되면서 방출하는 잠열;을 얻어 기화되는, 개방형 액화가스 재기화 시스템.The method according to claim 1,
In the first heat exchanger,
Thermal energy of seawater collected by the heat medium in the second heat exchanger; And
And a latent heat that is discharged while the gaseous heat medium is condensed into a liquid state. 청구항 1에 있어서,
상기 제2 열교환기에서 해수는,
상기 제1 열교환기에서 열매체가 회수한 액화가스의 냉열; 및
상기 액체 상태의 열매체가 기체 상태로 증발되면서 흡수하는 잠열;에 의해 냉각되는, 개방형 액화가스 재기화 시스템.The method according to claim 1,
In the second heat exchanger,
Cooling heat of the liquefied gas recovered by the heating medium in the first heat exchanger; And
Wherein the liquid heating medium is cooled by a latent heat which is absorbed while being vaporized in a gaseous state. 청구항 1에 있어서,
상기 제1 열교환기는, 상기 열매체가 상기 제2 열교환기로부터 제1 열교환기로 유입될 수 있도록 하는 수두를 갖도록 하는 높이로, 제2 열교환기보다 상부에 배치되는, 개방형 액화가스 재기화 시스템. The method according to claim 1,
Wherein the first heat exchanger is disposed above the second heat exchanger at a height such that the heating medium has a head for allowing the heat medium to flow from the second heat exchanger to the first heat exchanger. 청구항 1에 있어서,
상기 제1 열교환기 및 제2 열교환기를 단열하는 콜드박스;를 더 포함하는, 개방형 액화가스 재기화 시스템. The method according to claim 1,
Further comprising a cold box to insulate the first heat exchanger and the second heat exchanger. 청구항 1 내지 6 중 어느 한 항에 있어서,
상기 열매체는 프로판(propane)인, 개방형 액화가스 재기화 시스템. 7. The method according to any one of claims 1 to 6,
Wherein the heating medium is propane. 청구항 1 내지 6 중 어느 한 항에 있어서,
상기 제1 열교환기는, PCHE(Printed Circuit Heat Exchanger)인, 개방형 액화가스 재기화 시스템. 7. The method according to any one of claims 1 to 6,
Wherein the first heat exchanger is a Printed Circuit Heat Exchanger (PCHE). 액화가스와 열매체를 열교환시켜 액화가스는 기화시키고 열매체는 응축시키고,
액화가스를 기화시키면서 응축된 열매체와 해수를 열교환시켜 열매체를 증발시키고,
상기 증발된 열매체를 상기 액화가스를 기화시키는 열원으로 공급하며,
상기 응축된 액체 상태의 열매체는, 중력에 의해 순환하면서 액화가스 및 해수와 열교환하는, 개방형 액화가스 재기화 방법.The liquefied gas is vaporized by heat exchange between the liquefied gas and the heating medium, the heating medium is condensed,
Exchanging the condensed heat medium and the seawater while vaporizing the liquefied gas to evaporate the heat medium,
Supplying the evaporated heat medium to a heat source for vaporizing the liquefied gas,
Wherein the condensed liquid heating medium is heat exchanged with liquefied gas and seawater while circulating by gravity. 청구항 9에 있어서,
상기 액화가스는,
상기 열매체가 해수와 열교환하면서 해수로부터 얻은 열에너지와 상기 열매체가 응축되면서 방출하는 잠열에 의해 기화되는, 개방형 액화가스 재기화 방법.The method of claim 9,
The liquefied gas,
Wherein the heat medium is vaporized by thermal energy obtained from seawater while heat exchange with seawater and latent heat released while condensing the heat medium. 청구항 9에 있어서,
상기 해수는,
상기 열매체가 액화가스와 열교환하면서 회수한 액화가스의 냉열과 상기 액체 상태의 열매체가 기체 상태로 증발되면서 흡수하는 잠열에 의해 냉각되는, 개방형 액화가스 재기화 방법.The method of claim 9,
The sea water,
Wherein the heat medium is cooled by latent heat that is absorbed while cooling heat of the liquefied gas recovered by heat exchange with the liquefied gas and evaporating the liquid state heat medium into the gaseous state.
KR1020170183900A 2017-12-29 2017-12-29 Open Type Liquefied Gas Regasification System and Method KR102098875B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020170183900A KR102098875B1 (en) 2017-12-29 2017-12-29 Open Type Liquefied Gas Regasification System and Method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020170183900A KR102098875B1 (en) 2017-12-29 2017-12-29 Open Type Liquefied Gas Regasification System and Method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20190081396A true KR20190081396A (en) 2019-07-09
KR102098875B1 KR102098875B1 (en) 2020-04-08

Family

ID=67261161

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020170183900A KR102098875B1 (en) 2017-12-29 2017-12-29 Open Type Liquefied Gas Regasification System and Method

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR102098875B1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20210085837A (en) * 2019-12-31 2021-07-08 고등기술연구원연구조합 Indirect Type Liquefied Gas Regasification System and Method

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20140033475A (en) * 2014-01-28 2014-03-18 임효진 Cooling system of natural circulation by low temperature boiling of water for industrial machine
KR20170033675A (en) * 2015-09-17 2017-03-27 현대중공업 주식회사 A ReGasification System Of Liquefied Gas

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20140033475A (en) * 2014-01-28 2014-03-18 임효진 Cooling system of natural circulation by low temperature boiling of water for industrial machine
KR20170033675A (en) * 2015-09-17 2017-03-27 현대중공업 주식회사 A ReGasification System Of Liquefied Gas

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20210085837A (en) * 2019-12-31 2021-07-08 고등기술연구원연구조합 Indirect Type Liquefied Gas Regasification System and Method

Also Published As

Publication number Publication date
KR102098875B1 (en) 2020-04-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8739569B2 (en) Liquefied gas reliquefier, liquefied-gas storage facility and liquefied-gas transport ship including the same, and liquefied-gas reliquefaction method
CA2778929C (en) A plant for regasification of lng
KR101224906B1 (en) Vessel and LNG Reliquefaction apparatus
KR20200111208A (en) Methods and systems for gas treatment in gas storage facilities for gas tankers
KR20170033649A (en) A ReGasification System Of Liquefied Gas
KR20170049663A (en) A ReGasification System Of Liquefied Gas
KR101224924B1 (en) Vessel
KR102393101B1 (en) Liquefied Gas Regasification System and Method for Vessel
KR20170033675A (en) A ReGasification System Of Liquefied Gas
KR20190081396A (en) Open Type Liquefied Gas Regasification System and Method
KR101224931B1 (en) Liquefied natural gas carrier
US20240159460A1 (en) Method for cooling a heat exchanger of a gas supply system for a gas-consuming apparatus of a ship
KR102087028B1 (en) Closed Type Liquefied Gas Regasification System and Method
KR20190081313A (en) System and Method for Liquefied Gas Regasification System with Organic Rankine Cycle
KR101010329B1 (en) A BOG cooling system of LNG tank in LNG carrier
KR102290340B1 (en) Indirect Type Liquefied Gas Regasification System and Method
KR20220072860A (en) Refrigerant fluids for refrigerant fluid circuits in natural gas processing systems
KR102248532B1 (en) Refrigeration and air conditioning System for LNG Fuelled Vessel
RU2786300C2 (en) Device for production of gas in gaseous form from liquefied gas
KR102387175B1 (en) System and Method for Liquefied Gas Regasification System with Organic Rankine Cycle
KR101831178B1 (en) Vessel Operating System and Method
KR20210100868A (en) Liquefied Gas Regasification System and Method for Vessel
KR20240017575A (en) Liquefied Hydrogen Supply System and Method
KR20210101348A (en) Liquefied Gas Regasification System for Vessel
KR20210100847A (en) Regasification System for a Vessel

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E90F Notification of reason for final refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant