KR20080097141A

KR20080097141A - 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물 및 상기부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법

Info

Publication number: KR20080097141A
Application number: KR1020080040038A
Authority: KR
Inventors: 이정한; 최동규; 문영식; 김영수
Original assignee: 대우조선해양 주식회사
Priority date: 2007-04-30
Filing date: 2008-04-29
Publication date: 2008-11-04
Also published as: US20120260674A1; KR20080097148A; US20090266086A1

Abstract

본 발명은 LNG 재기화 설비를 갖춘 부유식 해상 구조물에 있어서 액화가스를 저장하는 저장탱크 내에서 발생되는 증발가스를 인-탱크 재응축 수단에서 처리할 수 있는 부유식 해상 구조물 및 상기 부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법에 관한 것이다. 본 발명에 따르면, 극저온의 LNG를 수용하기 위한 LNG 저장탱크와; 상기 LNG 저장탱크에 수용되어 있는 LNG를 재기화하기 위한 LNG 재기화 설비와; 상기 LNG 재기화 설비에 포함되어 재기화 열원을 공급하기 위한 보일러와; 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 다시 상기 LNG 저장탱크의 하부로 분사시켜 재응축시키기 위한 인-탱크 재응축 수단; 을 포함하며, 상기 LNG 재기화 설비가 운전되지 않을 때에는 증발가스를 상기 인-탱크 재응축 수단을 통해 상기 LNG 저장탱크로 복귀시키고, 상기 LNG 재기화 설비가 운전될 때에는 상기 보일러에서 증발가스를 연소시켜 스팀을 만들어내어 상기 LNG 재기화 설비에 열원으로서 공급하는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물 및 상기 부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법이 제공된다.

부유식 해상 구조물, LNG 재기화, 인-탱크 재응축 수단, 보일러, 증발가스

Description

인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물 및 상기 부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법{FLOATING MARINE STRUCTURE HAVING IN-TANK RE-CONDENSER AND METHOD FOR TREATING BOIL-OFF GAS ON THE FLOATING MARINE STRUCTURE}

본 발명은 LNG 재기화 설비를 갖춘 부유식 해상 구조물에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 LNG 재기화 설비를 갖춘 부유식 해상 구조물에 있어서 액화가스를 저장하는 저장탱크 내에서 발생되는 증발가스를 인-탱크 재응축 수단에서 처리할 수 있는 부유식 해상 구조물 및 상기 부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법에 관한 것이다.

근래, 천연가스의 소비량이 전 세계적으로 급증하고 있는 추세이다. 천연가스는, 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 또는, 액화된 액화천연가스의 상태로 LNG 캐리어(특히, LNG 수송선)에 저장된 채 원거리의 소비처로 운반된다. 액화천연가스는 천연가스를 극저온(대략 -163℃)으로 냉각하여 얻어지는 것으로 가스 상태의 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 줄어들므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다.

LNG 수송선은, 액화천연가스를 싣고 바다를 운항하여 육상 소요처에 액화천연가스를 하역하기 위한 것이며, 이를 위해, 액화천연가스의 극저온에 견딜 수 있는 LNG 저장탱크(흔히, '화물창'이라 함)를 포함한다. 통상, 이러한 LNG 수송선은 LNG 저장탱크 내의 액화천연가스를 액화된 상태 그대로 육상에 하역하며, 하역된 LNG는 육상에 설치된 LNG 재기화 설비에 의해 재기화된 후 천연가스의 소비처로 가스배관을 통해 운반된다.

이러한 육상의 LNG 재기화 설비는 천연가스 시장이 잘 형성되어 있어 안정적으로 천연가스의 수요가 있는 곳에 설치하는 경우에는 경제적으로 유리한 것으로 알려져 있다. 그러나, 천연가스의 수요가 계절적, 단기적 또는 주기적으로 있는 천연가스 소요처의 경우에는, 높은 설치비와 관리비로 인해, 육상에 LNG 재기화 설비를 설치하는 것이 경제적으로 매우 불리하다.

특히 자연재해 등에 의해 육상의 LNG 재기화 설비가 파괴될 경우, LNG 수송선이 소요처에 LNG를 싣고 도달한다 하더라도, 그 LNG를 재기화할 수 없다는 점에서 기존 LNG 수송선을 이용한 천연가스 운반은 한계성을 안고 있다.

이에 따라, LNG 수송선이나 해상 부유물에 LNG 재기화 설비를 마련하여 해상에서 액화천연가스를 재기화하고, 그 재기화를 통해 얻어진 천연가스를 육상으로 공급하는 해상 LNG 재기화 시스템이 개발되었다.

이와 같이 LNG 재기화 설비가 마련된 해상 구조물의 예로서는 LNG RV (Regasification Vessel)와 같은 선박이나 LNG FSRU (Floating Storage and Regasification Unit)와 같은 구조물 등을 들 수 있다. 그 밖에도 LNG FPSO (Floating, Production, Storage and Off-loading)와 같은 해상 구조물에도 LNG 재기화 설비가 마련될 수 있다.

LNG RV는 자력 항해 및 부유가 가능한 LNG 운반선에 LNG 재기화 설비를 설치한 것이고, LNG FSRU는 육상으로부터 멀리 떨어진 해상에서 LNG 수송선으로부터 하역되는 액화 천연가스를 저장탱크에 저장한 후 필요에 따라 액화 천연가스를 기화시켜 육상 수요처에 공급하는 부유식 해상 구조물이다. 그리고, LNG FPSO는 생산된 천연가스를 해상에서 직접 액화시켜 LNG 저장탱크 내에 저장하고, 필요시 이 LNG 저장탱크 내에 저장된 LNG를 LNG 수송선으로 옮겨싣기 위해 사용되는 부유식 해상 구조물이다.

천연가스의 액화온도는 상압에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃ 보다 약간만 높아도 증발된다. 종래의 LNG 운반선의 경우를 예를 들어 설명하면, LNG 운반선의 LNG 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의해 LNG를 수송하는 도중에 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(Boil-Off Gas)가 발생한다.

이렇게 LNG 저장 탱크 내에서 지속적으로 증발가스가 발생하면, LNG 저장탱크의 압력이 상승하여 위험하게 된다.

종래에는 LNG 저장탱크의 압력을 안전한 상태로 유지하기 위해서 LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 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 유지, 거의 동일한 온도와 동일한 압력으로 유지하는 것을 기본 개념으로 하고 있기 때문에 발생하는 BOG를 외부로 배출하여 처리하고 있었다.

그러나, LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 선박 구동용 스팀 터빈에서 연료로서 사용하는 경우에는 추진 효율이 낮은 문제점이 있었다.

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 있었다.

또한, 이러한 방식은 증발가스를 연료로 공급해야 하므로 액체압축에 비해 설치비 및 운전비가 큰 기체압축 방법이 적용될 수밖에 없었다. 그리고, 이렇게 증발가스를 추진용 연료로서 사용하는 방식은, 어떠한 경우에도 일반선박에 사용되는 2행정 저속 디젤 엔진의 효율에는 미치지 못한다.

한편, LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 재액화하여 다시 LNG 저장탱크로 복귀시키는 방식도 있었다. 그러나, 이렇게 증발가스를 재액화하는 방식은 LNG 운반선에 복잡한 시스템의 증발가스 재액화 장치를 설치해야 하는 문제점이 있었다.

그리고, 추진 장치에서 연료로 사용할 수 있거나 증발가스 재액화 장치에서 처리할 수 있는 양 이상의 증발 가스가 발생하는 경우에는, 잉여의 증발가스를 가스 연소기나 플레어 등에서 소각 또는 방출하여 처리해야 하므로, 잉여의 증발가스의 처리를 위한 가스 연소기나 플레어 등의 별도의 장비들이 추가되는 문제점이 있 었다.

예컨대, 종래의 LNG 저장탱크의 압력을 거의 동일한 상태로 유지하는 것을 기본 개념으로 하는 LNG 운반선을 살펴보면, LNG를 선적한 후 초기(선적후 3~5일간)에는 LNG 저장탱크에 대한 극저온의 LNG에 의한 냉각이 충분하지 않은 상태이므로, 운항중의 BOG 발생량(NBOG, natural BOG)과 비교하여 상당히 많은 양의 초과BOG(Excessive BOG)가 발생하며, 이 초과 BOG는 선박 추진 시스템의 연료 소모량 이상이다.

따라서 선박 추진 시스템에 사용되는 양 이상의 초과 BOG는 가스 연소기 (GCU; Gas Combustion Unit)를 통하여 태워버리거나 플레어(Flare)를 통하여 방출해 버릴 수밖에 없었다. 또한, LNG 운반선이 운하를 통과할 경우에도 보일러나 엔진에서의 BOG 소비가 없거나(운하 대기 시), 적으므로(운하 통과 시) 엔진 요구 이상의 BOG는 버릴 수밖에 없었다. 또한, LNG 운반선이 적재 상태에서 입항 대기하거나 입항할 경우에도 BOG의 소모량이 없거나 적은 경우가 발생하며, 이때에도 잉여의 BOG를 그대로 버릴 수밖에 없었다.

이와 같이 버려지는 BOG의 양은 150,000㎥ 용량의 LNG 운반선에서 연간 1500 내지 2000톤에 달하며 금액으로 환산하면 6억원에 해당된다. 더 나아가 BOG를 태우거나 그대로 방출해 버리므로 환경오염의 문제도 발생한다.

한편, 상기와 같은 탱크, 즉 저압 탱크와는 달리, LNG 저장탱크에 단열벽을 형성하지 않고 LNG 저장탱크 내에서 증발가스를 200 바(게이지압) 내외의 고압으로 유지하여 LNG 저장탱크 내에 증발가스가 발생하는 것을 억제하는 기술이 대한민국 특허공개 KR2001-0014021호, KR2001-0014033호, KR2001-0083920호, KR2001-0082235호, KR2004-0015294호 등에 개시되어 있다.

그러나, 이렇게 LNG 저장탱크가 그 내부에 증발가스를 200 바 내외의 고압으로 수용할 수 있기 위해서는 LNG 저장탱크의 두께가 상당히 두꺼워야 하므로 제조비용이 증가할 뿐만 아니라 증발가스를 200 바 내외의 고압으로 유지하기 위한 고압 압축기 등의 별도의 장비들이 추가되는 문제점이 있었다.

이러한 기술과 달리 압력탱크라고 알려진 기술도 있는데 이러한 압력탱크도 휘발성이 높은 액체를 상온 초고압의 탱크에 보관하므로 BOG의 처리문제는 발생하지 않지만 탱크의 크기를 크게 할 수 없는 제한이 있고, 그 제조 비용이 증가하는 문제점이 있었다.

이상에서와 같이, 종래에 LNG 운반선의 LNG 탱크(저압 탱크)는 극저온 상태의 액체를 상압 근처의 압력에서 운송중에 그 압력을 일정하게 유지하고 BOG 발생을 허용하는 방식으로서, BOG의 소모량이 크거나 별도의 재액화장치를 장착하여야 하는 문제점이 있었다. 또한, 상기의 극저온 상태의 액체를 대기압 수준의 저압에서 운송하는 저압 탱크와는 달리, 압력탱크와 같이 다소 고압의 압력에 견딜 수 있는 고압 탱크로 운송하는 방법은 BOG의 처리는 필요하지 않으나 탱크의 크기에 제한이 있고 제조비용이 많이 소요된다는 문제점이 있었다.

도 1에는 종래의 증발가스 처리방법을 설명하기 위한 도면이 도시되어 있다. 도 1에 도시된 바와 같이, 종래에는 LNG 저장탱크(10)에서 발생한 증발가스를 재기화 설비에 공급하거나 가스 연소기(17) 혹은 플레어(18)를 통해 소모하였다.

LNG 저장탱크(10)로부터 배출되는 증발가스를 재기화 설비에 공급하기 위해서는, 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 공급된 증발가스를 우선 제1 및 제2 압축기(11, 12)에 의해 압축한 후 재응축기(14)에서 LNG와 혼합시킴으로써 재응축(재액화)한다.

이와 같이 종래에는, 재응축기(14)를 통하여 증발가스를 재응축하기 위해서 증발가스를 대략 10 바 정도의 고압으로 압축해야 하므로, 증발가스의 압축에 많은 동력이 소모되는 등, 재응축기(14)의 설치 및 운용에 많은 비용이 소요된다는 문제가 있었다.

한편, LNG 공급라인(L2)을 통하여 LNG 펌프(13)에 의해 LNG 저장탱크(10)로부터 이송되어 온 LNG와 혼합되어 재응축된 증발가스는, LNG와 함께 고압 펌프(15)에 의해 기화기(16)로 공급되며, 기화기(16)에서 기화된 후 수요처에 공급된다.

이때, 기화기(16) 등의 재기화 설비에서 재기화 로드가 작은 경우에는, 제1 압축기(11)와 제2 압축기(12)의 사이에서 분기되는 증발가스 배출라인(L3)을 통해 잉여의 증발가스를 가스 연소기(17) 혹은 플레어(18)에 공급하여 모두 소모해 버렸다.

이와 같이 종래에는 재기화 설비에서 처리할 수 없는 잉여의 증발가스를 모두 연소시키거나 그대로 방출함으로써 에너지를 심각하게 낭비하였다는 문제가 있었으며, 증발가스의 연소나 방출로 인하여 환경이 오염되는 문제까지 있었다.

이러한 종래의 문제점들을 해결하기 위한 본 발명은, 액화가스를 저장하는 저장탱크 내에서 발생되는 증발가스를 저압으로 압축하여 다시 저장탱크로 복귀시킴으로써 증발가스의 고압 압축이 필요한 재응축기로 인하여 소모되는 동력을 절감할 수 있는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물 및 상기 부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법을 제공하고자 하는 것이다.

상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 일 측면에 따르면, 극저온의 LNG를 수용하기 위한 LNG 저장탱크와; 상기 LNG 저장탱크에 수용되어 있는 LNG를 재기화하기 위한 LNG 재기화 설비와; 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 다시 상기 LNG 저장탱크의 하부로 분사시켜 재응축시키기 위한 인-탱크 재응축 수단; 을 포함하며, 상기 인-탱크 재응축 수단을 통해 증발가스를 상기 LNG 저장탱크로 복귀시킴으로써 증발가스의 재응축을 상기 LNG 저장탱크 내에서 실시하는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물이 제공된다.

상기 인-탱크 재응축 수단은 상기 LNG 저장탱크의 하부에 설치되는 노즐인 것이 바람직하다.

상기 부유식 해상 구조물은, 상기 LNG 재기화 설비에 포함되어 재기화 열원을 공급하기 위한 보일러를 포함하는 것이 바람직하며, 그에 따라 상기 LNG 재기화 설비가 운전되지 않을 때에는 증발가스를 상기 인-탱크 재응축 수단을 통해 상기 LNG 저장탱크로 복귀시킴으로써 상기 LNG 저장탱크의 압력상승을 허용하고, 상기 LNG 재기화 설비가 운전될 때에는 상기 보일러에서 증발가스를 연소시켜 스팀을 만들어내어 상기 LNG 재기화 설비에 열원으로서 공급할 수 있다.

상기 부유식 해상 구조물은, 상기 보일러에 발생된 스팀 중 상기 LNG 재기화 설비에 공급되지 않은 스팀을 응축시키기 위한 응축기를 포함하는 것이 바람직하다.

상기 부유식 해상 구조물은, 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 재액화하기 위한 재응축기를 포함하는 것이 바람직하다.

상기 부유식 해상 구조물은, 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 모두 압축기를 통하여 상기 보일러에 공급하기 위한 증발가스 공급라인을 포함하며, 그에 따라 잉여의 증발가스를 처리하기 위한 가스 연소기나 플레어를 제거할 수 있다.

상기 부유식 해상 구조물은, 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스 중 일부를 압축기를 통하여 상기 재응축기에 공급하기 위한 증발가스 공급라인을 포함하는 것이 바람직하다.

상기 부유식 해상 구조물은, 상기 LNG 재기화 설비에 포함되어 재기화 열원을 공급하기 위한 보일러와, 상기 증발가스 공급라인으로부터 분기하여 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스 중 상기 재응축기에 공급되지 않은 나머지 증발가스를 상기 보일러에 공급하기 위한 증발가스 배출라인을 포함하며, 그에 따라 잉여의 증발가스를 처리하기 위한 가스 연소기나 플레어를 제거할 수 있는 것이 바람직 하다.

상기 부유식 해상 구조물은, 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 모두 압축기를 통하여 상기 인-탱크 재응축 수단에 공급하기 위한 증발가스 복귀라인을 포함하며, 그에 따라 잉여의 증발가스를 처리하기 위한 가스 연소기나 플레어, 그리고 재응축기를 제거할 수 있는 것이 바람직하다.

상기 부유식 해상 구조물은, 상기 LNG 저장탱크로부터 공급되어 온 LNG를 재기화시키기 위한 기화기를 더 포함하며, 증발가스는 상기 LNG 저장탱크로부터 공급되어 온 LNG와 혼합되어 재응축된 후 LNG와 함께 상기 기화기에 공급되는 것이 바람직하다.

상기 부유식 해상 구조물은, LNG 재기화 설비가 장착되어 있는 LNG RV 및 LNG FSRU 중에서 선택된 어느 하나인 것이 바람직하다.

본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 극저온의 LNG를 수용하기 위한 LNG 저장탱크와; 상기 LNG 저장탱크에 수용되어 있는 LNG를 재기화하기 위한 LNG 재기화 설비와; 상기 LNG 재기화 설비에 포함되어 재기화 열원을 공급하기 위한 보일러와; 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 다시 상기 LNG 저장탱크의 하부로 분사시켜 재응축시키기 위한 인-탱크 재응축 수단; 을 포함하며, 증발가스를 상기 인-탱크 재응축 수단을 통해 상기 LNG 저장탱크로 복귀시킴으로써 상기 LNG 저장탱크의 압력상승을 허용하고, 상기 LNG 재기화 설비가 운전될 때에는 상기 보일러에서 증발가스를 연소시켜 스팀을 만들어내어 상기 LNG 재기화 설비에 열원으로서 공급하는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물이 제공 된다.

또, 본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 액화가스 재기화 설비를 갖춘 부유식 해상 구조물로서, 내부 압력의 상승을 허용하도록 보강된 구조를 갖는 액화가스 저장탱크와; 상기 액화가스 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 다시 상기 액화가스 저장탱크로 분사하기 위한 인-탱크 재응축 수단; 을 포함하는 것을 특징으로 하는 부유식 해상 구조물이 제공된다.

상기 부유식 해상 구조물은, 상기 액화가스 재기화 설비가 작동할 때 증발가스를 연소시켜 발생된 스팀을 재기화 열원으로서 공급하기 위한 보일러를 포함하는 것이 바람직하다.

상기 부유식 해상 구조물은, 상기 스팀 중에서 상기 액화가스 재기화 설비에 공급되지 않은 나머지를 응축시키기 위한 응축기를 포함하는 것이 바람직하다.

상기 부유식 해상 구조물은, 상기 인-탱크 재응축 수단을 통하여 상기 액화가스 저장탱크로 복귀되는 증발가스를 저압으로 압축하기 위한 저압 압축기를 포함하는 것이 바람직하다.

또, 본 발명의 또 다른 측면에 따르면, 액화가스 저장탱크와 액화가스 재기화 설비를 갖춘 부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법으로서, 액화가스 저장탱크 내에서 발생되는 증발가스를 외부로 배출시키는 단계와; 배출된 증발가스를 저압으로 압축하는 단계와; 저압 압축된 증발가스를 상기 액화가스 저장탱크 내에 복귀시키는 단계; 를 포함하며, 그에 따라 배출된 증발가스를 고압으로 압축시킨 후 재응축시키지 않아 증발가스의 고압 압축에 소모되는 에너지를 절감할 수 있는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리방법이 제공된다.

상기 증발가스 처리방법은, 상기 액화가스 재기화 설비에 의해 재기화 운전이 실시되는 동안에는 상기 액화가스 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 재기화 열원 공급용 보일러의 연료로서 사용하는 단계를 포함하는 것이 바람직하다.

상술한 바와 같은 본 발명에 의하면, 액화가스를 저장하는 저장탱크 내에서 발생되는 증발가스를 저압으로 압축하여 다시 저장탱크로 복귀시킴으로써 증발가스의 고압 압축이 필요한 재응축기로 인하여 소모되는 동력을 절감할 수 있는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물 및 상기 부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법이 제공될 수 있다.

또한, 본 발명에 의하면, 재기화 운전이 실시되지 않는 동안에는 액화가스를 저장하는 저장탱크 내에서 발생되는 증발가스를 저압으로 압축하여 다시 저장탱크로 복귀시킴으로써 저장탱크의 압력상승을 허용하고, 재기화 운전이 실시되는 동안에는 발생되는 증발가스를 재기화 열원 공급용 보일러의 연료로서 사용함으로써 에너지 낭비 및 환경오염을 방지할 수 있다.

본 명세서에서 부유식 해상 구조물이란, LNG와 같이 극저온 상태로 적재되는 액체 화물을 저장하는 저장탱크를 가지면서 해상에서 부유된 채 사용되는 구조물과 선박을 모두 포함하는 개념으로, 예를 들어 LNG FPSO(Floating, Production, Storage and Offloading)나 LNG FSRU(Floating Storage and Regasification Unit) 와 같은 해상 구조물뿐만 아니라 LNG RV(LNG Regasification Vessel)와 같은 선박을 모두 포함하는 것이다.

종래에는 LNG 운반선용 LNG 저장탱크 내의 압력을 일정 범위 내에서 유지하도록 함으로써 외부에서의 유입열이 대부분 증발 가스 발생에 기여하고 또한 이와 같이 발생한 증발가스 전부를 LNG 운반선에서 처리하는 반면, 본 발명에서는 부유식 해상 구조물에 설치된 LNG 저장탱크 내의 압력 상승을 허용함으로써 압력 상승에 따르는 포화 온도 상승에 의한 탱크 내의 LNG 및 천연가스(Natural Gas, 이하 NG라 함)의 현열 증가 분에 의해 대부분의 유입 열량이 흡수되므로 증발가스의 발생이 대폭 감소하게 된다. 예를 들어, LNG 저장탱크의 내부압력이 0.7 바가 되면 포화온도는 초기 0.06 바 대비 약 6℃ 상승한다.

단열벽이 형성된 LNG 저장탱크의 경우, 정상적으로 LNG를 적재했을 때 최초 내부압력이 0.06 바(게이지압) 정도이며 부유식 해상 구조물에 LNG가 저장된 기간이 길어질수록 증발가스가 발생하면서 내부의 압력이 점차 증가한다. 예를 들어, LNG 생산지에서 LNG를 적재한 후의 LNG 저장탱크의 내부압력은 0.06 바 정도가 되고, 부유식 해상 구조물이 약 15 ~ 20 일간 운항한 후 목적지에 도착하면 LNG 저장탱크의 내부의 압력이 대략 0.7 바까지 상승할 수 있다.

이를 온도와 관계하여 서술하면, 일반적으로 LNG에는 여러가지 불순물이 포함되어 순수한 메탄액체의 비점보다 더 낮은 것이 일반적이다. 순수한 메탄은 0.06 바에서 비점이 -161℃ 정도인데, 실제 LNG 저장탱크로 운반되는 LNG는 질소, 에탄 등의 불순물이 다소 포함되어 -163℃ 내외가 비점이 된다.

순수한 메탄을 기준으로 설명하면 LNG 선적 후에 0.06 바에서 탱크 내 LNG 온도는 -161℃ 내외가 되고, 이를 이송거리와 BOG 소비량을 고려하여 탱크 내의 증기압력을 0.25 바로 제어하면 LNG 온도는 -159℃ 내외, 탱크 내의 증기압력을 0.7 바로 제어하면 LNG 온도는 -155℃ 내외, 탱크 내의 증기압력을 2 바로 제어하면 LNG 온도는 -146℃ 내외까지 상승하게 된다.

본 발명의 LNG 저장탱크는 단열벽을 구비하면서 이러한 증발가스의 발생에 의한 압력 상승을 고려하여 설계된 것으로서, 증발가스의 발생에 의한 압력 상승분을 견딜 수 있는 강도를 가지도록 설계된 것이다. 따라서, 부유식 해상 구조물에서의 LNG 저장기간 동안에 LNG 저장탱크의 내부에서 발생된 증발가스는 그대로 LNG 저장탱크 내에 축적된다.

예를 들어, 본 발명에 따른 LNG 저장탱크는, 바람직하게는 단열벽을 구비하면서 0.25 초과 내지 2 바(게이지압)의 압력을 견딜 수 있도록 설계되고, 더 바람직하게는 0.6 내지 1.5 바(게이지압)의 압력을 견딜 수 있도록 설계된다. LNG의 저장기간과 현재의 IGC Code를 고려하면 0.25 바 초과 내지 0.7 바의 압력, 특히 0.7 바 내외의 압력에 견디도록 설계되는 것이 바람직하다. 다만, 압력이 너무 낮으면 LNG 저장기간이 너무 짧아지므로 바람직하지 않고, 너무 높으면 탱크의 제조가 용이하지 않는 문제점이 있다.

또한, 이러한 본 발명에 따른 LNG 저장탱크는 최초 설계시 두께를 두껍게 설계하든지 또는 기존의 일반 LNG 운반선용 LNG 저장탱크에 구조상 큰 변화를 주지 않고 단지 보강재를 추가하여 적절한 보강을 하는 것만으로도 충분히 실현 가능하 므로 제작 비용면에서 경제적이다.

종래의 LNG 저장탱크는 대부분 0.25 바 이하의 압력에 견디도록 설계되어 있으며, 내부압력이 0.2 바 이하, 예컨대 0.1 바가 되도록 증발가스를 추진 연료로 소모하거나 재액화하다가 그 이상의 압력에 도달하면 증발가스의 일부 또는 전부를 가스 연소기로 태워버린다. 또한, LNG 저장탱크에는 안전밸브가 설치되어 상기의 제어에 실패할 경우에는 안전밸브(보통 개폐 압력이 0.25 바)를 통해 LNG 저장탱크의 외부로 배출한 후 플레어에 의해 외기로 방출한다.

이에 반해 본 발명에서는 LNG 저장탱크에서 상부에 설치되는 안전밸브의 개방 압력을 대략 0.7 바 내외로 설정할 수 있다.

부가적으로, 본 발명에 따른 LNG 저장탱크는, 온도 및 압력의 국부적인 상승을 감소시킴으로써 LNG 저장탱크의 압력을 감소시키도록 구성된 것으로서, LNG 저장탱크 상부의 상대적으로 고온인 증발가스를 LNG 저장탱크의 하부의 상대적으로 저온인 LNG 내로 분사하여 LNG 저장탱크의 온도 분포를 균일하게 유지시킬 수 있다.

LNG 저장탱크에서의 증발가스의 발생은 탱크 내 압력 상승과 직결되므로, 압력을 천천히 상승시키기 위해서는 증발 가스의 발생량을 줄이는 것이 특히 유용하다.

또한, LNG를 생산하는 생산 터미널에서 LNG를 과냉 상태로 하여 LNG 저장탱크에 선적한다면, 운송 중 발생하는 증발가스(압력 상승)를 더욱 줄일 수 있다. 생산 터미널에서 LNG를 과냉 상태로 적재한 직후에는 LNG 저장탱크의 압력이 부 압(0 바 이하)으로 될 수 있는데, 이를 방지하기 위하여 질소를 충전할 수 있다.

이하, 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 인-탱크 재응축 수단(In-tank Re-condenser)을 갖춘 부유식 해상 구조물 및 상기 부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법을 도면을 참조하여 상세하게 설명한다.

도 2에는 본 발명의 바람직한 제1 실시형태에 따른 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물의 개략적인 구성을 나타내는 도면이 도시되어 있고, 도 3에는 본 발명의 바람직한 제2 실시형태에 따른 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물의 개략적인 구성을 나타내는 도면이 도시되어 있다.

도 2에 도시된 바와 같이, 본 발명의 제1 실시형태에 따른 부유식 해상 구조물은, 재기화 운전이 실시되지 않는 동안에는 LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(10) 내에서 발생되는 증발가스를 저압으로 압축하여 다시 LNG 저장탱크(10)로 복귀시킴으로써 저장탱크의 압력상승을 허용하고, 재기화 운전이 실시되는 동안에는 발생되는 증발가스를 재기화 설비에 공급하거나 재기화 열원 공급용 보일러(20)의 연료로서 사용한다.

이와 같이 본 발명에 따르면, LNG 저장탱크(10)에서 발생하는 증발가스를 처리하지 않고 이에 의한 LNG 저장탱크의 내부압력 상승을 허용함으로써 이에 따르는 탱크 내부온도 상승에 의해 대부분의 열 유입량을 탱크 내부의 LNG 및 NG의 상승된 열에너지로 축적하고 있다가, LNG를 하역할 때, 즉 LNG의 재기화시 LNG 저장탱크(10)에 축적된 증발가스를 처리한다.

LNG 재기화 설비가 운전될 때, LNG 저장탱크(10)로부터 배출되는 증발가스를 재기화 설비에 공급하기 위해서는, 종래와 마찬가지로 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 공급된 증발가스를 우선 제1 및 제2 압축기(11, 12)에 의해 압축한 후 재응축기(14)에서 재응축(재액화)한다. 이때 증발가스의 압축에 필요한 압축기의 수는 필요에 따라 증감될 수 있으며, LNG 저장탱크(10)로부터 배출되어 압축기(11, 12)로 공급되는 증발가스의 양은 압축기의 상류측에 설치되는 조절밸브(19a)에 의해 조절될 수 있다.

본 발명에 따르면, 재기화 로드가 작을 경우나 재기화 설비가 동작하지 않는 경우에는 후술하는 바와 같이 증발가스 복귀라인(L4)을 통해 증발가스를 저압으로 압축시켜 LNG 저장탱크(10)로 복귀시킴으로써 재응축기(14)에서 재응축되는 증발가스의 양을 감소시키거나 없앨 수 있다. 그에 따라 증발가스를 고압으로 압축할 필요가 없어 증발가스의 고압 압축에 소모되는 동력을 절약할 수 있게 된다.

한편, LNG 저장탱크(10) 내에 저장된 LNG를 재기화 설비에 공급하기 위해서는, 우선 LNG 저장탱크(10) 내에 설치된 LNG 펌프(13)에 의해 LNG 공급라인(L2)을 통하여 LNG를 재응축기(14)로 공급한다.

LNG 공급라인(L2)을 통하여 LNG 펌프(13)에 의해 LNG 저장탱크(10)로부터 이송되어 온 LNG와 혼합되어 재응축된 증발가스는, LNG와 함께 고압 펌프(15)에 의해 기화기(16)로 공급되며, 기화기(16)에서 기화된 후 수요처에 공급된다. 압축된 후 재응축기(14)로 공급되는 증발가스의 양은 재응축기(14)의 상류측에 설치되는 조절밸브(19b)에 의해 조절될 수 있고, 기화기(16)에서 기화되어 수요처에 공급되는 천 연가스의 공급량은 기화기(16)의 하류측에 설치되는 조절밸브(19c)에 의해 조절될 수 있다.

이때, 기화기(16) 등의 재기화 설비에서 재기화 로드가 작은 경우 등에는, 제1 압축기(11)와 제2 압축기(12)의 사이에서 분기되는 증발가스 배출라인(L3)을 통해 잉여의 증발가스를 보일러(20)에 공급할 수 있다. 보일러(20)에 공급되는 증발가스의 양은 보일러(20)의 상류측에 설치되는 조절밸브(19d)에 의해 조절될 수 있다.

보일러(20)는 통상 재기화 설비에 포함되어 LNG의 재기화시 열원을 공급하는 기능을 담당한다. 본 발명에서는 이러한 보일러(20)의 연료로서 재기화 과정 중의 잉여 증발가스를 사용함으로써 에너지의 낭비와 환경오염을 방지한다.

보일러(20)에서는 잉여의 증발가스에 의해 스팀을 만들어내고, 발생된 스팀은 필요에 따라 응축기(21) 혹은 기화 공정(23)으로 공급된다. 즉, 기화 공정(23)에서 스팀의 필요량이 많을 때에는 보일러(20)에서 발생된 스팀을 모두 기화 공정(23)으로 공급하여 활용하고, 기화 공정(23)에서 스팀의 필요량이 없거나 적을 때에도 보일러(20)의 가동을 중단시키지 않고 계속해서 스팀을 만들어내어 기화 공정(23)에서의 필요량 이상의 잉여 스팀은 응축기(21)로 공급한다. 잉여의 스팀은 응축기(21)에서 물로 응축되어 재사용하거나 버려진다.

본 발명의 기화 공정(23)에서는 보일러(20)로부터 공급되는 스팀 이외에도 해수나 공기 등을 단독 혹은 복합적으로 LNG 기화시 열원으로서 사용할 수도 있음은 물론이다.

한편, 재기화 운전이 실시되지 않는 동안에는, LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(10) 내에서 발생되는 증발가스를 제1 압축기(11)에서 대략 2 바(게이지압) 정도의 저압으로 압축한 후, 인-탱크 재응축 수단(25)을 통하여 다시 LNG 저장탱크(10)로 복귀시킨다. 상술한 바와 같이 본 발명의 LNG 저장탱크(10)는 대략 0.7 바(게이지압)까지의 압력상승을 허용하도록 만들어지므로, 종래 저장탱크가 0.25 바(게이지압)까지의 압력상승만을 허용하도록 만들어진 경우에 비해 탱크 압력의 여유가 많아지게 된다.

인-탱크 재응축 수단(25)은 제1 압축기(11)의 하류측, 즉 제1 압축기(11)와 제2 압축기(12)의 사이에서 증발가스 공급라인(L1)으로부터 분기되는 증발가스 복귀라인(L4)의 말단에 설치된다. 인-탱크 재응축 수단(25)은 저압으로 압축된 증발가스를 LNG 저장탱크(10)의 하부로 분사할 수 있는 복수의 노즐로 이루어질 수 있다.

인-탱크 재응축 수단(25)에 의해 LNG 저장탱크(10)로 복귀되는 증발가스의 양은 증발가스 복귀라인(L4)의 도중에 설치되는 조절밸브(19e)에 의해 조절될 수 있다.

이와 같이 본 발명의 제1 실시형태에 따르면, 가스 연소기나 플레어를 설치하지 않아도, 재기화 운전이 실시되지 않는 동안에는 고압 압축기를 사용할 필요 없이 저압 압축기(예컨대, 제1 압축기(11))에 의해 증발가스를 비교적 저압으로 압축한 후에 인-탱크 재응축 수단(25)을 통하여 다시 LNG 저장탱크(10) 내로 복귀시킬 수 있다. 또한, 재기화 운전이 실시되는 동안에는 통상 재기화 설비에 포함되 어 있는 보일러(20)에서 잉여의 증발가스를 처리할 수도 있게 된다.

그에 따라 가스 연소기나 플레어를 설치하는데 필요한 초기 투자비와 이들의 운전 비용을 절감하는 것이 가능하다. 아울러, 고압 압축기 가동에 의한 운전 비용도 절감할 수 있게 된다.

또, 본 발명의 제1 실시형태에 의하면, 가스 연소기나 플레어에서 증발가스가 연소되어 버려지거나 대기중으로 방출되어 버려지는 것을 방지함으로써 에너지의 낭비를 방지할 수 있으며, 나아가서는 증발가스의 연소 혹은 방출에 의한 환경오염을 확실하게 방지할 수 있게 된다.

도 3에 도시된 바와 같이, 본 발명의 제2 실시형태에 따른 부유식 해상 구조물은, 상술한 제1 실시형태와 마찬가지로, 재기화 운전이 실시되지 않는 동안에는 LNG를 저장하는 LNG 저장탱크(10) 내에서 발생되는 증발가스를 저압으로 압축하여 다시 LNG 저장탱크(10)로 복귀시킴으로써 저장탱크의 압력상승을 허용하고, 재기화 운전이 실시되는 동안에는 발생되는 증발가스를 재기화 설비에 공급하거나 재기화 열원 공급용 보일러(20)의 연료로서 사용한다.

다만, 제2 실시형태의 부유식 해상 구조물은 폐쇄 모드(closed mode) 전용의 재기화 설비를 갖춘 경우로서, 이 경우에는 보일러(20)에서 필요로 하는 증발가스의 양이 LNG 저장탱크(10) 내에서 자연발생하는 증발가스의 양보다 많기 때문에, LNG 저장탱크(10)에서 발생된 증발가스를 재액화시킬 필요가 없으므로 제1 실시형태에서와 같은 재응축기(14)가 필요하지 않게 된다.

제2 실시형태에 따르면, 재기화 운전이 실시되는 동안에 LNG 저장탱크(10)로부터 배출되는 증발가스를 재기화 설비에 공급하지 않으므로, 증발가스 공급라인(L1)을 통하여 공급된 증발가스를 모두 제1 압축기(11)에 의해 압축한 후 보일러(20)로 공급한다. 이때 증발가스의 압축에 필요한 압축기의 수는 필요에 따라 증감될 수 있으며, LNG 저장탱크(10)로부터 배출되어 압축기(11)로 공급되는 증발가스의 양은 압축기의 상류측에 설치되는 조절밸브(19a)에 의해 조절될 수 있다.

본 발명에 따르면, 재기화 로드가 작을 경우나 재기화 설비가 동작하지 않는 경우에는 증발가스 복귀라인(L4)을 통해 증발가스를 저압으로 압축시켜 LNG 저장탱크(10)로 복귀시킬 수 있다.

한편, LNG 저장탱크(10) 내에 저장된 LNG를 재기화 설비에 공급하기 위해서는, 우선 LNG 저장탱크(10) 내에 설치된 LNG 펌프(13)에 의해 LNG 공급라인(L2)을 통하여 LNG를 고압 펌프(15)로 공급한다.

고압 펌프(15)에 공급된 LNG는 계속해서 기화기(16)로 이송되며, 이 기화기(16)에서 기화된 천연가스는 수요처에 공급된다. 기화기(16)에 기화되어 수요처에 공급되는 천연가스의 공급량은 기화기(16)의 하류측에 설치되는 조절밸브(19c)에 의해 조절될 수 있다.

보일러(20)는 통상 재기화 설비에 포함되어 LNG의 재기화시 열원을 공급하는 기능을 담당한다. 본 제2 실시형태에서는 이러한 보일러(20)의 연료로서 증발가스를 사용함으로써 에너지의 낭비와 환경오염을 방지한다.

보일러(20)에서는 증발가스를 연료로 사용하여 스팀을 만들어내고, 발생된 스팀은 필요에 따라 응축기(21) 혹은 기화 공정(23)으로 공급된다. 즉, 기화 공정(23)에서 스팀의 필요량이 많을 때에는 보일러(20)에서 발생된 스팀을 모두 기화 공정(23)으로 공급하여 활용하고, 기화 공정(23)에서 스팀의 필요량이 없거나 적을 때에도 보일러(20)의 가동을 중단시키지 않고 계속해서 스팀을 만들어내어 기화 공정(23)에서의 필요량 이상의 잉여 스팀은 응축기(21)로 공급한다. 잉여의 스팀은 응축기(21)에서 물로 응축되어 재사용하거나 버려진다.

인-탱크 재응축 수단(25)은 제1 압축기(11)의 하류측, 즉 제1 압축기(11)와 제2 압축기(12)의 사이에서 증발가스 공급라인(L1)으로부터 분기되는 증발가스 복귀라인(L4)의 말단에 설치된다. 인-탱크 재응축 수단(25)은 저압으로 압축된 증발가스를 LNG 저장탱크(10)의 하부로 분사할 수 있는 복수의 노즐로 이루어질 수 있 다.

이와 같이 본 발명의 제2 실시형태에 따르면, 가스 연소기나 플레어를 설치하지 않아도, 재기화 운전이 실시되지 않는 동안에는 고압 압축기를 사용할 필요 없이 저압 압축기(예컨대, 제1 압축기(11))에 의해 증발가스를 비교적 저압으로 압축한 후에 인-탱크 재응축 수단(25)을 통하여 다시 LNG 저장탱크(10) 내로 복귀시킬 수 있다.

또한, 재기화 운전이 실시되는 동안에는 통상 재기화 설비에 포함되어 있는 보일러(20)에서 모든 증발가스를 처리할 수도 있게 된다. 이와 같이 재응축기(14)에서 증발가스를 재액화시키지 않으므로, 재응축기(14)까지 생략할 수 있어, 가스 연소기나 플레어, 그리고 재응축기를 설치하는데 필요한 초기 투자비와 이들의 운전 비용을 절감하는 것이 가능하다.

그에 따라 가스 연소기(17)나 플레어(18), 그리고 재응축기(14)를 설치하는데 필요한 초기 투자비와 이들의 운전 비용을 절감하는 것이 가능하다. 아울러, 고압 압축기 가동에 의한 운전 비용도 절감할 수 있게 된다.

또, 본 발명의 제2 실시형태에 의하면, 가스 연소기나 플레어에서 증발가스가 연소되어 버려지거나 대기중으로 방출되어 버려지는 것을 방지함으로써 에너지의 낭비를 방지할 수 있으며, 나아가서는 증발가스의 연소 혹은 방출에 의한 환경 오염을 확실하게 방지할 수 있게 된다.

이상과 같이 본 발명에 따른 LNG 재기화 설비를 갖춘 부유식 해상 구조물을, 예시된 도면을 참조하여 설명하였으나, 본 발명은 이상에서 설명된 실시예와 도면에 의해 한정되지 않으며, 특허청구범위 내에서 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자들에 의해 다양한 수정 및 변형이 이루어질 수 있음은 물론이다.

도 1은 종래의 증발가스 처리방법을 설명하기 위한 도면,

도 2는 본 발명의 바람직한 제1 실시형태에 따른 LNG 재기화 설비를 갖춘 부유식 해상 구조물의 개략적인 구성을 나타내는 도면, 그리고

도 3은 본 발명의 바람직한 제2 실시형태에 따른 LNG 재기화 설비를 갖춘 부유식 해상 구조물의 개략적인 구성을 나타내는 도면이다.

< 도면의 주요 부분에 대한 부호의 설명>

10 : LNG 저장탱크 11 : 제1 압축기

12 : 제2 압축기 13 : LNG 펌프

14 : 재응축기 15 : 고압펌프

16 : 기화기 20 : 보일러

21 : 응축기 23 : 기화 공정

25 : 인-탱크 재응축 수단(In-tank Re-condenser)

L1 : 증발가스 공급라인 L2 : LNG 공급라인

L3 : 증발가스 배출라인 L4 : 증발가스 복귀라인

Claims

극저온의 LNG를 수용하기 위한 LNG 저장탱크와;

상기 LNG 저장탱크에 수용되어 있는 LNG를 재기화하기 위한 LNG 재기화 설비와;

상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 다시 상기 LNG 저장탱크의 하부로 분사시켜 재응축시키기 위한 인-탱크 재응축 수단;

을 포함하며,

상기 인-탱크 재응축 수단을 통해 증발가스를 상기 LNG 저장탱크로 복귀시킴으로써 증발가스의 재응축을 상기 LNG 저장탱크 내에서 실시하는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
청구항 1에 있어서,

상기 인-탱크 재응축 수단은 상기 LNG 저장탱크의 하부에 설치되는 노즐인 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
청구항 1에 있어서,

상기 LNG 재기화 설비에 포함되어 재기화 열원을 공급하기 위한 보일러를 포함하며,

상기 LNG 재기화 설비가 운전되지 않을 때에는 증발가스를 상기 인-탱크 재 응축 수단을 통해 상기 LNG 저장탱크로 복귀시킴으로써 상기 LNG 저장탱크의 압력상승을 허용하고, 상기 LNG 재기화 설비가 운전될 때에는 상기 보일러에서 증발가스를 연소시켜 스팀을 만들어내어 상기 LNG 재기화 설비에 열원으로서 공급하는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
청구항 3에 있어서,

상기 보일러에 발생된 스팀 중 상기 LNG 재기화 설비에 공급되지 않은 스팀을 응축시키기 위한 응축기를 포함하는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
청구항 1에 있어서,

상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 재액화하기 위한 재응축기를 포함하는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
청구항 3에 있어서,

상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 모두 압축기를 통하여 상기 보일러에 공급하기 위한 증발가스 공급라인을 포함하며,

그에 따라 잉여의 증발가스를 처리하기 위한 가스 연소기나 플레어를 제거할 수 있는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
청구항 5에 있어서,

상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스 중 일부를 압축기를 통하여 상기 재응축기에 공급하기 위한 증발가스 공급라인을 포함하는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
청구항 7에 있어서,

상기 LNG 재기화 설비에 포함되어 재기화 열원을 공급하기 위한 보일러와,

상기 증발가스 공급라인으로부터 분기하여 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스 중 상기 재응축기에 공급되지 않은 나머지 증발가스를 상기 보일러에 공급하기 위한 증발가스 배출라인을 포함하며,

그에 따라 잉여의 증발가스를 처리하기 위한 가스 연소기나 플레어를 제거할 수 있는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
청구항 1에 있어서,

상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 모두 압축기를 통하여 상기 인-탱크 재응축 수단에 공급하기 위한 증발가스 복귀라인을 포함하며,

그에 따라 잉여의 증발가스를 처리하기 위한 가스 연소기나 플레어, 그리고 재응축기를 제거할 수 있는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
청구항 5에 있어서,

상기 LNG 저장탱크로부터 공급되어 온 LNG를 재기화시키기 위한 기화기를 더 포함하며, 증발가스는 상기 LNG 저장탱크로부터 공급되어 온 LNG와 혼합되어 재응축된 후 LNG와 함께 상기 기화기에 공급되는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
청구항 1에 있어서,

상기 부유식 해상 구조물은, LNG 재기화 설비가 장착되어 있는 LNG RV 및 LNG FSRU 중에서 선택된 어느 하나인 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
극저온의 LNG를 수용하기 위한 LNG 저장탱크와;

상기 LNG 저장탱크에 수용되어 있는 LNG를 재기화하기 위한 LNG 재기화 설비와;

상기 LNG 재기화 설비에 포함되어 재기화 열원을 공급하기 위한 보일러와;

상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 다시 상기 LNG 저장탱크의 하부로 분사시켜 재응축시키기 위한 인-탱크 재응축 수단;

을 포함하며,

증발가스를 상기 인-탱크 재응축 수단을 통해 상기 LNG 저장탱크로 복귀시킴으로써 상기 LNG 저장탱크의 압력상승을 허용하고, 상기 LNG 재기화 설비가 운전될 때에는 상기 보일러에서 증발가스를 연소시켜 스팀을 만들어내어 상기 LNG 재기화 설비에 열원으로서 공급하는 것을 특징으로 하는 인-탱크 재응축 수단을 갖춘 부유식 해상 구조물.
액화가스 재기화 설비를 갖춘 부유식 해상 구조물로서,

내부 압력의 상승을 허용하도록 보강된 구조를 갖는 액화가스 저장탱크와; 상기 액화가스 저장탱크에서 발생하는 증발가스를 다시 상기 액화가스 저장탱크로 분사하기 위한 인-탱크 재응축 수단; 을 포함하는 것을 특징으로 하는 부유식 해상 구조물.
청구항 13에 있어서,

상기 액화가스 재기화 설비가 작동할 때 증발가스를 연소시켜 발생된 스팀을 재기화 열원으로서 공급하기 위한 보일러를 포함하는 것을 특징으로 하는 부유식 해상 구조물.
청구항 14에 있어서,

상기 스팀 중에서 상기 액화가스 재기화 설비에 공급되지 않은 나머지를 응축시키기 위한 응축기를 포함하는 것을 특징으로 하는 부유식 해상 구조물.
청구항 13에 있어서,

상기 인-탱크 재응축 수단을 통하여 상기 액화가스 저장탱크로 복귀되는 증발가스를 저압으로 압축하기 위한 저압 압축기를 포함하는 것을 특징으로 하는 부유식 해상 구조물.
액화가스 저장탱크와 액화가스 재기화 설비를 갖춘 부유식 해상 구조물에서의 증발가스 처리방법으로서,

액화가스 저장탱크 내에서 발생되는 증발가스를 외부로 배출시키는 단계와;

배출된 증발가스를 저압으로 압축하는 단계와;

저압 압축된 증발가스를 상기 액화가스 저장탱크 내에 복귀시키는 단계; 를 포함하며,

그에 따라 배출된 증발가스를 고압으로 압축시킨 후 재응축시키지 않아 증발가스의 고압 압축에 소모되는 에너지를 절감할 수 있는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리방법.
청구항 17에 있어서,

상기 액화가스 재기화 설비에 의해 재기화 운전이 실시되는 동안에는 상기 액화가스 저장탱크에서 발생되는 증발가스를 재기화 열원 공급용 보일러의 연료로서 사용하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 증발가스 처리방법.