KR20200068882A - 수중 연소식 기화부가 구비된 극지용 부유식 해상 구조물 및 극지용 부유식 해상 구조물의 재기화 방법 - Google Patents

Abstract

수중 연소식 기화부가 구비된 극지용 부유식 해상 구조물 및 극지용 부유식 해상 구조물의 재기화 방법이 개시된다. 본 발명의 수중 연소식 기화부가 구비된 부유식 해상 구조물은, 선체에 마련되며 액화천연가스가 저장되는 LNG 저장탱크; 및 LNG 저장탱크에서 발생되는 BOG를 연료로 해수를 가열시켜 LNG 저장탱크로부터 공급되는 액화천연가스를 기화시키는 수중 연소식 기화부;를 포함하는 것을 특징으로 한다.

Description

수중 연소식 기화부가 구비된 극지용 부유식 해상 구조물 및 극지용 부유식 해상 구조물의 재기화 방법 {ARCTIC FLOATING OFFSHORE STRUCTURE HAVING SUBMERGED COMBUSTION LNG VAPORIZER AND REGASIFICATION METHOD}

본 발명은, 극지용 부유식 해상 구조물의 재기화 방법에 관한 것으로서, 보다 상세하게는, 극지방의 극저온의 해수와 BOG를 이용하여 액화천연가스를 재기화시키는 수중 연소식 기화부가 구비된 부유식 해상 구조물 및 부유식 해상 구조물의 재기화 방법에 관한 것이다.

일반적으로, 천연가스(Natural Gas, 이하 NG라 함)는 생산지에서 극저온으로 액화된 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 LNG라 함)의 상태로 만들어진 후 LNG 운반선에 의해 목적지까지 원거리에 걸쳐 수송된다.

또한, LNG 운반선에 의해 운반된 LNG는, 해상에서, LNG 부유식 저장 및 재기화 장치(FSRU, Floating Storage and Regasification Unit) 또는 육상의 하역 터미널을 거치면서 재기화되어 소비처로 공급된다.

한편, 지구온난화의 영향으로 극지방의 해빙이 유실됨에 따라, 러시아 부근의 북동항로 등 극지방 운용 선박의 시장이 각광받고 있다. 그에 따라 LNG 운반선이나 LNG FSRU도 극지에서의 수요가 증가하고 있다. 극지 해역을 운항하는 선박은, 일반 해역을 운항하는 선박과는 달리 빙상 환경 등 극지 해역의 특수성을 고려해야 한다.

일반 해역에서 운용되는 LNG FSRU는 LNG 저장탱크에 저장된 LNG를, 가스 수요처에서 요구하는 고압으로 압축하고, 고압 저온(약 섭씨 -163도)의 LNG를 고압의 NG(약 섭씨 8도)로 기화시킨다. 이때, LNG를 기화시키기 위해 약 섭씨 14도의 해수를 열원으로 사용한다.

해수와 LNG의 열교환은, 해수를 직접 쉘 앤 튜브 타입 기화기의 열원으로 사용하는 직접 열교환 방식과, 글리콜 워터 등 중간 매개체를 이용하여 해수의 고온 열을 저온의 LNG로 전달해주는 간접 열교환 방식이 있다.

간접 열교환 방식은, 저온의 액화천연가스와 열교환 시 해수의 아이싱(icing)이나 열교환기의 결빙 등의 문제가 발생하기 때문에 더욱 선호된다.

그러나, 간접 열교환 방식은, 극저온의 액화천연가스를 기화시키기 위해 많은 유량의 해수와 글리콜 워터가 필요하며, 이에 따라 용량이 큰 해수 펌프와 글리콜 워터 펌프를 사용해야 하므로 에너지 소비가 많은 단점이 있다.

한편, 극지에서 운용되는 재기화 선박의 경우, 해수의 온도가 너무 낮아 해수를 열원으로 사용할 수 없다.

그뿐 아니라, LNG FSRU는 특성상 여러 환경의 지역에서 운영되는데 터미널이나 제티(jetty) 주변의 해수 온도 및 환경 규제에 따라 FSRU의 작동에 제약이 생긴다.

전술한 기술구성은 본 발명의 이해를 돕기 위한 배경기술로서, 본 발명이 속하는 기술분야에서 널리 알려진 종래 기술을 의미하는 것은 아니다.

한국등록특허공보 제10-1403611호(대우조선해양 주식회사) 2014. 05. 28.

따라서, 본 발명이 이루고자 하는 기술적 과제는, 해수 온도와 상관없이 극지방에서도 사용 가능하며, BOG를 활용한 수중 연소식 기화부가 구비된 부유식 해상 구조물 및 부유식 해상 구조물의 재기화 방법을 제공하는 것이다.

본 발명의 일 측면에 따르면, 선체에 마련되며 액화천연가스가 저장되는 LNG 저장탱크; 및 상기 LNG 저장탱크에서 발생되는 BOG를 연료로 연소되어 해수를 가열시켜 상기 LNG 저장탱크로부터 공급되는 액화천연가스를 기화시키는 수중 연소식 기화부를 포함하는 극지용 부유식 해상 구조물이 제공될 수 있다.

상기 수중 연소식 기화부는, 상기 선체에 마련되며 내부에 해수가 저장되는 해수 저장 탱크; 상기 LNG 저장탱크로부터 공급되는 BOG를 기초로 연소되어 상기 해수 저장 탱크에 저장된 해수를 가열시키는 연소부; 상기 연소부로 공기를 공급하는 공기 공급부; 및 상기 해수 저장 탱크의 내부에 마련되어 상기 LNG 저장탱크로부터 공급되는 액화천연가스를 기화시키는 열교환기를 포함할 수 있다.

상기 열교환기는 튜브 타입으로 마련될 수 있다.

상기 LNG 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 상기 열교환기로 공급하는 펌프 부재를 더 포함할 수 있다.

상기 LNG 저장탱크와 상기 펌프 부재를 연결하는 라인에 마련되는 재응축기를 더 포함할 수 있다.

상기 LNG 저장탱크와 상기 연소부를 연결하는 라인에 마련되어 상기 BOG를 압축시키는 압축기를 더 포함할 수 있다.

상기 부유식 해상 구조물은 FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)를 포함할 수 있다.

극지방에서 상기 LNG 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 재기화시킬 수 있다.

또한, 본 발명의 다른 측면에 따르면, 선체에 마련된 LNG 저장탱크에서 발생되는 BOG를 상기 선체에 마련된 수중 연소식 기화부로 공급하는 단계; 및 상기 수중 연소식 기화부를 작동시켜 상기 LNG 저장탱크로부터 공급되는 액화천연가스를 기화시키는 단계를 포함하는 극지용 부유식 해상 구조물의 재기화 방법이 제공될 수 있다.

본 발명의 실시예들은, LNG 저장탱크에서 발생되는 BOG를 연료로 수중 연소식 기화부로 공급함으로써 BOG를 처리할 수 있고, 수중 연소식 기화부에서 액화천연가스를 기화시킬 수 있으므로 극지방에서도 작동이 가능하다.

또한, 기존의 FSRU의 LNG 재기화 시스템과 비교하여, 기화기의 열원을 순환 또는 공급하기 위한 대용량의 해수 펌프나 글리콜 워터 펌프 등이 필요하지 않으므로 에너지 소모량을 줄일 수 있고, 운영비용(OPEX)을 절감할 수 있다.

또한, 기존의 FSRU의 LNG 재기화 시스템과 비교하여, LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스의 처리하기 위한 압축기 등 각종 장치를 삭제할 수 있으므로, 에너지 소모량 및 운영비용을 절감할 수 있다.

도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 수중 연소식 기화부가 구비된 극지용 부유식 해상 구조물을 개략적으로 도시한 도면이다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 극지용 부유식 해상 구조물의 재기화 방법을 개략적으로 도시한 도면이다.

본 발명과 본 발명의 동작상의 이점 및 본 발명의 실시에 의하여 달성되는 목적을 충분히 이해하기 위해서는 본 발명의 바람직한 실시 예를 예시하는 첨부 도면 및 첨부 도면에 기재된 내용을 참조하여야만 한다.

이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시 예를 설명함으로써, 본 발명을 상세히 설명한다. 각 도면에 제시된 동일한 참조부호는 동일한 부재를 나타낸다.

본 실시 예에서 극지용 부유식 해상 구조물은 FSRU, FPSO, LNG RV 등을 포함할 수 있다.

도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 수중 연소식 기화부가 구비된 극지용 부유식 해상 구조물을 개략적으로 도시한 도면이다.

이 도면에 도시된 바와 같이, 본 실시예에 따른 수중 연소식 기화부가 구비된 극지용 부유식 해상 구조물은, 선체에 마련되며 액화천연가스가 저장되는 LNG 저장탱크(100)와, LNG 저장탱크(100)에서 생성된 BOG를 연료로 사용하여 해수를 가열시킴으로써, LNG 저장탱크(100)로부터 공급되는 액화천연가스를 기화시키는 수중 연소식 기화부(200)와, LNG 저장탱크(100)에 저장된 액화천연가스를 열교환기(240)로 공급하는 펌프 부재(300)와, LNG 저장탱크(100)와 펌프 부재(300)를 연결하는 라인에 마련되는 재응축기(400)와, LNG 저장탱크(100)와 연소부를 연결하는 라인에 마련되어 BOG를 압축시키는 압축기(500)를 구비한다.

LNG 저장탱크(100)는, 선체에 복수로 마련될 수 있고, 멤브레인형 LNG 탱크를 포함할 수 있다.

본 실시 예에서 LNG 저장탱크(100)에서 발생되는 BOG는 압축기(500)에서 압축된 후 수중 연소식 기화부(200)의 연소부(220)로 공급되어 해수 저장 탱크(210)에 저장된 해수를 가열시키기 위한 연료로 사용될 수 있다.

또한, 본 실시 예에서 LNG 저장탱크(100)에 저장된 액화천연가스는 펌프 부재(300)를 통해 열교환기(240)로 공급되어 천연가스(NG)로 기화될 수 있다.

수중 연소식 기화부(200)는, 선체에 마련되며 LNG 저장탱크(100)에서 공급되는 BOG를 연소시켜 액화천연가스를 천연가스로 기화시키며, 이때 BOG의 연소열에 의해 해수가 가열되고, 해수는 액화천연가스를 기화시키는 매개체 역할을 한다.

천연가스의 액화온도는 상압에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃ 보다 약간만 높아도 증발된다. LNG 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(Boil-Off Gas)가 발생한다. 이렇게 LNG 저장 탱크 내에 증발가스가 발생하면, LNG 저장탱크의 압력이 상승하여 위험하게 된다.

종래에는 LNG 저장탱크의 압력을 안전한 상태로 유지하기 위해서 LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 효과적으로 활용하기 위한 여러 방안들이 제안되어 왔다. 일례로, LNG 운반선의 추진 연료로서 사용하곤 했었다. 즉, 종래의 저온 액체 상태로 LNG를 운반하는 LNG 운반선의 경우에는 운송중에 탱크 내의 LNG 온도를 -163℃ 내외에서 거의 상압(ambient pressure)을 유지하는 것을 기본 개념으로 하고 있기 때문에 발생하는 BOG를 외부로 배출하여 처리하고 있었다.

한편, LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 보일러에서 연소하여 발생하는 스팀으로 구동되는 스팀 터빈 추진 방식은 추진 효율이 낮은 문제점이 있다.

또한, LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 압축하여 디젤 엔진의 연료로 사용하는 이중 연료 디젤 전기 추진 시스템(dual fuel diesel electric propulsion system)은, 스팀 터빈 추진 방식에 비해 효율은 높아지나 중속 엔진과 전기 추진 장치가 복잡하여 장비의 유지 보수에 많은 어려움이 있다. 또한, 이러한 방식은 증발가스를 연료로 공급해야 하므로 액체압축에 비해 설치비 및 운전비가 높은 기체압축 방법이 적용될 수밖에 없다.

그리고, 이렇게 증발가스를 추진용 연료로서 사용하는 방식은, 어떠한 경우에도 일반 선박에 사용되는 2행정 저속 디젤 엔진의 효율에는 미치지 않는다.

본 실시예에 따르면, BOG를 연소시켜 연소열을 생성시키고, 그 연소열에 의해 해수를 가열하며, 가열된 해수를 이용하여 LNG를 기화시키므로, 해수의 온도의 관계없이 극지방에서도 충분히 활용할 수 있으면서도, BOG를 효과적으로 처리할 수 있다.

본 실시 예에서 수중 연소식 기화부(200)는, 도 1에 도시된 바와 같이, 해수 저장탱크(210)와, 해수 저장탱크(210)에 마련되며 LNG 저장탱크(100)에서 공급되는 BOG를 연료로 해수 저장탱크(210)의 내부에 저장된 해수를 가열시키는 연소부(220)와, 연소부(220)와 공기를 공급시키는 공기 공급부(230)와, 해수 저장탱크(210)의 내부에 마련되어 LNG 저장탱크(100)에서 공급되는 액화천연가스를 천연가스로 기화시키는 열교환기(240)를 포함한다.

수중 연소식 기화부(200)는 일종의 연소 장치로서, LNG가 유동하는 배관을 포함하는 열교환기(240)가 해수 저장탱크(210) 내에 잠겨 있고, 해수 저장탱크(210) 내에서 연료를 연소시켜 발생하는 연소열을 이용하여 해수 저장탱크(210) 내 물을 가열시킴으로써, 열교환기(240) 배관을 따라 흐르는 LNG를 기화시킨다.

수중 연소식 기화부(200)의 해수 저장탱크(210)는, 선체의 선저부와 갑판의 사이에 마련될 수 있고, 해수 저장탱크(210)의 내부에는 해수가 저장될 수 있다.

본 실시 예에서 해수 저장탱크(210)에 저장된 해수는 연소부(220)의 연소 가스 배출부(222)에서 배출되는 고온의 연소 가스에 의해 가열될 수 있다. 이렇게 해서 온도가 상승된 해수는 열교환기(240)로 전달될 수 있다.

수중 연소식 기화부(200)의 연소부(220)는, 도 1에 도시된 바와 같이, 해수 저장 탱크(210)의 상부에 마련되며 LNG 저장탱크(100)에서 전달되는 BOG를 연료로 사용하는 버너(221)와, 버너(221)에 연결되며 해수 저장 탱크(210)의 내부로 고온의 연소 가스를 배출시키는 연소 가스 배출부(222)를 포함한다.

본 실시 예에서 고온의 연소 가스는 해수 저장탱크(210)의 바닥부와 평행하게 배치되는 연소 가스 배출부(222)의 영역을 통해서 해수 저장탱크(210)의 내부로 공급될 수 있다.

수중 연소식 기화부(200)의 공기 공급부(230)는, 도 1에 도시된 바와 같이, 버너(221)로 공기를 공급하는 것으로 블로워(blower)를 포함한다.

본 실시 예에서 공기 공급부(230)는 배관이나 파이프를 포함하는 연결 부재로 선체의 외부에 있는 공기, 즉 외기를 흡입하여 버너(221)로 공급할 수도 있다.

수중 연소식 기화부(200)의 열교환기(240)는, 도 1에 도시된 바와 같이, 해수 저장 탱크(210)의 내부에 마련되며 펌프 부재(300)와 연결되어 LNG 저장탱크(100)에서 공급되는 액화천연가스를 천연 가스로 기화시킨다.

본 실시예에서 열교환기(240)는 튜브 타입의 열교환기(240)를 포함한다.

또한 본 실시 예에서 열교환기(240)는 내부식성을 갖는 브래킷을 통해 해수 저장 탱크(210)의 내부에 결합될 수 있다.

나아가 본 실시 예에서 열교환기(240)의 내부로 가열된 해수가 통과될 수 있다.

펌프 부재(300)는, LNG 저장탱크(100)에 저장된 액화천연가스를 열교환기(240)로 공급하는 역할을 한다.

본 실시 예에서 펌프 부재(300)는 액화천연가스의 재기화에 일반적으로 사용되는 고압 펌프를 포함한다.

또한 본 실시 예에서 LNG 저장탱크(100)에 저장된 액화천연가스는 재응축기(400)로 먼저 공급된 후 펌프 부재(300)를 통해 열교환기(240)로 공급될 수 있다.

재응축기(400)는, 도 1에 도시된 바와 같이, LNG 저장탱크(100)와 펌프 부재(300)를 연결하는 라인에 마련되어 LNG 저장탱크(100)에서 공급되는 액화천연가스를 재응축할 수 있다.

또한 본 실시 예에서 재응축기(400)는, 도 1에 도시된 바와 같이, 압축기(500)와 펌프 부재(300)를 연결하는 라인에 마련되어 압축기(500)에서 압축된 BOG를 응축시켜 액화천연가스로 만들 수도 있다.

압축기(500)는, 도 1에 도시된 바와 같이, LNG 저장탱크(100)와 버너(221)를 연결하는 라인에 마련되어 LNG 저장탱크(100)에 있는 BOG를 압축시키는 역할을 한다.

본 실시예에서 압축기(500)는 액화천연가스를 재기화시키는데 사용되는 일반적인 압축 수단을 포함한다.

도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 극지용 부유식 해상 구조물의 재기화 방법을 개략적으로 도시한 도면이다.

본 실시예에 따른 극지용 부유식 해상 구조물의 재기화 방법은 선체에 마련된 LNG 저장탱크(100)에서 발생되는 BOG를 상기 선체에 마련된 수중 연소식 기화부(200)로 공급하는 단계(S10)와, 수중 연소식 기화부(200)를 작동시켜 상기 LNG 저장탱크(100)로부터 공급되는 액화천연가스를 기화시키는 단계(S20)를 포함한다.

본 실시 예는 액화천연가스를 열교환기(240)로 공급하기 전에 LNG 저장탱크(100)에 있는 BOG를 버너(221)로 공급하고 버너(221)를 작동시켜 해수 저장탱크(210)에 저장된 해수를 먼저 가열할 수 있다. 해수가 일정 온도 이상으로 상승되면 펌프 부재(300)에 의해 LNG 저장탱크(100)에 저장된 액화천연가스를 열교환기(240)로 공급시켜 기화시킬 수 있다.

한편 본 실시 예는 LNG 저장탱크(100)에 저장된 BOG의 양이 부족한 경우를 대비하여 해수 저장 탱크(210)와 근접된 영역에 별도의 연료 공급 탱크를 마련할 수 있다.

이상에서 살펴 본 바와 같이 본 실시예는 NG 저장탱크에서 발생되는 BOG를 연료로 수중 연소식 기화부로 공급함으로써 BOG를 처리할 수 있고, 수중 연소식 기화부에서 액화천연가스를 기화시킬 수 있으므로 극저온 지역에서도 작동이 가능하다.

또한 대용량의 해수 펌프나 글리콜 워터 펌프가 필요 없으므로 에너지를 줄일 수 있다.

이와 같이 본 발명은 기재된 실시 예에 한정되는 것이 아니고, 본 발명의 사상 및 범위를 벗어나지 않고 다양하게 수정 및 변형할 수 있음은 이 기술의 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 자명하다. 따라서 그러한 수정 예 또는 변형 예들은 본 발명의 특허청구범위에 속한다 하여야 할 것이다.

1 : 수중 연소식 기화부가 구비된 극지용 부유식 해상 구조물
100 : LNG 저장탱크
200 : 수중 연소식 기화부
210 : 해수 저장 탱크
220 : 연소부
221 : 버너
222 : 연소 가스 배출부
230 : 공기 공급부
240 : 열교환기
300 : 펌프 부재
400 : 재응축기
500 : 압축기

Claims (9)

1. 선체에 마련되며 액화천연가스가 저장되는 LNG 저장탱크; 및
   상기 LNG 저장탱크에서 발생되는 BOG를 연료로 해수를 가열시켜 상기 LNG 저장탱크로부터 공급되는 액화천연가스를 기화시키는 수중 연소식 기화부;를 포함하는, 극지용 부유식 해상 구조물.
2. 청구항 1에 있어서,
   상기 수중 연소식 기화부는,
   상기 선체에 마련되며 내부에 해수가 저장되는 해수 저장 탱크;
   상기 LNG 저장탱크로부터 공급되는 BOG를 연소시켜, 상기 해수 저장탱크에 저장된 해수를 가열시키는 연소부;
   상기 연소부로 공기를 공급하는 공기 공급부; 및
   상기 해수 저장탱크의 내부에 마련되어 상기 LNG 저장탱크로부터 공급되는 액화천연가스를 기화시키는 열교환기;를 포함하는, 극지용 부유식 해상 구조물.
3. 청구항 2에 있어서,
   상기 열교환기는 튜브 타입으로 마련되는 것을 특징으로 하는, 극지용 부유식 해상 구조물.
4. 청구항 1에 있어서,
   상기 LNG 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 상기 열교환기로 공급하는 펌프 부재;를 더 포함하는, 극지용 부유식 해상 구조물.
5. 청구항 4에 있어서,
   상기 LNG 저장탱크와 상기 펌프 부재를 연결하는 라인에 마련되는 재응축기;를 더 포함하는, 극지용 부유식 해상 구조물.
6. 청구항 1에 있어서,
   상기 LNG 저장탱크와 상기 연소부를 연결하는 라인에 마련되어 상기 BOG를 압축시키는 압축기;를 더 포함하는 극지용 부유식 해상 구조물.
7. 청구항 1에 있어서,
   상기 극지용 부유식 해상 구조물은 FSRU(Floating Storage and Regasification Unit)를 포함하는 것을 특징으로 하는, 극지용 부유식 해상 구조물.
8. 청구항 1에 있어서,
   극지방에서 상기 LNG 저장탱크에 저장된 액화천연가스를 재기화시키는 것을 특징으로 하는, 극지용 부유식 해상 구조물.
9. 선체에 마련된 LNG 저장탱크에서 발생되는 BOG를 상기 선체에 마련된 수중 연소식 기화부로 공급하는 단계; 및
   상기 수중 연소식 기화부를 작동시켜 상기 LNG 저장탱크로부터 공급되는 액화천연가스를 기화시키는 단계;를 포함하는, 극지용 부유식 해상 구조물의 재기화 방법.

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