WO2011105712A2 - 부유식 ｌｎｇ 충전소 - Google Patents

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Definitions

  • the present invention relates to a floating LNG filling station that can fill LNG for use as fuel in ships or offshore structures at sea.
  • natural gas is transported in gas state through onshore or offshore gas piping, or stored in LNG carriers in the form of liquefied natural gas (LNG). Is carried.
  • the LNG is obtained by cooling the natural gas to a cryogenic state of about -163 degrees Celsius, and its volume is reduced to approximately 1/600 than that of the natural gas in the gas state, so it is very suitable for long distance transportation by sea.
  • Such LNG carriers have LNG storage tanks that can withstand cryogenic temperatures in order to unload LNG to land demand by loading the LNG into the sea.
  • FIG. 1 is a cross-sectional view showing a LNG carrier according to the prior art.
  • the conventional LNG transport ship 1 is provided with an LNG storage tank 2, the LNG storage tank 2 is made of a structure and a material to withstand cryogenic temperatures, supply of LNG And piping and pump not shown is installed for the discharge.
  • Such a conventional LNG carrier 1 stores LNG in the LNG storage tank 2 and transports the LNG to a desired land demand destination.
  • the present invention provides a floating LAN filling station to fill LNG for use as fuel in ships or offshore structures at sea.
  • the present invention supplies the power required for various utilities by supplying the LNG to the charging target, processing the boil-off gas when received from the LNG supply ship, using the treated boil-off gas as fuel or by using it as a power production and power production To provide a floating LNG charging station.
  • a floating LNG filling station for floating in the sea to fill the vessel or offshore structure with LNG, a floating structure, an LNG tank provided so that the LNG is stored in the floating structure, and LNG from the LNG tank
  • a floating LNG filling station may be provided that includes an LNG line for discharging the vessel or an offshore structure, and an LNG pump installed to provide a pumping force for discharging the LNG to the LNG line.
  • the present embodiment may further include a multi-stage compressor installed in the LNG line so that the LNG can be supplied by compressing the LNG at any one of low pressure, medium pressure, and high pressure to correspond to the compression filling conditions of the vessel or the offshore structure. have.
  • the present embodiment may further include an unloading unit for supplying the LNG discharged from the LNG line to the vessel or the offshore structure and returning the boil-off gas generated from the tank of the vessel or the offshore structure.
  • the present embodiment may further include a device that can use the boil-off gas generated during the supply of the LNG as a fuel for temporary storage or power generation.
  • the floating structure may have one or more of a satellite positioning (DP) device or a self-mooring device.
  • DP satellite positioning
  • the floating structure may have a water treatment device for preventing the shaking according to the LNG loading amount or the sea condition.
  • the unloading unit may allow LNG to be filled in the LNG tank through the LNG line as well as unloading the LNG.
  • the LNG line may be provided with a first bypass line for bypassing the compressor.
  • a second bypass line may be installed in the LNG line to supply LNG to the LNG tank by bypassing the LNG pump.
  • the unloading unit may further include a boil-off gas line for unloading the boil-off gas.
  • the unloading unit may further include a boil-off gas treatment device located in a floating structure using LNG as fuel, and a supply line branched from the boil-off gas line to supply boil-off gas to the boil-off gas treatment device.
  • the unloading unit may have a metering unit capable of detecting the amount of unloading or unloading of LNG.
  • the equipment is a separate boil-off gas treatment line receiving an over-produced boil-off gas from the LNG tank, a gas compressor coupled to the boil-off gas treatment line to pressurize the boil-off gas, and connected to the rear end of the gas compressor It may include a storage container for temporarily storing the evaporated gas, and a control valve coupled to an extension line connected to the power production device from the rear end of the storage container to adjust the evaporation gas supply flow rate.
  • the equipment may further include a generator for producing electric power from the power generated from the power generating device, and a voltage control device coupled between the output terminal and the utility of the generator.
  • Embodiment of the present invention is to enable the operation of ships or offshore structures using LNG as fuel to enable the LNG or LNG to be used as fuel in the ships or offshore structures at sea, LNG or the ships or offshore structures as fuel There is no need to move to the port to recharge the space, thereby minimizing the time constraints and the space constraints of the berth.
  • the embodiment of the present invention has the advantage that it is possible to supply the power required for various utilities by treating the excess generated evaporation gas to use as fuel and use it as power production and power production.
  • the embodiment of the present invention has the advantage that it can be used again as a fuel by temporarily storing the compressed gas by pressing the excess evaporation gas.
  • FIG. 1 is a cross-sectional view showing a LNG transport ship according to the prior art
  • FIG. 2 is a block diagram showing a floating LNG filling station according to a first embodiment of the present invention, where the floating LNG filling station shows a method of charging LNG to the charging target,
  • FIG. 3 is a configuration diagram showing a modified embodiment of the floating LNG filling station shown in FIG. 2, where the floating LNG filling station shows a way of receiving LNG from the LNG supply ship,
  • FIG. 4 is a block diagram showing a floating LNG charging station according to a second embodiment of the present invention.
  • Figure 5 is a block diagram showing a process for processing the boil-off gas generated when supplying LNG from the floating LNG filling station to the charging target
  • Figure 6 is a block diagram showing a process for processing the boil-off gas generated when supplying LNG from the LNG supply ship to the floating LNG filling station.
  • FIG. 2 is a block diagram showing a floating LNG filling station according to a first embodiment of the present invention
  • Figure 3 is a block diagram showing a modified embodiment of the floating LNG filling station shown in FIG.
  • Figure 2 shows the way the floating LNG charging station of the present invention to charge the LNG to the charging object
  • Figure 3 shows the way the floating LNG charging station of the present invention is supplied with LNG from the LNG supply ship.
  • the floating LNG filling station 100 includes a filling target 10 such as a ship or an offshore structure that uses LNG as fuel for propulsion or power generation in a floating state at sea. Is used to charge LNG.
  • the floating LNG charging station 100 includes a floating structure 110, an LNG tank 120 provided in the floating structure 110, an LNG line 130 for discharging LNG from the LNG tank 120, LNG pump 140 and compressor 150 respectively installed in LNG line 130, and unloading unit 160 for supplying LNG discharged from LNG line 130 to filling target 10 such as a ship or offshore structure, etc. It includes.
  • the floating LNG filling station 100 may further include a facility that can process the boil-off gas generated when unloading the LNG as described with reference to FIGS. 5 and 6.
  • Floating structure 110 may be equipped with a self-propelled system of adequate capacity to prepare for the sea disasters caused by the storm.
  • the floating structure 110 may have the form of a barge moving with the help of a tugboat, or the floating object 110 may be docked to the floating structure 110 by using a tugboat or floated on other seas. It can have various structures.
  • the floating structure 110 may have a self-mooring device 111 to be fixed at a location where the ship is frequently visited or other required locations in the ocean.
  • the floating structure 110 also has a mooring function to precisely adjust the position by the DP (Dynamic Positioning) (400, 410) capable of automatic positioning through the propeller and satellite equipment or satellite navigation. Can be. That is, the floating structure 110 may have one or more of the automatic positioning device (400, 410) or the magnetic mooring 111 by the satellite navigation.
  • the floating structure 110 may have a water treatment device 112 consisting of a plurality of ballast tanks and pumping devices, etc. in order to prevent the shaking due to the LNG loading amount or the sea condition, the ballast tank is an LNG tank 120 ) May be integrated or standalone.
  • the LNG tank 120 is provided so that LNG is stored inside the floating structure 110, and may be configured in the form of a cargo hold of an independent type of membrane type or type B or type C defined by an International Maritime Organization (IMO).
  • the LNG tank 120 may be configured as a 1-row or 2-row structure, and in addition to the LNG pump 140, a pump, a strip pump, and an inner and outer sides required for both areas of LNG.
  • a safety valve for pressure control, a temperature and pressure detector, a gas detector, and the like may be provided.
  • the LNG line 130 may be installed to discharge LNG from the LNG tank 120 or provide a path for supplying LNG from the LNG supply line 20, and may have a material or structure that can withstand the cryogenic temperature of LNG. Can be.
  • the LNG pump 140 is installed to provide a pumping force for discharging LNG in the LNG line 130, and a cryogenic pump for pumping cryogenic LNG may be used.
  • the compressor 150 may be installed in the LNG line 130 and compress the LNG supplied to the tank 11 of the filling target 10 that requires the filling of LNG to a required pressure.
  • the unloading unit 160 may supply the LNG discharged from the LNG line 130 to the tank 11 of the filling target 10 through the filling line 161.
  • the filling line 161 may be switched so that LNG is filled in the LNG tank 120 through the LNG line 130 to receive the LNG from the LNG supply line 20 as well as unloading the LNG. For this reason, unloading may be possible.
  • the filling line 161 may be configured to include a flexible hose.
  • the unloading unit 160 includes a loading arm for moving the filling line 161 to the tank 11 of the filling target 10 that needs to be filled with LNG, and a central control room (eg, a centralized administration control center).
  • a central control room eg, a centralized administration control center.
  • Reliable flow control including integrated automation systems (e.g., IAS, Integrated Automation System) to operate enterprise operations on loading, unloading and supplying LNG or boil of gas (BOG) Temperature control and pressure control can be performed.
  • a first bypass line 131 for bypassing the compressor 150 may be installed, and the LNG pump ( The second bypass line 132 may be installed to bypass the 140 to supply LNG to the LNG tank 120.
  • the LNG supplied to the LNG tank 120 by installing one or more valves or the like in one or both of the LNG line 130 and the first and second bypass lines 131 and 132 is the compressor 150 and the LNG.
  • the pump 140 may be bypassed.
  • the unloading unit 160 may load and unload the boil-off gas to the filling target 10 or the LNG supply line 20 located in parallel with the floating structure 110, and the filling target 10 located in series.
  • the LNG supply line 20 may be configured to load and unload boil-off gas.
  • the unloading unit 160 loads and unloads the boil-off gas, for example, unloads the boil-off gas generated from the LNG tank 120 to the LNG supply line 20, or evaporates generated from the tank 11 of the charging target 10. It may further include a boil-off gas line 162 for receiving the gas returned to the LNG tank 120, the boil-off gas line 162 is filled in the discharge object (10) when sent from the LNG tank 120 to the filling target (10) By returning the boil-off gas generated from the tank (11) of the tank 11 to the LNG tank 120 may serve to compensate for the pressure rise in the tank (11) of the filling object 10 due to the generation of the boil-off gas.
  • the boil-off gas line 162 may serve to compensate for mutual pressure between the LNG tank 120 side and the tank 11 of the filling target 10. That is, the tank 11 of the filling object 10 to be supplied with LNG from the LNG tank 120 is initially filled with a substantial portion of the initial boil-off gas, and LNG from the LNG tank 120 is filled with the tank of the filling object 10 ( When unloading 11, it is necessary to properly return this boil-off gas to the LNG tank 120.
  • the pressure in the tank 11 of the filling object 10 having a constant volume is rapidly increased to not only stabilize the stability of the tank 11.
  • the pressure due to the boil-off gas may be compensated by the boil-off gas being unloaded or returned through the boil-off gas line 162.
  • the boil-off gas line 162 may also serve to compensate the mutual volume between the LNG tank 120 side and the tank 11 of the filling object 10. That is, by returning the same volume of boil-off gas from the LNG tank 120 to the tank 11 of the filling object 10 from the tank 11 of the filling object 10 to the LNG tank 120, Compensation for the volume between the LNG tank 120 and the tank 11 of the filling object 10, that is, may serve to exchange the volume with each other.
  • the boil-off gas line 162 may be configured to include a flexible hose.
  • the evaporated gas to be moved may be used as a separate fuel, for this purpose, the unloading unit 160 to supply the boil-off gas to the boil-off gas treatment apparatus 113 using the boil-off gas as a fuel evaporation gas line 162
  • the boil-off gas moving along the boil-off gas line 162 may be supplied to the boil-off gas treatment device 113 through the supply line 163.
  • a switching valve 164 for bypassing the boil-off gas treatment device 113 may be installed in any one or both of the boil-off gas line 162 and the supply line 163.
  • the switching valve 164 may be composed of a plurality of bidirectional valves as well as a three-way valve as in this embodiment.
  • the boil-off gas treatment apparatus 113 may be, for example, any one or more of a boiler, an incinerator, a power plant or a generator for electricity production, and a fuel engine. A specific use example of the boil-off gas treatment apparatus 113 will be described with reference to FIGS. 5 and 6.
  • the unloading unit 160 may further include a metering unit 165 capable of detecting the amount of unloading or unloading of LNG. Therefore, the amount of LNG unloaded from the LNG tank 120 or the amount of LNG filled in the LNG tank 120 can be easily known from the outside.
  • FIG. 4 is a block diagram showing a floating LNG charging station according to a second embodiment of the present invention.
  • the floating LNG charging station 200 includes a floating structure 210, an LNG tank 220 provided to store LNG in the floating structure 210, and LNG line 230 for discharging LNG from LNG tank 220, LNG pump 240 installed to provide a pumping force for discharging LNG to LNG line 230, and LNG in 230 Compressors 251 and 252 are installed to compress the, and the cargo unit 260 to supply the LNG discharged from the LNG line 230 to the vessel or offshore structure. Since these configurations are substantially the same as the corresponding configurations of the floating LNG filling station 100 according to the first embodiment, description thereof will be omitted.
  • the compressors 251 and 252 are composed of a plurality of compressors or compressors having different compression pressures of LNG, and thus may be selectively used according to the delivery pressure of the LNG.
  • a high pressure compressor 251 for compressing high pressure and a low and medium compressor 252 for compressing the medium or low pressure may be included.
  • the high pressure compressor 251 and the low and medium pressure compressor 252 use LNG as a fuel to supply LNG to a filling target 10 such as a ship for propulsion and power generation or a marine structure having equipment driven by using LNG as fuel.
  • the compression pressure of the LNG may be determined within an appropriate range according to the pressure condition required for the filling, that is, the compression filling condition.
  • the compressors 251 and 252 may not be used when only the delivery pressure of the LNG pump 240 can be supplied.
  • it may be composed of three or more, or a plurality of compressors may be arranged in parallel if necessary.
  • compressors 251 and 252 may be manufactured in a multi-stage structure in which the modular compressors are arranged in series and may be used in the present embodiment.
  • Each of the compressors 251 and 252 may be installed in the LNG line 230 so that LNG may be compressed and supplied in response to a compression charging condition of a charging object, sometimes at low pressure, sometimes at medium pressure or high pressure.
  • FIG. 5 is a block diagram showing a process for processing the boil-off gas generated when supplying LNG from the floating LNG filling station to the charging target
  • Figure 6 is a process for treating the boil-off gas generated when receiving LNG from the LNG supply line to the LNG filling station It is a block diagram showing the process for doing this.
  • the utility 300 may correspond to a compression apparatus, a pump, a lamp, an air conditioning facility, a controller, or various power consumption devices that may be used in a floating LNG charging station, and the like.
  • the boil-off gas generated excessively from the LNG tank 120 may be separated. Via the gas compressor (90) that can be compressed to the required pressure through the boil-off gas treatment line (22a).
  • the boil-off gas treatment line 22a treats the boil-off gas and uses it as fuel and uses it as power generation and power generation, so as to supply power for utilities that require power, and boil-off gas from the LNG tank 120.
  • Received may be configured to supply the boil-off gas to the gas compressor 90 or the power production device (80a).
  • the power generator 80a may be a diesel engine, a double fuel diesel engine, a gas turbine device, a steam boiler, a steam turbine device, or the like.
  • a rear end of the gas compressor 90 may include a storage container ( 91 may be connected to temporarily store the compressed boil-off gas, and may also serve as a buffer for boil-off gas supply.
  • the storage container 91 may have various forms such as a pressure container, a buffer tank.
  • a control valve 92 may be coupled to an extension line connected from the rear end of the storage container 91 to the power production device 80a so as to adjust the evaporation gas supply flow rate of the storage container 91.
  • the boil-off gas via the gas compressor 90 may be temporarily stored in a separate storage container 91 and then sent to the power production device 80a for combustion, or the gas compressor 90 or the storage container 91 may be burned. Without passing through the LNG tank 120 can be sent directly to the power production unit (80a) to be burned.
  • the generator 80b for generating electric power from the power generated by the power generator 80a may be coupled to the output terminal of the power generator 80a.
  • the output terminal of the generator 80b may be electrically coupled to a voltage control device 80c (eg, a switch board) for converting and supplying generated power to utility use power.
  • power may be produced using the generator 80b by the power generated from the power generator 80a, and the generated power may be used for each utility that requires power through the voltage controller 80c. 300 may be supplied.
  • the evaporated gas naturally generated in the LNG cargo hold 120 simply by evaporation from the outside is similarly evaporated.
  • the gas treatment line 22a and associated coupling arrangements can be supplied for fuel. 6 when the LNG tank 120 receives LNG from the LNG supply line 20, similarly, the boil-off gas in the LNG tank 120 passes through the boil-off gas line 162 and the unloading unit 160. This can be returned to the LNG supply line 20, which is the same as the case of transferring the LNG from the LNG tank 120 to the tank 11 of the filling target 10 so that a detailed description thereof will be omitted.
  • the floating objects 110 and 210 are fixed to the floating structures 110 and 210 in a state where the floating structures 110 and 210 are fixed to float at sea by the magnetic mooring device 111. 10)
  • the filling lines 161 and 261 are connected to the tank 11 provided in the ship or offshore structure which require the filling of LNG by the unloading units 160 and 260.
  • the LNG in the LNG tank 110 is transferred to the tank 11 of the charging target 10 through the LNG lines 130 and 230 and the filling lines 161 and 261 by pumping the LNG pumps 140 and 240. Supply.
  • the compressor 150 shown in FIG. 2 may be compressed by filling the LNG to an appropriate pressure, or may be filled in multiple or multiple stages shown in FIGS. 4 and 5 according to the degree of compression or compression filling conditions.
  • the charging may be made by the compressors 251 and 252.
  • the LNG supplied to the LNG tank 120 of the floating structure 110 may be the compressor 150 and the LNG pump 140 through the first and second bypass lines 131 and 132. Can be bypassed.
  • the unloading unit 160 unloads the LNG as described above, the LNG tank of the floating structure 110 to the boil-off gas generated from the tank 11 of the filling object 10 by the boil-off gas line 162. Returning to 120 or the boil-off gas generated from the LNG tank 120 of the floating structure 110 may be returned to the LNG tank 21 of the LNG supply line 20.
  • the boil-off gas line 162 may serve to compensate for mutual pressure between the LNG tank 120 side and the tank 11 of the filling target 10, and the boil-off gas line 162 may be the LNG tank 120. It may also serve to compensate the mutual volume between the side and the tank 11 of the filling object (10).
  • the tank 11 of the filling object 10 to be supplied with LNG from the LNG tank 120 is initially filled with a substantial amount of initial boil-off gas, LNG from the LNG tank 120 is filled with the tank ( When unloading 11), the same amount of LNG as unloading the boil-off gas is properly returned to the LNG tank 120 to allow mutual pressure and volume compensation.

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Abstract

부유식 LNG 충전소는 해상에 부유하여 선박이나 해상 구조물에 LNG를 충전시키는데 사용된다. 부유식 LNG 충전소는, 부유식 구조물과, 상기 부유식 구조물에 LNG가 저장되도록 마련되는 LNG 탱크와, 상기 LNG 탱크로부터 LNG를 상기 선박이나 해상 구조물에 배출시키기 위한 LNG 라인과, 상기 LNG 라인에 LNG의 배출을 위한 펌핑력을 제공하도록 설치되는 LNG 펌프를 포함한다.

Description

부유식 ＬＮＧ 충전소
본 발명은 해상에서 선박이나 해상구조물에 연료로 사용되기 위한 LNG를 충전할 수 있도록 하는 부유식 LNG 충전소에 관한 것이다.
일반적으로, 천연가스는 육상 또는 해상의 가스배관을 통해 가스 상태로 운반되거나, 액화된 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하, 'LNG'라 함)의 상태로 LNG 수송선에 저장되어 원거리의 수요처로 운반된다. 이러한 LNG는 천연가스를 대략 -163도씨의 극저온 상태로 냉각하여 얻어지는 것으로서, 가스 상태의 천연가스일 때보다 그 부피가 대략 1/600로 줄어들게 되므로 해상을 통한 원거리 운반에 매우 적합하다. 이와 같은 LNG 수송선은 LNG를 싣고 바다를 운항하여 육상 수요처에 LNG를 하역하기 위하여 극저온에 견딜 수 있는 LNG 저장탱크를 가진다.
종래의 LNG 운송선의 LNG 저장탱크 구조를 첨부된 도면을 참조하여 설명하면 다음과 같다.
도 1은 종래의 기술에 따른 LNG 수송선을 도시한 단면도이다. 도 1에 도시된 바와 같이, 종래의 LNG 수송선(1)은 내측에 LNG 저장탱크(2)가 마련되는데, 이러한 LNG 저장탱크(2)는 극저온에 견디기 위한 구조 및 재질로 이루어지며, LNG의 공급 및 배출을 위하여 미 도시된 배관설비 및 펌프가 설치된다.
이와 같은 종래의 LNG 수송선(1)은 LNG 저장탱크(2)에 LNG를 저장하여 원하는 육상의 수요처로 운반하게 된다.
한편, 최근에는 전 세계적으로 석유류의 가격 상승과 더불어 LNG를 연료로 하여 추진하는 선박이 점점 증가하고 있는 추세이다. 하지만, 이러한 선박들에 필요한 LNG를 충전할 수 있는 곳이 몇몇 해상과 인접한 항구주변의 육상 충전소에 국한되어 있어, 운항 중에 연료충전이 불가능하다. 그래서, LNG 충전을 위해서는 항구로 이동해야만 하는 시간적인 제약과 공간적인 제약을 받게 된다.
현재, 이러한 제약을 해결하기 위한 선박이나 부유식 구조물이 개발되지 못한 실정이다. 종래의 LNG 수송선(1)의 경우 LNG를 단순히 운반하기 위한 기능만을 가지게 됨으로써 LNG 충전기능을 전혀 기대할 수 없으며, 이로 인해 해상에서 선박에 LNG 충전이 필요한 경우라 하더라도 이를 해결할 수 없는 문제점을 가지고 있었다. 예를 들면, 2004년 10월 19일 허여된 "LIQUID NATURAL GAS TRANSFER STATION" 명칭의 미국 등록 특허 US 6,805,598를 참조할 것.
그러므로, 본 발명은 해상에서 선박이나 해상구조물에 연료로 사용되기 위한 LNG를 충전할 수 있도록 부유식 ＬＮＧ 충전소를 제공한다.
또한, 본 발명은 LNG를 충전대상에 공급하거나, LNG 보급선으로부터 제공받을 시 증발가스를 처리하거나, 처리한 증발가스를 연료로 사용하거나 이를 동력 생산 및 전력생산으로 활용하여 각종 유틸리티에 필요한 전력을 공급하는 부유식 LNG 충전소를 제공한다.
본 발명의 일 측면에 따르면, 해상에 부유하여 선박이나 해상 구조물에 LNG를 충전시키는 충전소로서, 부유식 구조물과, 상기 부유식 구조물에 LNG가 저장되도록 마련되는 LNG 탱크와, 상기 LNG 탱크로부터 LNG를 상기 선박이나 해상 구조물로 배출시키기 위한 LNG 라인과, 상기 LNG 라인에 LNG의 배출을 위한 펌핑력을 제공하도록 설치되는 LNG 펌프를 포함하는 부유식 LNG 충전소가 제공될 수 있다.
또한, 본 실시예는 LNG를 저압, 중압, 고압 중 어느 하나의 압력으로 상기 선박이나 해상구조물의 압축 충전 조건에 대응하게 압축시켜 공급할 수 있도록 상기 LNG 라인에 설치되는 다단의 압축기를 더 포함할 수 있다.
또한, 본 실시예는 LNG 라인으로부터 배출되는 LNG를 상기 선박이나 상기 해상 구조물에 공급되도록 하고 상기 선박이나 해상구조물의 탱크에서 발생되는 증발가스를 리턴처리 할 수 있는 하역유닛을 더 포함할 수 있다.
또한, 본 실시예는 상기 LNG의 공급중에 생성되는 증발가스를 일시 저장 또는 전력생산을 위한 연료로 사용할 수 있는 장비를 더 포함할 수 있다.
또한, 부유식 구조물은 위성항법에 의한 자동 위치조정(DP) 장치 또는 자기 계류(self-mooring) 장치 중 하나 이상의 장치를 가질 수 있다.
또한, 부유식 구조물은 LNG 적하량이나 해상 상태에 따라 동요를 방지하기 위한 수처리 장치를 가질 수 있다.
또한, 하역유닛은 LNG의 하역뿐만 아니라, 상기 LNG 라인을 통해서 상기 LNG 탱크에 LNG가 채워지도록 할 수 있다.
또한, LNG 라인은 상기 압축기를 바이패스 하기 위한 제 1 바이패스라인이 설치될 수 있다.
또한, LNG 라인은 상기 LNG 펌프를 바이패스하여 상기 LNG 탱크에 LNG를 공급하도록 제 2 바이패스라인이 설치될 수 있다.
또한, 하역유닛은 증발가스를 양하역시키기 위한 증발가스라인을 더 포함할 수 있다.
또한, 하역유닛은 부유식 구조물에 위치하여 LNG를 연료로 사용하는 증발가스처리장치와, 상기 증발가스처리장치로 증발가스를 공급하기 위해 상기 증발가스라인으로부터 분기된 공급라인을 더 포함할 수 있다.
또한, 하역유닛은 LNG의 하역 또는 양하역 양을 검지할 수 있는 메터링 유닛을 가질 수 있다.
또한, 장비는 LNG 탱크로부터 과잉 생산되는 증발가스를 공급받는 별도의 증발가스처리라인과, 상기 증발가스처리라인에 결합되어 상기 증발가스를 가압하는 가스압축기와, 상기 가스압축기의 후단에 연결되어 압축된 증발가스를 일시적으로 저장할 수 있는 저장용기와, 상기 저장용기의 후단으로부터 동력생산장치까지 연결된 연장라인에 결합되어 증발가스 공급유량을 조절하는 제어밸브를 포함할 수 있다.
또한, 장비는 상기 동력생산장치로부터 발생된 동력으로 전력을 생산하는 발전기와, 상기 발전기의 출력단과 유틸리티 사이에 결합된 전압제어장치를 더 포함할 수 있다.
본 발명의 실시예는 해상에서 선박이나 해상구조물에 연료로 사용되기 위한 LNG를 충전할 수 있도록 함으로써 LNG를 연료로 사용하는 선박이나 해상구조물의 운영을 원활하도록 하고, 선박이나 해상구조물이 연료인 LNG의 충전을 위하여 항구로 이동할 필요가 없게 됨으로써 이동에 따른 시간적 제약과 정박에 따른 공간적 제약을 최소화할 수 있다.
또한, 본 발명의 실시예는 과잉 발생되는 증발가스를 처리하여 연료로 사용하고 이를 동력생산 및 전력생산으로 활용하여 각종 유틸리티에 필요한 전력을 공급할 수 있는 장점이 있다. 또한, 본 발명의 실시예는 과잉 발생되는 증발가스를 가압하여 압축용기에 일시 저장하여 다시 연료로 사용할 수 있는 장점이 있다.
도 1은 종래의 기술에 따른 LNG 수송선을 도시한 단면도이고,
도 2는 본 발명의 제 1 실시예에 따른 부유식 LNG 충전소를 도시한 구성도이고, 여기서 부유식 LNG 충전소가 충전 대상에 LNG를 충전하는 방식을 도시하고,
도 3은 도 2에 도시된 부유식 LNG 충전소의 변형 실시예를 도시한 구성도이고, 여기서 부유식 LNG 충전소가 LNG 보급선으로부터 LNG를 공급받는 방식을 도시하고,
도 4는 본 발명의 제 2 실시예에 따른 부유식 LNG 충전소를 도시한 구성도이고,
도 5는 부유식 LNG 충전소에서부터 LNG를 충전대상에 공급시 발생되는 증발가스를 처리하기 위한 과정을 도시한 구성도이고,
도 6은 LNG 보급선으로부터 부유식 LNG 충전소에 LNG를 수급시 발생되는 증발가스를 처리하기 위한 과정을 도시한 구성도이다.
이하, 본 발명의 실시예를 첨부된 도면을 참조하여 상세히 설명하기로 한다. 아울러 본 발명을 설명함에 있어서, 관련된 공지 구성 또는 기능에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우에는 그 상세한 설명을 생략한다. 또한, 전체 도면에서 동일 또는 유사한 참조부호는 동일한 구성요소를 지칭하는 것으로 한다.
도 2는 본 발명의 제 1 실시예에 따른 부유식 LNG 충전소를 도시한 구성도이고, 도 3은 도 2에 도시된 부유식 LNG 충전소의 변형 실시예를 도시한 구성도이다. 특히, 도 2는 본 발명의 부유식 LNG 충전소가 충전 대상에 LNG를 충전하는 방식을 도시하고, 도 3은 본 발명의 부유식 LNG 충전소가 LNG 보급선으로부터 LNG를 공급받는 방식을 도시한다.
도 2에 도시된 바와 같이, 제 1 실시예에 따른 부유식 LNG 충전소(100)는 해상에 부유한 상태에서 LNG를 추진이나 발전 등을 위해 연료로 사용하는 선박이나 해상 구조물 등과 같은 충전대상(10)에 LNG를 충전시키는데 사용된다. 부유식 LNG 충전소(100)는 부유식 구조물(110)과, 부유식 구조물(110)에 마련되는 LNG 탱크(120)와, LNG 탱크(120)로부터 LNG를 배출시키기 위한 LNG 라인(130)과, LNG 라인(130)에 각각 설치되는 LNG 펌프(140) 및 압축기(150)와, LNG 라인(130)으로부터 배출되는 LNG를 선박이나 해상 구조물 등과 같은 충전대상(10)에 공급시키는 하역유닛(160)을 포함한다. 또한, 부유식 LNG 충전소(100)는 도 5 및 도 6을 참조하여 설명되는 바와 같이 LNG를 양하역시 발생되는 증발가스를 처리할 수 있는 설비를 더 포함할 수 있다.
부유식 구조물(110)은 폭풍에 따른 해상재난에 대비하기 위해 적정한 용량의 자체 추진시스템을 갖출 수 있다. 이와 달리 부유식 구조물(110)은 예인선의 도움으로 이동하는 바지선의 형태를 가지거나, 예인선을 이용하여 부유식 구조물(110)에 충전대상(10)을 접안시킬 수도 있으며 그 밖의 해상에 부유하기 위한 다양한 구조를 가질 수 있다.
부유식 구조물(110)은 해양에서 선박의 왕래가 잦은 위치나 그 외 필요로 하는 위치에 고정되기 위하여 자기 계류(self-mooring) 장치(111)를 가질 수 있다. 또한, 부유식 구조물(110)은 추진기와 위성장비 또는 위성항법을 통해 자동 위치고정이 가능한 자동 위치조정(DP, Dynamic Positioning) 장치(400, 410)에 의한 정밀하게 위치를 조정하는 계류기능도 가질 수 있다. 즉, 부유식 구조물(110)은 위성항법에 의한 자동 위치조정 장치(400, 410) 또는 자기 계류(111) 장치 중 하나 이상을 가지고 있을 수 있다.
또한, 부유식 구조물(110)은 LNG 적하량이나 해상 상태에 따른 동요를 방지하기 위하여 다수의 밸러스트 탱크와 펌핑장치 등으로 이루어지는 수처리 장치(112)를 가질 수 있으며, 이러한 밸러스트 탱크가 LNG 탱크(120)와 일체식 또는 독립식으로 구성될 수 있다.
LNG 탱크(120)는 부유식 구조물(110) 내측에 LNG가 저장되도록 마련되고, IMO(International Maritime Organization)가 규정하는 멤브레인식 또는 타입 B, 타입 C의 독립 형식의 화물창 형태로 구성될 수 있다. 또한, LNG 탱크(120)는 1배열(1-row) 또는 2배열(2-row) 구조로 구성될 수 있으며, LNG 펌프(140)외에도 LNG의 양역에 필요한 송출 펌프, 스트립 펌프, 내외측의 압력제어용 안전밸브(safety valve), 온도 및 압력 검지장치, 가스검출장치 등이 마련될 수 있다.
LNG 라인(130)은 LNG 탱크(120)로부터 LNG를 배출시키거나, LNG 보급선(20)으로부터 LNG를 보급받기 위한 경로를 제공하도록 설치될 수 있고, LNG의 극저온에 견딜 수 있는 재질이나 구조를 가질 수 있다.
LNG 펌프(140)는 LNG 라인(130)에 LNG의 배출을 위한 펌핑력을 제공하도록 설치되고, 극저온인 LNG를 펌핑하기 위한 극저온 펌프가 사용될 수 있다.
압축기(150)는 LNG 라인(130)에 설치되며, LNG의 충전을 필요로 하는 충전대상(10)의 탱크(11)에 공급되는 LNG를 필요한 압력으로 압축시킬 수 있다.
하역유닛(160)은 LNG 라인(130)으로부터 배출되는 LNG를 충전대상(10)의 탱크(11)로 충전라인(161)을 통하여 공급할 수 있다. 충전라인(161)은 LNG의 하역뿐만 아니라, 도 3에 도시된 바와 같이 LNG 보급선(20)으로부터 LNG를 보급받기 위하여 LNG 라인(130)을 통해서 LNG 탱크(120)에 LNG가 채워지도록 절환가능하며, 이로 인해 양하역이 가능할 수 있다. 이를 위하여, 충전라인(161)은 유연관(flexible hose)을 포함하여 구성될 수 있다.
하역유닛(160)은 충전라인(161)을 LNG의 충전이 필요한 충전대상(10)의 탱크(11)로 이동시키기 위한 로딩 아암(loading arm)과, 중앙관제실(예: CACC, Centralized Administration Control Center)에서 LNG 또는 증발가스(BOG: boil of gas)의 양역 또는 하역과 공급에 관한 전사적 조작을 운용할 수 있도록 집적자동시스템(예: IAS, Integrated Automation System) 등을 포함하여, 신뢰성 있는 유량 제어, 온도 제어, 압력 제어를 수행할 수 있다.
한편, LNG 라인(130)은 LNG 보급선(20)으로부터 LNG를 보급받을 때, 압축기(150)를 바이패스(by pass)하기 위한 제 1 바이패스라인(131)이 설치될 수 있으며, LNG 펌프(140)를 바이패스하여 LNG 탱크(120)에 LNG를 공급하도록 제 2 바이패스라인(132)이 설치될 수 있다. 이 때, LNG 라인(130)과 제 1 및 제 2 바이패스라인(131,132) 중 어느 하나 또는 이들 모두에 하나 이상의 밸브 등을 설치하여 LNG 탱크(120)로 보급되는 LNG가 압축기(150)와 LNG 펌프(140)를 바이패스하도록 할 수 있다.
또한, 하역유닛(160)은 부유식 구조물(110)과 병렬로 나란하게 위치한 충전대상(10) 또는 LNG 보급선(20)에 증발가스를 양하역할 수 있을 뿐만 아니라, 직렬로 위치한 충전대상(10) 또는 LNG 보급선(20)에 증발가스를 양하역 할 수 있도록 구성될 수 있다.
하역유닛(160)은 증발가스의 양하역, 예를 들면 LNG 탱크(120)로부터 발생되는 증발가스를 LNG 보급선(20)으로 하역시키거나, 충전대상(10)의 탱크(11)로부터 발생되는 증발가스를 LNG 탱크(120)로 리턴받기 위한 증발가스라인(162)을 더 포함할 수 있으며, 이러한 증발가스라인(162)은 LNG 탱크(120)에서 충전대상(10)으로 송출시 충전대상(10)의 탱크(11)로부터 발생되는 증발가스를 LNG 탱크(120)로 리턴시킴으로써 증발가스의 발생으로 인해 충전대상(10)의 탱크(11) 내 압력 상승을 보상하는 역할을 할 수 있다.
구체적으로, 증발가스라인(162)은 LNG 탱크(120) 측과 충전대상(10)의 탱크(11)간의 상호 압력을 보상하는 역할을 할 수 있다. 즉, LNG 탱크(120)로부터 LNG를 공급받게 되는 충전대상(10)의 탱크(11)에는 초기 증발가스가 상당부분 차있게 되며, LNG 탱크(120)로부터 LNG가 충전대상(10)의 탱크(11)로 하역될 때, 이러한 증발가스를 적절히 LNG 탱크(120)로 리턴시켜 주는 것이 필요하게 된다.
만일, 충전대상(10)의 탱크(11)로부터 증발가스를 빼내어 주지 못하는 경우, 일정한 부피를 갖는 충전대상(10)의 탱크(11) 내의 압력은 급격히 상승하게 되어 탱크(11)의 안정성뿐만 아니라 LNG 하역에도 문제가 발생하게 된다. 따라서, 증발가스가 증발가스라인(162)을 통해 하역되거나 리턴됨으로써 증발가스로 인한 압력이 보상될 수 있다.
증발가스라인(162)은 LNG 탱크(120) 측과 충전대상(10)의 탱크(11) 간의 상호 부피를 보상하는 역할도 할 수 있다. 즉, LNG 탱크(120)로부터 충전대상(10)의 탱크(11)로 이동되는 LNG와 동일한 부피의 증발가스를 충전대상(10)의 탱크(11)로부터 LNG 탱크(120)로 리턴시켜 줌으로써, LNG 탱크(120)와 충전대상(10)의 탱크(11)간에 부피를 보상하는 역할, 즉 서로 부피를 교환하는 역할을 수행할 수도 있게 된다. 이러한 증발가스라인(162)은 유연관(flexible hose)을 포함하여 구성될 수 있다.
여기서, 이동되는 증발가스는 별도의 연료로도 사용될 수 있는데, 이를 위하여 하역유닛(160)은 증발가스를 연료로 사용하는 증발가스처리장치(113)로 증발가스를 공급하도록 증발가스라인(162)으로부터 분기되는 공급라인(163)을 더 포함한다. 따라서, 증발가스라인(162)을 따라 이동하는 증발가스가 공급라인(163)을 통해서 증발가스처리장치(113)로 공급되도록 할 수 있다. 또한, 증발가스처리장치(113)를 바이패스(by-pass)시키기 위한 전환밸브(164)가 증발가스라인(162)과 공급라인(163)중 어느 하나 또는 이들 모두에 설치될 수 있다. 여기서, 전환밸브(164)는 본 실시 예에서처럼 3방향 밸브는 물론 다수의 양방향 밸브로 이루어질 수 있다.
증발가스처리장치(113)는 예를 들면, 보일러, 소각로, 전기생산을 위한 파워플랜트 또는 발전기, 연료엔진 중 어느 하나 이상이 될 수 있다. 증발가스처리장치(113)의 구체적인 사용예는 도 5와 도 6을 통해 설명될 것이다.
하역유닛(160)은 LNG의 하역 또는 양하역 양을 검지할 수 있는 메터링 유닛(165, metering unit)을 더 포함할 수 있다. 따라서, LNG 탱크(120)로부터 하역되는 LNG 양이나 LNG 탱크(120)에 채워지는 LNG 양을 외부에서 쉽게 알 수 있도록 할 수 있다.
도 4는 본 발명의 제 2 실시예에 따른 부유식 LNG 충전소를 도시한 구성도이다.
도 4에 도시된 바와 같이, 제 2 실시예에 따른 부유식 LNG 충전소(200)는 부유식 구조물(210)과, 부유식 구조물(210)에 LNG가 저장되도록 마련되는 LNG 탱크(220)와, LNG 탱크(220)로부터 LNG를 배출시키기 위한 LNG 라인(230)과, LNG 라인(230)에 LNG의 배출을 위한 펌핑력을 제공하도록 설치되는 LNG 펌프(240)와, LNG 라인(230)에 LNG를 압축시키도록 설치되는 압축기(251, 252)와, LNG 라인(230)으로부터 배출되는 LNG를 선박이나 해상 구조물에 공급되도록 하는 하역유닛(260)을 포함할 수 있다. 이들 구성에 대해서는 제 1 실시예에 따른 부유식 LNG 충전소(100)의 대응하는 구성과 실질적으로 동일하므로 그 설명을 생략하기로 하겠다.
본 실시예에서, 특히 압축기(251, 252)는 LNG의 압축 압력이 서로 다른 다수 개 또는 다단의 압축기로 이루어져서 LNG의 송출 압력에 따라 선택적으로 사용될 수 있으며, 일례로 본 실시예와 같이, LNG를 고압으로 압축하기 위한 고압압축기(251)와 LNG를 중압 또는 저압으로 압축하기 위한 중저압압축기(252)를 포함할 수 있다.
고압압축기(251)와 중저압 압축기(252)는 LNG를 연료로 사용하여 추진, 발전 등을 하는 선박이나 LNG를 연료로 사용하여 구동하는 장비를 보유한 해상구조물과 같은 충전대상(10)에 LNG를 충전시 요구되는 압력 조건, 즉 압축 충전 조건에 따라 적절한 범위 내에서 LNG의 압축 압력이 결정될 수 있는데, 압축기(251, 252)는 LNG 펌프(240)의 송출 압력만으로도 공급 가능할 경우에는 사용되지 않을 수도 있고, 본 실시예와 같이 2단계로 구성되기 위해 2개로 구성될 뿐만 아니라, 필요에 따라 3개 이상으로 구성되거나 다수 개의 압축기들이 병렬로 배치될 수도 있다.
또한, 각 압축기(251, 252)는 모듈형 압축기를 직렬로 배치한 다단 구조로 제작되어 본 실시예에 사용될 수도 있다.
이러한 각 압축기(251, 252)는 때로는 저압으로, 때로는 중압 또는 고압으로 충전대상의 압축 충전 조건에 대응하게 LNG를 압축시켜 공급할 수 있도록 제작되어서 LNG 라인(230)에 설치될 수 있다.
도 5는 부유식 LNG 충전소에서부터 LNG를 충전대상에 공급시 발생되는 증발가스를 처리하기 위한 과정을 도시한 구성도이고, 도 6은 LNG 보급선으로부터 LNG 충전소에 LNG를 수급시 발생되는 증발가스를 처리하기 위한 과정을 도시한 구성도이다.
도 5 및 도 6을 참조하면, 부유식 LNG 충전소와 충전대상 또는 LNG 보급선 간의 LNG 이송 중에 발생되는 모든 증발가스는 부유식 LNG 충전소에서 전력을 필요로 하는 장비의 운용 및 소요 유틸리티(300)의 운전을 위해 필요한 전력을 생산하는데 쓰일 수 있다.
예컨대, 유틸리티(300)는 부유식 LNG 충전소 내에서 사용될 수 있는 압축장치류, 펌프류, 전등, 공기조화설비, 제어기기 또는 각종 전원 소비 장치에 해당될 수 있으므로, 이에 한정되지 않을 수 있다.
도 5에 도시된 바와 같이 충전대상에 LNG를 충전 중일 때, 혹은 도 6에 도시된 바와 같이 LNG 보급선(20)으로부터 LNG를 보급받을 시, LNG 탱크(120)로부터 과잉 생성되는 증발가스는 별도의 증발가스처리라인(22a)을 통해 필요한 압력으로 압축할 수 있는 가스압축기(90)를 경유하게 된다.
여기서, 증발가스처리라인(22a)은 증발가스를 처리하여 연료로 사용하고 이를 동력생산 및 전력생산으로 활용하여, 전력을 필요로 하는 유틸리티에 필요한 전력을 공급하도록, LNG 탱크(120)로부터 증발가스를 공급받아 가스압축기(90) 또는 동력생산장치(80a)에 증발가스를 공급할 수 있도록 구성될 수 있다. 여기서 동력생산장치(80a)는 디젤엔진, 2중연료(Duel fuel) 디젤엔진, 가스터빈 장치, 증기보일러 및 증기터빈 장치 등이 될 수 있다.또한, 가스압축기(90)의 후단에는 저장용기(91)가 연결되어 압축된 증발가스를 일시적으로 저장할 수 있고, 증발가스 공급시의 버퍼로서의 역할도 담당할 수 있도록 되어 있을 수 있다. 여기서, 저장용기(91)는 압력용기, 버퍼탱크 등 다양한 형태를 가질 수 있다.
또한, 저장용기(91)의 후단으로부터 동력생산장치(80a)까지 연결된 연장라인에는 저장용기(91)의 증발가스 공급유량을 조절할 수 있도록 제어밸브(92)가 결합되어 있을 수 있다.
따라서, 가스압축기(90)를 경유한 증발가스는 별도의 저장용기(91)에 일시적으로 저장한 후 동력생산장치(80a)로 보내져 연소될 수 있거나, 가스압축기(90) 또는 저장용기(91)를 경유하지 않고 LNG 탱크(120)로부터 직접 동력생산장치(80a)로 보내져 연소될 수 있다.
여기서, 동력생산장치(80a)로부터 발생된 동력으로 전력을 생산하는 발전기(80b)가 동력생산장치(80a)의 출력단에 결합되어 있을 수 있다. 또한, 발전기(80b)의 출력단에는 발전 전력을 유틸리티 사용 전력으로 변환 공급 및 관리하는 전압제어장치(80c)(예: Switch board)가 전기적으로 결합되어 있을 수 있다.
이에 따라, 동력생산장치(80a)로부터 발생된 동력에 의해 발전기(80b)를 이용하여 전력이 생산될 수 있고, 이렇게 생산된 전력은 전압제어장치(80c)를 통해 전력을 필요로 하는 각각의 유틸리티(300)로 공급될 수 있다.
또한 이와는 별도로 부유식 LNG 충전소와 충전대상(10) 또는 LNG 보급선(20)과의 LNG 이송과는 관계없이, 단순히 외부로부터의 입열에 의해 LNG 화물창(120)에서 자연적으로 발생되는 증발가스도 마찬가지로 증발가스처리라인(22a) 및 관련 결합 구성을 통해 연료용으로 공급처리 될 수 있다. 또한, 도 6을 참조하면, LNG 보급선(20)으로부터 LNG 탱크(120)가 LNG를 공급받는 경우에도 마찬가지로 LNG 탱크(120) 내의 증발가스를 증발가스라인(162)과 하역유닛(160)을 경유하여 LNG 보급선(20)으로 리턴시켜 줄 수 있으며, 이는 LNG 탱크(120)로부터 충전대상(10)의 탱크(11)로 LNG를 이송시키는 경우와 동일하므로 그 구체적인 설명은 생략하도록 한다.
이와 같은 구성을 가지는 본 발명에 따른 부유식 LNG 충전소의 작동을 예로 들어 설명하면 다음과 같다.
도 2 및 도 4에 도시된 바와 같이, 부유식 구조물(110, 210)이 자기 계류 장치(111)에 의해 해상에 부유하도록 고정된 상태에서 부유식 구조물(110, 210)로 접안한 충전대상(10), 예를 들면 LNG의 충전을 필요로 하는 선박이나 해상구조물에 마련된 탱크(11)에 하역유닛(160, 260)에 의해 충전라인(161, 261)을 연결한다. 그 다음, LNG 펌프(140, 240)의 펌핑에 의해 LNG 라인(130, 230) 및 충전라인(161, 261)을 통해서 LNG 탱크(110) 내의 LNG를 충전대상(10)의 탱크(11)로 공급한다.
이 때, 필요에 따라서는 도 2에 도시된 압축기(150)에 의해 LNG를 적절한 압력으로 압축시켜서 충전되도록 할 수 있거나, 압축 정도 또는 압축 충전 조건에 따라 도 4 및 도 5에 도시된 복수 또는 다단의 압축기(251, 252)에 의해 충전이 이루어지도록 할 수 있다.
도 3 및 도 6에 도시된 바와 같이, 부유식 구조물(110)의 LNG 탱크(120)에 LNG를 보급할 필요가 있는 경우, 하역유닛(160)을 이용하여 LNG 보급선(20)의 매니폴드(22)를 통해서 LNG 보급선(20)의 LNG 탱크(21)로부터 LNG를 충전라인(161)과 LNG 라인(130)을 통해서 부유식 구조물(110)의 LNG 탱크(120)로 보급하게 된다.
이때, 도 3에 도시된 바와 같이, 부유식 구조물(110)의 LNG 탱크(120)로 공급되는 LNG는 제 1 및 제 2 바이패스라인(131,132)을 통해서 압축기(150) 및 LNG 펌프(140)를 바이패스할 수 있다.
한편, 하역유닛(160)이 상기한 바와 같이 LNG를 양하역시, 증발가스라인(162)에 의해 충전대상(10)의 탱크(11)로부터 발생하는 증발가스를 부유식 구조물(110)의 LNG 탱크(120)로 리턴시키거나, 부유식 구조물(110)의 LNG 탱크(120)로부터 발생되는 증발가스를 LNG 보급선(20)의 LNG 탱크(21)로 리턴시킬 수 있다.
이를 통하여 증발가스라인(162)은 LNG 탱크(120) 측과 충전대상(10)의 탱크(11)간의 상호 압력을 보상하는 역할을 할 수 있으며, 증발가스라인(162)은 LNG 탱크(120) 측과 충전대상(10)의 탱크(11) 간의 상호 부피를 보상하는 역할도 할 수 있다.
즉, LNG 탱크(120)로부터 LNG를 공급받게 되는 충전대상(10)의 탱크(11)에는 초기 증발가스가 상당부분 차있게 되는데, LNG 탱크(120)로부터 LNG가 충전대상(10)의 탱크(11)로 하역될 때, 하역되는 LNG 량과 동일한 증발가스를 적절히 LNG 탱크(120)로 리턴시켜 주게 되어 상호 압력 및 부피보상이 가능하도록 한다.
이 과정에서 전환밸브(164)의 전환에 의해 증발가스라인(162)의 증발가스를 부유식 구조물의 증발가스처리장치(113)로 공급하여 도 5 또는 도 6에서 설명한 바와 같이 전력생산을 위한 연료로 사용 할 수 있도록 한다.
이상에서와 같이, 본 발명의 상세한 설명에서 구체적인 실시예에 관해 설명하였으나, 본 발명의 기술이 당업자에 의하여 용이하게 변형 실시될 가능성이 자명하며, 이러한 변형된 실시예들은 본 발명의 특허청구범위에 기재된 기술사상에 포함된다 할 것이다.

Claims (14)

  1. 해상에 부유하여 LNG를 필요로 하는 충전 대상에 LNG를 충전시키는 충전소로서,
    부유식 구조물과,
    상기 부유식 구조물에 LNG가 저장되도록 마련되는 LNG 탱크와,
    상기 LNG 탱크로부터 LNG를 상기 충전대상으로 배출시키기 위한 LNG 라인과,
    상기 LNG 라인에 LNG의 배출을 위한 펌핑력을 제공하도록 설치되는 LNG 펌프를 포함하는 부유식 LNG 충전소.
  2. 제1항에 있어서,
    LNG를 저압, 중압, 고압 중 어느 하나의 압력으로 상기 충전대상의 압축 충전 조건에 대응하게 압축시켜 공급할 수 있도록, 상기 LNG 라인에 설치되는 다단의 압축기를 더 포함하는 부유식 LNG 충전소.
  3. 제1항에 있어서,
    상기 LNG 라인으로부터 배출되는 LNG를 상기 충전대상에 공급되도록 이송하고 상기 LNG의 이송 중에 발생되는 증발가스를 리턴처리 할 수 있는 하역유닛을 더 포함하는 부유식 LNG 충전소.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 LNG의 이송 중에 생성되는 증발가스를 일시 저장 또는 전력생산을 위한 연료로 사용할 수 있는 장비를 더 포함하는 부유식 LNG 충전소.
  5. 제 1 항에 있어서,
    상기 부유식 구조물은,
    위성항법에 의한 자동 위치조정(DP) 장치 또는 자기 계류(self-mooring) 장치 중 하나 이상을 가지고 있는 부유식 LNG 충전소.
  6. 제 1 항 또는 제 5 항에 있어서,
    상기 부유식 구조물은,
    LNG 적하량이나 해상 상태에 따라 동요를 방지하기 위한 수처리 장치를 가지는 부유식 LNG 충전소.
  7. 제 3 항에 있어서,
    상기 하역유닛은,
    추가로 상기 LNG 라인을 통해서 상기 LNG 탱크에 LNG가 채워지도록 이송하는 부유식 LNG 충전소.
  8. 제 7 항에 있어서,
    상기 LNG 라인은 상기 압축기를 바이패스하기 위한 제 1 바이패스라인이 설치되는 부유식 LNG 충전소.
  9. 제 7 항 또는 제 8 항에 있어서,
    상기 LNG 라인은 상기 LNG 펌프를 바이패스하여 상기 LNG 탱크에 LNG를 공급하도록 제 2 바이패스라인이 설치되는 부유식 LNG 충전소.
  10. 제 3 항 또는 제 7 항에 있어서,
    상기 하역유닛은 증발가스를 양하역시키기 위한 증발가스라인을 더 포함하는 부유식 LNG 충전소.
  11. 제 10 항에 있어서,
    상기 하역유닛은 상기 부유식 구조물에 위치하여 LNG를 연료로 사용하는 증발가스처리장치와, 상기 증발가스처리장치로 증발가스를 공급하기 위해 상기 증발가스라인으로부터 분기되는 공급라인을 더 포함하는 부유식 LNG 충전소.
  12. 제 3 항 또는 제 7 항에 있어서,
    상기 하역유닛은 LNG의 하역 또는 양하역 양을 검지할 수 있는 메터링 유닛을 가지는 부유식 LNG 충전소.
  13. 제 4 항에 있어서,
    상기 장비는 상기 LNG 탱크로부터 과잉 생산되는 증발가스를 공급받는 별도의 증발가스처리라인과,
    상기 증발가스처리라인에 결합되어 상기 증발가스를 가압하는 가스압축기와,
    상기 가스압축기의 후단에 연결되어 압축된 증발가스를 일시적으로 저장할 수 있는 저장용기와,
    상기 저장용기의 후단으로부터 동력생산장치까지 연결된 연장라인에 결합되어 증발가스 공급유량을 조절하는 제어밸브를 포함하는 부유식 LNG 충전소.
  14. 제 13 항에 있어서,
    상기 장비는 상기 동력생산장치로부터 발생된 동력으로 전력을 생산하는 발전기와,
    상기 발전기의 출력단과 유틸리티 사이에 결합된 전압제어장치를 더 포함하는 부유식 LNG 충전소.
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