[go: up one dir, main page]

KR101296822B1 - 대기를 이용하여 직접 및 간접의 조합에 의한 ｌｎｇ의 재기화 - Google Patents

대기를 이용하여 직접 및 간접의 조합에 의한 ｌｎｇ의 재기화 Download PDF

Info

Publication number
KR101296822B1
KR101296822B1 KR1020087022665A KR20087022665A KR101296822B1 KR 101296822 B1 KR101296822 B1 KR 101296822B1 KR 1020087022665 A KR1020087022665 A KR 1020087022665A KR 20087022665 A KR20087022665 A KR 20087022665A KR 101296822 B1 KR101296822 B1 KR 101296822B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
atmospheric
lng
heater
natural gas
regasification
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Active
Application number
KR1020087022665A
Other languages
English (en)
Other versions
KR20080111456A (ko
Inventor
솔로몬 알라드자 파카
Original Assignee
우드사이드 에너지 리미티드
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 우드사이드 에너지 리미티드 filed Critical 우드사이드 에너지 리미티드
Publication of KR20080111456A publication Critical patent/KR20080111456A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101296822B1 publication Critical patent/KR101296822B1/ko
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • 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
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • 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
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • 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
    • F17C13/00—Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/02—Special adaptations of indicating, measuring, or monitoring equipment
    • F17C13/026—Special adaptations of indicating, measuring, or monitoring equipment having the temperature as the parameter
    • 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
    • F17C5/00—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures
    • F17C5/06—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures for filling with compressed gases
    • 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
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • 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
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/046—Localisation of the removal point in the liquid
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • 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
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
    • 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
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • 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
    • F17C2227/0311—Air heating
    • F17C2227/0313—Air heating by forced circulation, e.g. using a fan
    • 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
    • F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
    • 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
    • F17C2227/033—Heat exchange with the fluid by heating using solar energy
    • 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
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • 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
    • F17C2250/00—Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/06—Controlling or regulating of parameters as output values
    • F17C2250/0605—Parameters
    • F17C2250/0631—Temperature
    • 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
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/03—Dealing with losses
    • F17C2260/031—Dealing with losses due to heat transfer
    • F17C2260/032—Avoiding freezing or defrosting
    • 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
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/04—Reducing risks and environmental impact
    • F17C2260/048—Refurbishing
    • 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
    • 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
    • F17C2270/0118—Offshore
    • F17C2270/0123—Terminals
    • 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
    • F17C2270/0134—Applications for fluid transport or storage placed above the ground
    • F17C2270/0136—Terminals

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)

Abstract

기화를 위한 주열원으로 대기(ambient air)를 이용하는 액화천연가스(LNG)의 재기화 방법 및 장치를 개시한다. LNG와 대기 사이의 직접 열교환을 통하여 천연가스스트림을 형성하기 위하여 대기기화기로 흐르도록 상기 LNG가 유도된다. 천연가스스트림의 온도가 순환하는 매개유체와의 열교환에 의하여 트림히터에서 미리 결정된 배달온도에 맞게 조절된다. 상기 매개유체가 대기와 열교환을 하기 위하여 상기 매개유체가 대기히터를 통하여 흐르도록 상기 매개유체가 유도된다. 상기 대기히터 및 상기 대기기화기 사이의 열전달은 공기가 상기 대기기화기에 도달하기 전에 상기 대기히터 및 상기 대기기화기 상으로 대기의 흐름을 유도하고 공기를 건조하기 위하여 하나 이상의 강제통풍팬들에 의하여 보조된다.

Description

대기를 이용하여 직접 및 간접의 조합에 의한 ＬＮＧ의 재기화 {Combined direct and indirect regasification of LNG using ambient air}
본 발명은 기화를 위한 주열원으로 대기(ambient air)에 의존하는 액화천연가스(LNG)의 재기화 방법 및 장치에 관한 것이다. 대기는 상기 LNG와 직접 열교환하거나, 매개유체의 사용하여 간접적으로 열을 교환한다.
천연가스는 석탄 또는 석유보다 적은 배출물 및 오염물을 생성하므로 가장 청정하게 연소하는 화석연료이다. 천연가스(NG)는 일상적으로 액화천연가스(LNG)로서 액체상태로 일 지점에서 다른 지점으로 수송된다. LNG가 차지하는 부피는 동일한 양의 천연가스가 기체상태에서 차지하는 부피의 약 1/600 만을 차지하므로 에 안되기 때문에 천연가스를 액화하면 보다 경제적으로 수송할 수 있게 된다. 일 지점에서 다른 지점으로의 LNG의 수송은 "LNGC들"로 불리며 극저온 저장능력을 가지는 이중선체 원양 선박들을 이용하여 이루어지는 것이 가장 일반적이다. LNG는 대체로 LNGC 선상의 극저온 저장탱크들에 저장되며, 상기 저장탱크들은 대기압하 또는 대기압보다 약간 높은 압력에서 작동한다. 현존하는 대다수의 LNGC들은 120,000㎥ 내지 150,000㎥의 크기 범위의 LNG 화물저장능력을, 일부 LNGC들은 264,000㎥에 이르는 저장능력을 가진다.
LNG는 최종사용자들의 배달조건들에 맞는 온도 및 압력으로 파이프라인 또는 다른 분배네트워크를 통하여 최종사용자들에게 분배되기 전에 일반적으로 천연가스로 재기화된다. 상기 LNG의 재기화는 정해진 압력에서 LNG의 끓는점 이상으로 LNG의 온도를 상승시킴으로써 달성되는 것이 가장 일반적이다. LNGC는 일반적으로 어느 국가에 위치된 "수출터미널"에서 LNG 화물을 수취하고, 다른 국가에 위치된 "수입터미널"에서 화물을 전달하기 위하여 대양을 항해한다. 수입터미널에 도착하면, 상기 LNGC는 전통적으로 부두 또는 방파제(jetty)에 정박하고, 상기 LNG를 액체로 수입터미널에 위치된 해안의 저장 및 재기화시설로 하역한다. 상기 해안의 재기화시설은 일반적으로 다수개의 히터들 또는 기화기들, 펌프들, 및 압축기들을 포함한다. 이와 같은 해안의 저장 및 재기화시설들은 일반적으로 크고 건조 및 작동에 수반되는 비용들은 상당히 많다.
LNG의 재기화는 일반적으로 다음과 같은 세가지 타입의 기화기들 중 어느 하나를 이용하여 수행된다: 개방 랙(Open rack) 타입, 매개유체 타입 또는 수중연소 타입.
개방 랙 타입 기화기들은 일반적으로 LNG의 기화를 위한 열원으로 해수를 이 용한다. 이러한 기화기들은 히터 외부로의 1회통과 해수유동을 기화를 위한 열원으로 이용한다. 이러한 기화기들은 물의 결빙으로 방해하지 않으며, 작동 및 유지가 용이하나, 건조 비용이 비싸다. 상기 기화기들은 일본에 널리 사용된다. 상기 기화기들의 미국 및 유럽에서의 사용은 제한되며, 여러 가지 이유들 때문에 경제적으로 정당화하기 어렵다. 첫째 현재 허용되는 환경은 해양 생물의 환경적 고려로 인하여 매우 차가운 온도로 바다에 해수를 되돌리는 것을 허용하지 않는다. 또한 미국 남부와 같은 해변의 바다들은 대개 깨끗하지 않고 여과가 필요할 수 있는 많은 부유물질들을 포함하고 있다. 이러한 제한들 때문에 개방 랙 타입 기화기들을 미국에서 사용하는 것은 환경적으로 그리고 경제적으로 알맞지 않다.
물 또는 스팀(steam)으로 직접 가열하여 액화천연가스를 기화하는 대신에, 매개유체 타입의 기화기들은 프로판, 불소화 탄화수소들 또는 낮은 어는점을 가지는 유사 냉각제를 사용한다. 액화천연가스의 기화를 위한 상기 냉각제의 증발 및 응축을 이용하기 위하여 상기 냉각제는 뜨거운 물 또는 스팀으로 먼저 가열된다. 이러한 타입의 기화기들은 개방 랙 타입보다 건조하기 위한 비용이 적으나, 뜨거운 물 또는 스팀의 준비를 위하여 버너와 같은 가열수단이 필요하고, 따라서 연료 연소 때문에 작동하는데 비용이 비싸다.
수중연소 타입의 기화기들은 물에 잠긴 튜브를 포함하며, 상기 튜브는 버너로부터 분사되는 연소가스로 가열되다. 매개유체 타입과 같이, 수중연소 타입의 기화기들은 연료비용을 수반하며, 작동하는데 비용이 비싸다. 수중연소 타입의 증발기들은 중탕을 포함하며, 상기 중탕에는 액화천연가스의 기화를 위한 교환기튜브다발은 물론 가스버너의 굴뚝가스튜브가 설치된다. 상기 가스버너는 물을 가열하고 액화천연가스의 기화를 위한 열을 제공하는 연소굴뚝가스를 상기 중탕으로 배출한다. 상기 액화천연가스는 상기 튜브다발을 통하여 흐른다. 이러한 타입의 증발기들은 신뢰성이 있으며 크기가 작으나, 연료가스의 사용을 수반하며 따라서 작동하기에 비싸다.
특정한 하류 작동을 위하여 극저온 액체를 기체형태로 기화시키는 "대기" 또는 "공기" 기화기들을 사용하는 것이 알려져 있다.
예를 들면, 1983년 8월 23일자로 보글러 주니어(Vogler, Jr.) 등의 이름으로 등록된 미국특허 US4,399,660는 연속적으로 극저온 액체의 기화에 적합한 대기 기화기 개시하고 있다. 이 장치는 대기에서 흡수한 열을 사용한다. 실질적으로 수직인 적어도 세 개의 통로들이 함께 설치된다. 각 통로는 실질적으로 일정한 간격을 가지는 다수개의 핀(fin)들을 주변에 가지는 중앙 튜브를 포함한다.
1993년 10월 12일자로 엘.제트. 위더(L.Z. Widder)의 이름으로 등록된 미국특허 US5,251,452는 극저온 액체용 대기기화기 및 히터를 개시하고 있다. 이 장치는 수직으로 장착되고 평행하게 연결되는 다수개의 열교환 튜브들을 사용한다. 각 튜브는 다수개의 외부 핀(fin)들 및 대칭적으로 배치되고 중앙 개구부와 유체교환을 하는 다수개의 내부 주변 통로들을 가진다. 기체상의 극저온 유체와 대기와의 열교환 속도를 증가시키기 위하여 속이 찬 바(bar)가 미리 결정된 각 튜브의 길이만큼 상기 중앙개구부 내로 연장된다. 상기 유체는 상기 튜브들의 바닥에서 그 끓는 점으로부터 그 꼭대기에서 생산 및 다른 작동에 적합한 온도로 상승된다.
2003년 9월 23일자로 아이어만(Eyermann)의 이름으로 등록된 미국특허 US6,622,492는 순환수(circulating water)를 가열하기 위하여 대기로부터 열의 추출을 포함하는 액화천연가스를 기화하기 위한 장치 및 공정을 개시한다. 상기 열교환 공정은 액화천연가스의 기화를 위한 히터, 순환수 시스템, 및 상기 순환수를 가열하기 위하여 대기로부터 열을 추출하는 워터타워(water tower)를 포함한다.
2003년 11월 11일자로 아이어만(Eyermann)의 이름으로 등록된 미국특허 US6,644,041는 물의 온도를 상승시키기 위하여 워터타워에 물을 통과시키는 단계와, 제1히터를 통하여 온도가 상승된 물을 펌핑하는 단계와, 상기 온도가 상승된 물로부터 순환유체로 열을 전달하기 위하여 상기 제1히터를 통하여 상기 순환유체를 통과시키는 단계와, 액화천연가스를 제2히터로 통과시키는 단계와, 상기 순환유체로부터 상기 액화천연가스로 열을 전달하기 위하여 상기 제1히터로부터 상기 제2히터로 가열된 상기 순환유체를 펌핑하는 단계와, 상기 제2히터로부터 기화된 천연가스를 배출하는 단계를 포함하는 액화천연가스의 기화공정을 개시한다.
대기기화기의 외측표면에 얼음과 서리가 형성되어 지속적인 사용기간 후에 유닛을 비효율적으로 하기 때문에 대기기화기들은 연속 서비스에는 일반적으로 사용되지 않는다. 외부 핀(fin)들 상의 얼음축적속도는 주변 온도와 상기 튜브 내의 극저온 액체의 온도 사이의 온도차이에 일부 의존한다. 거의 발생되지 않지만 출구에 가까운 튜브들에도 얼음이 축적될 수는 있지만 주변온도가 영하부근 또는 그 이하인 경우가 아니면 전형적으로 상기 얼음들의 가장 큰 부분은 입구에 가장 가까운 튜브들에 형성되는 경향이 있다. 따라서 대기기화기가 그 튜브들 상에 얼음이 불균일하게 분포되고 그 결과 유닛의 무게중심을 바꾸어 튜브들 사이에서 차별적인 열적 구배를 초래하는 것은 이상하지 않다.
상기와 같은 종래기술의 발전에도 불구하고, 대기를 주 열원으로 이용하는 LNG의 재기화를 위한 향상된 장치 및 방법들이 본 기술분야에서 여전히 필요하다.
본 발명의 제1측면에 따르면, 다음과 같은 단계들을 포함하는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정을 제공한다.
(a) LNG와 대기 사이의 직접 열교환을 통하여 천연가스스트림을 형성하기 위하여 대기기화기로 흐르도록 상기 LNG를 유도하는 단계;
(b) 순환하는 매개유체와의 열교환에 의하여 트림히터에서 미리 결정된 배달온도로 천연가스스트림의 온도를 조절하는 단계;
(c) 상기 매개유체가 대기와 열교환을 하기 위하여 상기 매개유체가 대기히터를 통하여 흐르도록 상기 매개유체를 유도하는 단계; 및
(d) 상기 대기히터 및 상기 대기기화기 상으로 대기의 흐름을 유도하기 위하여 하나 이상의 강제통풍팬들을 사용하여 열전달을 보조하는 단계로서, 공기가 상기 대기기화기에 도달하기 전에 공기를 냉각하고 건조하기 위하여 공기가 상기 대기히터를 가로질러 흐르게 유도되도록 상기 대기히터가 상기 대기기화기보다 상기 강제통풍팬에 더 가까이 배치되는 단계.
일 실시예에 따르면, 상기 하나 이상의 강제통풍팬은 상기 대기히터 위에 설치되며 상기 강제통풍팬은 상기 대기기화기 위에 설치되며 상기 공기는 상기 대기기화기에 도착하기 전에 상기 대기히터를 아래쪽으로 가로질러 흐르도록 유도된다. 상기 재기화시설의 전체 크기를 줄이기 위하여, 상기 대기히터 및 상기 대기기화기는 단일시스템으로 배치되고 공통의 강제통풍팬을 공유할 수 있다.
상기 대기히터 상에 결빙되는 것을 방지하기 위하여, 상기 매개유체의 온도는 0℃ 이상으로 유지되고 상기 대기히터는 수평튜브다발을 포함할 수 있다. 일 실시예에 따르면, 상기 대기히터는 수평튜브다발을 포함하고, 상기 대기기화기는 수직튜브다발을 포함한다. 상기 매개유체의 온도는 보조열원을 사용하여 0℃ 이상으로 유지될 수 있다. 상기 보조열원은 배기가스히터; 전기 물 또는 유체 가열기; 선박의 추진유닛; 디젤엔진; 또는 가스터빈 추진플랜트; 또는 파워생산플랜트로부터의 배기가스스트림으로 구성되는 그룹에서 선택될 수 있다.
일 실시예에 따르면, 상기 공정은 매개유체기화기를 통하여 흘러 LNG가 순환하는 상기 매개유체의 일부와 열교환을 하도록 LNG의 바이패스스트림을 유도하는 단계를 추가로 포함한다.
상기 매개유체는 글리콜, 글리콜-물 혼합물, 메탄올, 프로판올, 프로판, 부탄, 암모니아, 포르산염, 담수(fresh water) 또는 조절된 물(tempered water)로 구성되는 리스트에서 선택될 수 있다.
본 발명의 제2측면에 따르면,
LNG를 천연가스로 재기화하기 위한 대기기화기;
순환하는 매개유체와의 열교환에 의하여 상기 천연가스의 온도를 상승시키기 위한 트림히터;
상기 매개유체를 가열하기 위한 대기히터;
상기 트림히터와 상기 대기히터 사이에서 상기 매개유체를 순환시키기 위한 순환펌프; 및
상기 대기히터 및 상기 대기기화기 상으로 대기의 흐름을 유도하기 위한 하나 이상의 강제통풍팬들을 포함하며,
공기가 상기 대기기화기에 도달하기 전에 공기를 냉각하고 건조하기 위하여 상기 대기히터를 가로질러 공기가 흐르게 유도되도록 상기 대기히터가 상기 대기기화기보다 상기 강제통풍팬에 더 가까이 배치되는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화를 위한 재기화시설을 제공한다.
일 실시예에 따르면, 공기가 상기 대기기화기에 도달하기 전에 상기 대기히터를 아래쪽으로 가로질러 흐르게 유도되도록 상기 대기히터는 상기 강제통풍팬에 더 가까이 설치된다. 상기 대기히터는 수평튜브다발을 포함하고, 상기 대기기화기는 수직튜브다발을 포함할 수 있다.
유익하게는 상기 대기히터의 결빙은 상기 대기히터에 공급되는 상기 매개유체의 온도를 보조열원을 사용하여 0℃ 보다 큰 온도로 조절하기 위한 제어장치를 사용함으로써 회피될 수 있으며, 상기 대기히터는 수평튜브다발을 포함한다. 상기 보조열원은 배기가스히터; 전기 물 또는 유체 가열기; 선박의 추진유닛; 가열로(fired heater); 디젤엔진; 또는 가스터빈 추진플랜트; 또는 파워생산플랜트로부터의 배기가스스트림으로 구성되는 리스트에서 선택될 수 있다.
상기 재기화시설은 LNG 운반선의 선상에 설치될 때, 상기 보조열원은 상기 LNG 운반선의 엔진들로부터 회수된 열이 될 수 있다.
일 실시예에 따르면, 상기 장치는 LNG가 순환하는 매개유체의 일부와 열교환을 하도록 LNG의 바이패스스트림을 기화시키기 위한 매개유체기화기를 추가로 포함한다.
본 발명에 대한 보다 자세히 이해를 도모하기 위하여 본 발명의 여러 실시예들을 예로서만 다음과 같은 첨부된 도면을 참조하여 자세히 설명한다.
도 1은 재기화시설의 제1실시예를 보여주는 공정도이다;
도 2는 재기화시설의 제2실시예를 보여주는 공정도이다; 및
도 3은 매우 추운 날씨 조건 하의 사용을 위한 도 1의 다른 실시예를 보여주는 공정도이다.
대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정 및 장치들의 특정 실시예들을 설명한다. 본 발명은 육상의 재기화시설에의 사용 또는 고정된 플랫폼 또는 바지, 또는 선상 재기화시설이 구비된 LNG 운반선에서 해안용으로의 사용에 적용될 수 있다. 여기서 사용된 용어는 특정 실시예들만을 설명하기 위한 목적이며 본 발명의 범위의 한정을 의도한 것은 아니다. 다르게 정의되지 않는다면, 여기서 사용되는 모든 기술적 과학적 용어들은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 의하여 상식적으로 이해되는 것과 동일한 의미를 가진다. 도면들에서는 유사한 참조번호들은 유사한 구성들을 지시한 것으로 이해되어야 한다.
용어 "기화기"는 액체에서 기체로 변환하는데 사용되는 장치를 말한다.
용어 "건조"는 존재하는 수분량의 감소를 말한다. 본 명세서의 문맥을 보면, 건조되는 공기가 언급될 때 이것이 수분함량(moisture content)이 0으로 감소된 것으로 간주되어서는 안되며, 오히려 공기 내에 건조 전보다 수분이 적어진 것만으로 간주되어야 한다.
이하 본 발명의 시스템의 제1실시예를 도 1을 참조하여 설명한다. 제1실시예에 따르면 재기화시설(10)은 하나 이상의 극저온 저장탱크(12) 내에 저장된 LNG의 재기화를 위하여 대기를 주열원으로 이용하여 재기화하는데 사용된다. 상기 재기화시설(10)을 사용하여 생산된 상기 천연가스는 가스분배시설(미도시)로의 천연가스의 배달를 위하여 파이프라인(14)으로 전달된다. 상기 재기화시설(10)은 LNG를 천연가스로 재기화하기 위한 적어도 하나의 대기기화기(18)와 미리 결정된 배달온도로 상승시키기 위하여 사용되는 순환하는 매개유체를 가열하기 위한 적어도 하나의 대기히터(20)를 포함한다.
대기는 그렇게 생산된 천연가스의 온도를 배달조건들에 부합되도록 상승시키 는 수단은 물론 천연가스로 형성하기 위하여 LNG의 기화를 위한 주열원으로 사용된다. 대기는 아산화질소(nitrous oxide), 이산화황(sulphur dioxide), 이산화탄소(carbon dioxide), 휘발성 유기화합물 및 미립물질들의 방출을 최소로 유지하기 위하여 (연료가스의 연소로부터 발생되는 열 대신에) LNG의 재기화를 위한 주열원으로 사용된다.
상기 대기기화기(18)에는, 대기 및 LNG 사이의 온도편차에 의하여 열이 대기로부터 LNG로 전달된다. 그 결과, 대기는 냉각되고, 공기 중의 수분은 응축되고, 응축에 의한 잠열은 공기로부터 지각가능한 열에 더하여 기화를 위한 추가열원을 제공한다. 상기 대기기화기(18)의 외부 표면에 형성되는 응축수는 중력에 의하여 상기 대기기화기(18)의 하반부로 흐르고 그곳에서 기화기(18)의 외부 표면에 동결되어 결빙된다. 상기 대기기화기(18)의 외부표면 상의 결빙 크기는 다수의 팩터들에 의하여 좌우되며, 상기 대기기화기(18)의 외부표면의 대략 하반부에서 전체 높이까지 변화될 수 있다. 따라서 대기기화기(18)는 얼음이 그 외부표면 상에 형성되는 것이 허용될 때 발생되는 힘들을 견딜 수 있는 것이 바람직하며, 이러한 점에서 수직튜브다발이 수평튜브다발의 사용보다 선호된다. 상기 대기기화기(18)의 외부표면 상에 결빙이 시작되면, 효율은 떨어질 것이며 기화기(18)를 빠져나가는 천연가스의 온도도 마찬가지일 것이다.
발생되는 결빙속도 및 결빙도는 한정되는 것은 아니지만 대기의 온도 및 상 대습도, 대기기화기(18)을 통과하는 LNG의 유속, 및 대기기화기(18)을 구성하는 물질들을 포함하는 관련팩터들에 좌우된다. 대기의 온도 및 상대습도는 재기화가 수행되는 지역에서의 계절 또는 기후형태에 따라서 변화될 수 있다.
본 발명의 공정 및 장치를 사용하여, 대기와 LNG 사이의 및/또는 대기와 순환하는 매개유체 사이의 열교환은 하나 이상의 강제통풍팬(16)의 사용에 의하여 보조될 수 있다. 상기 대기히터(20)는 항상 대기기화기(18)보다 더 높은 설계온도에서 작동한다. 이러한 이점을 가지기 위하여, 상기 대기히터(20)는 상기 통풍팬(46)에 보다 가까이 위치되어, 공기가 대기기화기(18)에 도달하기 전에 대기히터(20)을 통하여 흐르도록 유도된다.
특히 바람직한 배치의 하나에서, 상기 대기히터(20)는 상기 강제통풍팬(46)에 더 가까이 상기 대기기화기(18)의 위에 설치되고, 상기 강제통풍팬(46)은 상기 대기히터 위에 설치되며, 공기가 상기 대기기화기(18)에 도달하기 전에 상기 대기히터(20)를 아래쪽으로 가로질러 흐르게 유도된다. 상기 대기히터(20) 및 상기 대기기화기(18)는 2개의 별도장치의 형태를 취하거나, 공간을 절약하기 위하여 단일의 장치의 2개의 구성으로 통합될 수 있는 것으로 이해되어야 한다. 상기 대기기화기(18) 및 상기 대기히터(20)를 통합하여 단일 시스템으로 배치하고 공통의 강제통풍팬(46)을 공유하는 것은 많은 이점들이 있다. 이점들 중의 하나로는 일반적인 재기화시설들에 비교하여 요구되는 재기화 수용량을 이루는데 필요한 상기 대기히 터(20)의 개수의 감소이다. 이는 재기화시설(10)의 전체 설치공간 크기의 감소를 가능하게 하여 LNG 운반선 상에 사용되는데 특히 적합하게 한다.
이리하여 대기가 상기 대기히터(20)를 통하여 흐르는 매개유체와 열을 교환하면서, 매개유체의 온도는 증가하고 대기는 대기기화기(18)에 도달하기 전에 냉각된다. LNG의 온도가 순환하는 매개유체의 온도보다 훨씬 낮기 때문에 대기기화기(18)에 도달하기 전에 대기의 온도감소가 완화될 수 있다. 다른 주요한 이점은 대기가 상기 대기기화기(18)에 도달하기 전에 대기가 상기 대기히터(20)를 흐르면서 대기히터(20)와 열을 교환하여 대기로부터 물이 응축된다는 것이다. 이러한 방식으로 대기를 건조하는 것은 그렇지 않으면 대기기화기(18)의 외부표면에 발생될 결빙도를 감소시켜, 제빙을 위한 정지시간이 적게 필요하므로 대기기화기(18)가 보다 큰 효율로 작동하고 더 큰 유용성을 가지도록 한다.
도 1 내지 도 3에 도시된 실시예들에서는 대기히터(20)의 결빙을 피하기 위하여 대기히터(20)를 통하여 흐르도록 유도되는 매개유체의 온도를 항상 0℃ 이상으로 유지함으로써 대기히터(20)의 결빙이 회피된다. 이렇게 되면 대기기화기(18)가 결빙조건하에서 작동할 수 있는 수직튜브다발을 포함할 때 대기히터(20)는 수평튜브다발(일반적인 수평 핀(fin) 팬히터에 사용되는 타입의)을 포함한다.
이하 상기 대기기화기(18)의 작동에 관하여 자세히 설명한다. 극저온 방출 펌프(send-out pump; 22)를 사용하여 극저온 저장탱크(12)로부터 대기기화기(18)로 LNG를 전달하는데 고압 펌핑시스템(16)이 사용된다. 상기 LNG는 상기 대기기화기(18)의 튜브측 입구(24)로 전달된다. 상기 대기기화기(18)에서는, LNG를 천연가스로 기화시키기 위하여 대기가 LNG와 직접 열을 교환한다. 상기 튜브들 내에서 LNG가 기화되면, 상기 대기기화기(18)의 튜브측 출구(26)에서 천연가스로 배출된다.
열교환을 위한 충분한 표면적을 제공하기 위하여, 대기기화기(18)는 예를 들면 직렬, 병렬 또는 층(in banks)을 이루는 등 다양한 형태로 배치된 다수개의 기화기들 중에 하나일 수 있다. 상기 대기기화기(18)는 기술분야에 통상의 지식을 가진 자들에게 일반적으로 알려진 열교환기로서, 결빙이 발생할 때 가해지는 하중을 견딜 수 있고 재기화될 LNG의 양에 필요한 온도, 용적 및 열 흡수 요건들을 충족하면 어떠한 열교환기도 가능하다. 이러한 점에서, 수직으로 배치된 튜브다발을 포함하는 열교환기가 수평으로 배치된 튜브다발을 포함하는 열교환기보다 선호된다.
일반적인 대기온도에 따르거나 대기기화기(18)들의 숫자를 줄일 필요가 있는 경우, 기화기(18)의 튜브측 출구(26)로 나오는 천연가스의 온도는 LNG의 기화온도보다 낮게 될 수 있다. 기화기(18)의 튜브측 출구(26)로 나오는 천연가스의 온도는 -40℃보다 낮거나 대기온도가 충분이 높은 경우 미리 정해진 배달온도보다 높을 수 있다. 기화기(18)의 튜브측 출구(26)로 나오는 천연가스가 아직 미리 정해진 배달온도가 아닌 경우, 순환하는 매개열교환유체와 열교환하기 위하여 배치된 트림히터(28)가 배달요건들을 충족하도록 천연가스의 온도를 상승시키는데 사용된다. 미리 결정된 배달온도는 대개 0℃ 내지 10℃ 정도이나, 파이프라인 배달요건들에 따라서 더 높을 수 있다. 기화기(18)의 튜브측 출구(26)로 나오는 천연가스의 온도가 미리 결정된 배달온도보다 높은 경우, 대기에 의하여 LNG로 열이 전달되는 속도를 감소시키키고 파워소비를 최소화하기 위하여 상기 강제통풍팬(46)들의 일부 또는 모두가 중지될 수 있다.
이하 상기 트림히터(28)의 작동에 관하여 설명한다. 기화기(18)의 튜브측 출구(26)로 나오는 천연가스는 상기 트림히터(28)의 튜브측 입구(30)을 통하여 흐르도록 유도된다. 데워진 매개유체는 미리 결정된 배달온도로 천연가스를 가열하기 위하여 트림히터(28)의 외피측 입구(32)를 통하여 흐르도록 유도된다. 상기 데워진 천연가스는 파이프라인(14)으로의 배달을 위하여 튜브측 출구(34)를 통하여 트림히터(28)에서 배출된다. 천연가스와 열을 교환하는 과정에서, 상기 매개유체는 상기 트림히터(28)의 외피측 출구(36)에서 배출되기 전에 냉각된다.
상기 트림히터(28)의 외피측 출구(36)에서 나오는 차가운 상기 매개유체는 순환펌프(40)를 사용하여 서지탱크(surge tank; 38)를 경유하여 상기 대기히터(20)로 유도된다. 차가운 상기 매개유체는 매개유체를 데우기 위하여 상기 대기히 터(20)의 외부표면에서의 대기의 작용과 함께 상기 대기히터(20)의 튜브측 입구(42)로 흐르도록 유도된다. 대기와 상기 대기히터(20)의 튜브측 입구(42)로 유입되는 차가운 상기 매개유체의 온도 사이의 온도편차의 함수에 따라서 대기로부터 상기 매개유체로 열이 전달된다. 대기와 매개유체 사이의 열전달은 상기 대기히터(20)로 향하는 공기흐름을 유도하기 위하여 배치된 하나 이상의 강제통풍팬(46)를 통하여 보조된다.
따뜻한 매개유체는 튜브측 출구(44)를 통하여 상기 대기히터(20)로부터 배출되고 상술한 트림히터의 튜브들을 관통하여 지나는 천연가스의 온도를 상승시키기 위하여 이 따뜻한 매개유체는 상기 트림히터(28)의 외피측 입구(32)로 재순환된다.
상기 대기온도가 미리 결정된 설계 평균 대기온도보다 떨어지면, 상기 대기기화기(18)에서 배출되는 상기 천연가스의 온도 및 상기 트림히터(28)에서 배출되는 순환하는 상기 매개유체의 온도가 떨어질 것이다. 대기히터(20)의 결빙을 회피하기 위하여 상기 대기히터(20)의 튜브측 입구(42)로 흐르게 유도되는 상기 매개유체가 항상 적어도 0℃의 온도로 유지되는 것을 확보하고자 온도센서(50) 및 제어밸브(52)의 형태를 가지는 제어장치(48)가 사용된다.
상기 온도센서(50)는 상기 서지탱크(38) 내에서 순환하는 상기 매개유체의 온도를 측정한다. 상기 서지탱크(38) 내의 상기 매개유체의 온도가 0℃ 이거나 그 이하인 경우, 상기 제어장치(48)는 상기 매개유체가 상기 대기히터(20)를 관통하여 지나는 것을 허용하는 대신에 매개유체의 바이패스스트림(54)이 상기 보조열원(56)을 통하여 흐르도록 유도하는 상기 제어밸브(52)에 대한 신호를 생성한다. 이는 상기 대기히터(20)를 결빙으로부터 보호하기 위하여 수행된다. 상기 보조열원(56)은 상기 매개유체가 상기 트림히터(28)의 외피측 입구(32)에 유입되기 전에 상기 순환하는 매개유체의 온도를 요구되는 귀환온도로 상승시키기 위하여 똑같이 사용될 수 있다. 상기 대기온도가 충분히 높을 때 (예를 들면 여름개월들 동안) 상기 순환하는 매개유체의 온도를 항상 0℃ 이상으로 유지하기 위하여 대기가 충분한 열을 공급할 수 있을 때 상기 보조열원(56)은 정지될 수 있다.
오랜 기간 동안 대기온도가 0℃ 이하인 매우 추운 기후인 때에는 유사한 구성들에 대하여 유사한 도면부호가 부여된 도 3에 도시된 실시예가 사용된다. 이 실시예는 도 1에 도시된 실시예와 유사하며, 상기 트림히터(28)의 외피측 입구(32)로 귀환하기 전에 상기 매개유체의 온도를 상승시키기 위하여 상기 서지탱크(38)로부터 매개유체의 바이패스스트림(70)이 보조열교환기(72)의 형태의 보조열원(56)을 통하여 흐르도록 유도된다는 점에서 주요한 차이가 있다. 상기 바이패스스트림(70)은 가열로(fired heater; 74)에 의하여 가열되는 보조매개열교환유체(담수(fresh water), 조절된 물(tempered water), 글리콜 또는 그 혼합물과 같은)와 열교환이 이루어지는 상기 보조열교환기(72)의 튜브들을 통하여 지나도록 유도된다. 이러한 조건들하에서는 상기 대기히터(20)는 상기 대기온도가 0℃ 이상으로 증가할 때까지는 제 기능을 다하지 않는다.
유사한 구성들에 대하여 유사한 도면부호가 부여된 도 2의 실시예에서는 LNG 화물은 도 1에 도시된 실시예에 관하여 설명된 방식으로 상기 대기기화기(18)를 통하여 흐르도록 유도된다. 이 실시예와 도 1에 도시된 실시예와의 주요한 차이는 LNG의 바이패스스트림(58)과 상기 대기히터(20)에 의하여 데워진 순환하는 상기 매개유체의 일부(62)와 열교환이 이루어지도록 배치된 매개유체기화기(60)를 통하게 LNG의 바이패스스트림(58)을 유도하도록 상기 제어장치(48)가 배치된 데 있다.
이러한 배치의 이점은 대기기화기(18)의 부하를 감소시키고 보다 효율적인 에너지 집중을 준비할 수 있는 데 있다. 이 실시예에서의 상기 제어장치(48)는 상기 대기기화기(18)에서 배출되는 천연가스의 온도에 반응한다. 만일 이 온도가 미리 결정된 배달온도보다 낮으면 상기 제어장치(48)는 상기 대기기화기(18)로 보내지는 상기 LNG의 유속을 감소시키는데 사용되고 대신에 그 일부를 상기 매개유체기화기(60)로 향하도록 바이패스스트림(58)으로 유도한다. 상기 매개유체기화기(60)를 통하여 흐르도록 바이패스스트림(58)으로 유도되는 LNG의 상대 백분율은 상기 대기온도의 함수로 된다.
본 발명에 따른 공정 및 장치에 사용되는데 적당한 매개유체는 글리콜(에틸렌 글리콜, 디에틸렌 글리콜(diethylene glycol), 트라이에틸렌 글리콜 (triethylene glycol), 또는 그 혼합물과 같은), 글리콜-물 혼합물물들, 메탄올, 프로판올, 프로판, 부탄, 암모니아, 포르산염, 조절된 물(tempered water) 또는 담수(fresh water) 또는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 일반적으로 알려진 것으로 적당한 열용량, 어느점 및 끊는점을 가지는 다른 기타 유체로 구성되는 그룹에서 선택된다. 매개유체로서 글리콜보다 환경적으로 보다 무난한 물질을 사용하는 것이 바람직하다. 이러한 점에서, 물에 함유된 칼슘 포르산염 또는 나트륨 포르산염과 같은 알칼리금속 포르산염을 포함하는 용액 또는 암모늄 포르산염 수용액을 포함하는 매개유체를 사용하는 것이 바람직하다. 대체로서 또는 추가로 칼슘 아세트산염 또는 암모늄 아세트산염과 같은 알칼리금속 아세트산염이 사용될 수 있다. 상기 용액들은 조합에 의하여 동결저항을 향상, 즉 칼슘 포르산염 용액 만인 경우 이상으로 어는점을 낮추기 위하여 의도된 다량의 할로겐화 알칼리 금속을 포함할 수 있다.
적당한 보조열원들은 엔진냉각; 파워생산시설들로부터 회수된 폐열 및/또는 파워생산시설들부터의 초과파워에 의한 전기가열; 배기가스히터; 전기 물 또는 유체 가열기; 가열로(fired heater); 선박의 추진유닛(재기화시설이 LNGC의 선상에 있을 때); 디젤엔진; 또는 가스터빈 추진플랜트로 구성되는 그룹에서 선택된다.
적절한 극저온 방출펌프들의 실시예들은 원심펌프, 용적식펌프(positive displacement pump), 스크류펌프, 속도수두펌프(velocity-head pump), 로터리펌프, 기어펌프, 플런저펌프, 피스톤펌프, 베인펌프(vane pump), 레이디얼플런저펌프(radial plunger pump), 사판펌프(swash-plate pump), 스무드플로펌프(smooth flow pump), 맥동류펌프(pulsating flow pump), 또는 기타 기화기들의 토출수두(discharge head) 및 유속 요건들에 만족하는 펌프들을 포함한다. 상기 펌프의 용량은 설치된 기화기들의 형태 및 수량, 기화기들의 표면적 및 효율 및 요구되는 잉여도를 기준으로 선택된다.
이상 본 발명의 여러가지 실시예들을 자세히 설명하였으며, 주요한 발명개념으로부터 벗어나지 않고 여러가지 변화 및 변경이 이루어질 수 있음은 관련기술에 통상의 지식을 가진 자에게 명백할 것이다. 예를 들면, 설명의 목적으로 도 1 및 도 2에 하나만의 기화기(18) 및 하나만의 대기히터(20)가 도시되었으나, 재기화시설은 각 기화기의 용량 및 기화될 LNG의 양에 따라 병렬 또는 직렬로 배치된 어떠한 수의 기화기들 및 히터들을 포함할 수 있는 것으로 이해되어야 한다. LNG 운반선 상에서 재기화가 수행될 때, 기화기들, 히터들 및 팬들(사용되는 경우)은 재기화시 해안에 계류 중일 때 가해지는 부하는 물론, 이동에 의하여 수반되는 하중들 및 경우에 따라서는 녹조하중들을 포함하는 해상에서 선박이 이동 중인 선박의 갑판에 배치되는 것에 의하여 수반되는 구조적 부하들을 견딜 수 있도록 설계된다. 상기 대기히터(20)가 상술한 수직배치 대신에 측면 대 측면 배치로 상기 대기기화기(18) 사이에 위치되도록 상기 강제통풍팬(46)은 상기 대기히터(20)의 일측에 위치될 수 있다. 모든 변경 및 변화는 본 발명의 범위에 속하는 것으로 간주되며, 그 범위는 상기 설명 및 첨부된 청구범위에 따라서 결정되어야 한다.
본 명세서에 인용된 모든 특허들은 참조에 의하여 통합된다. 비록 많은 종래기술문헌들이 참조되었지만 이러한 참조가 이러한 문서들 어떠한 것도 호주 또는 다른 어떠한 국가에서 기술분야에서 공유의 일반지식의 일부를 형성하는 것으로 인정하는 것은 아님이 명백히 이해되어야 할 것이다. "발명의 상세한 설명", "실시예" 및 다음의 "특허청구범위"에서, 속성언어(express language) 또는 필요한 암시(necessary implication)로 인하여 문맥이 다르게 되는 경우를 제외하고는, 단어, "들이 포함하다" 또는 "포함하다" 또는 "포함하는"와 같은 변형들은 내포되는 의미, 즉 본 발명의 여러가지 실시예들에서의 추가적 특징들의 존재 또는 추가를 제외하지 않고 기술된 특징들의 존재를 특정하는 것으로 사용된다.

Claims (16)

  1. (a) LNG와 대기 사이의 직접 열교환을 통하여 천연가스스트림을 형성하기 위하여 대기기화기로 흐르도록 상기 LNG를 유도하는 단계;
    (b) 순환하는 매개유체와의 열교환에 의하여 트림히터에서 미리 결정된 배달온도로 천연가스스트림의 온도를 조절하는 단계;
    (c) 상기 매개유체가 대기와 열교환을 하기 위하여 상기 매개유체가 대기히터를 통하여 흐르도록 상기 매개유체를 유도하는 단계; 및
    (d) 상기 대기히터 및 상기 대기기화기 상으로 대기의 흐름을 유도하기 위하여 하나 이상의 강제통풍팬들을 사용하여 열전달을 보조하는 단계로서, 공기가 상기 대기기화기에 도달하기 전에 공기를 냉각하고 건조하기 위하여 공기가 상기 대기히터를 가로질러 흐르게 유도되도록 상기 대기히터가 상기 대기기화기보다 상기 강제통풍팬에 더 가까이 배치되는 단계;
    를 포함하는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  2. 청구항 1에 있어서,
    상기 하나 이상의 강제통풍팬들은 상기 대기히터 상에 설치되며 상기 대기히터는 상기 대기기화기 위에 설치되고, 공기가 상기 대기기화기에 도달하기 전에 상 기 대기히터를 아래쪽으로 가로질러 흐르도록 유도되는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  3. 청구항 1에 있어서,
    상기 대기히터 및 상기 대기기화기는 단일시스템으로 배치되고 공통의 강제통풍팬을 공유하는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  4. 청구항 1에 있어서,
    상기 매개유체의 온도는 0℃ 이상으로 유지되고 상기 대기히터는 수평튜브다발을 포함하는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  5. 청구항 1에 있어서,
    상기 대기히터는 수평튜브다발을 포함하고, 상기 대기기화기는 수직튜브다발을 포함하는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  6. 청구항 4에 있어서,
    상기 매개유체의 온도가 보조열원을 사용하여 0℃ 이상으로 유지되는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  7. 청구항 6에 있어서,
    상기 보조열원은 구성되는 배기가스히터; 전기 물 또는 유체 가열기; 선박의 추진유닛; 디젤엔진; 또는 가스터빈 추진플랜트; 또는 파워생산플랜트로부터의 배기가스스트림으로 구성되는 그룹에서 선택되는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  8. 청구항 1에 있어서,
    매개유체기화기를 통하여 흘러 LNG가 순환하는 매개유체의 일부와 열교환을 하도록 LNG의 바이패스스트림을 유도하는 단계를 추가로 포함하는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  9. 청구항 1에 있어서,
    상기 매개유체는 글리콜, 글리콜-물 혼합물, 메탄올, 프로판올, 프로판, 부탄, 암모니아, 포르산염, 담수(fresh water) 또는 조절된 물(tempered water)로 구성되는 리스트에서 선택되는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화공정.
  10. LNG를 천연가스로 재기화하기 위한 대기기화기;
    순환하는 매개유체와의 열교환에 의하여 상기 천연가스의 온도를 상승시키기 위한 트림히터;
    상기 매개유체를 가열하기 위한 대기히터;
    상기 트림히터와 상기 대기히터 사이에서 상기 매개유체를 순환시키기 위한 순환펌프; 및
    상기 대기히터 및 상기 대기기화기 상으로 대기의 흐름을 유도하기 위한 하나 이상의 강제통풍팬들을 포함하며,
    공기가 상기 대기기화기에 도달하기 전에 공기를 냉각하고 건조하기 위하여 상기 대기히터를 가로질러 공기가 흐르게 유도되도록 상기 대기히터가 상기 대기기화기보다 상기 강제통풍팬에 더 가까이 배치되는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화를 위한 재기화시설.
  11. 청구항 10에 있어서,
    공기가 상기 대기기화기에 도달하기 전에 상기 대기히터를 아래쪽으로 가로질러 흐르게 유도되도록 상기 대기히터는 상기 강제통풍팬에 더 가까이 설치되어 상기 대기기화기 위에 설치되는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화를 위한 재기화시설.
  12. 청구항 10에 있어서,
    상기 대기히터는 수평튜브다발을 포함하고, 상기 대기기화기는 수직튜브다발을 포함하는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화를 위한 재기화시설.
  13. 청구항 10에 있어서,
    상기 대기히터는 수평튜브다발을 포함하고, 상기 대기히터에 공급되는 상기 매개유체의 온도를 보조열원을 사용하여 0℃ 보다 큰 온도로 조절하기 위한 제어장치를 추가로 포함하는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화를 위한 재기화시설.
  14. 청구항 13에 있어서,
    상기 보조열원은 배기가스히터; 전기 물 또는 유체 가열기; 선박의 추진유닛; 가열로(fired heater); 디젤엔진; 또는 가스터빈 추진플랜트; 또는 파워생산플랜트로부터의 배기가스스트림으로 구성되는 리스트에서 선택되는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화를 위한 재기화시설.
  15. 청구항 13에 있어서,
    상기 재기화시설은 LNG 운반선의 선상에 설치되며, 상기 보조열원은 상기 LNG 운반선의 엔진들로부터 회수된 열인 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화를 위한 재기화시설.
  16. 청구항 10에 있어서,
    LNG가 순환하는 매개유체의 일부와 열교환을 하도록 LNG의 바이패스스트림을 기화시키기 위한 매개유체기화기를 추가로 포함하는 대기를 주열원으로 이용하여 천연가스를 형성하기 위한 LNG의 재기화를 위한 재기화시설.
KR1020087022665A 2006-03-15 2007-02-19 대기를 이용하여 직접 및 간접의 조합에 의한 ｌｎｇ의 재기화 Active KR101296822B1 (ko)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US78228206P 2006-03-15 2006-03-15
US60/782,282 2006-03-15
US11/559,144 US20070214805A1 (en) 2006-03-15 2006-11-13 Onboard Regasification of LNG Using Ambient Air
US11/559,144 2006-11-13
PCT/IB2007/000383 WO2007105042A1 (en) 2006-03-15 2007-02-19 Combined direct and indirect regasification of lng using ambient air

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20080111456A KR20080111456A (ko) 2008-12-23
KR101296822B1 true KR101296822B1 (ko) 2013-08-14

Family

ID=38109509

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020087022665A Active KR101296822B1 (ko) 2006-03-15 2007-02-19 대기를 이용하여 직접 및 간접의 조합에 의한 ｌｎｇ의 재기화
KR1020087023968A Withdrawn KR20080113039A (ko) 2006-03-15 2007-02-28 대기를 이용한 ｌｎｇ의 선상 재기화 중의 밸러스트 수 처리

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020087023968A Withdrawn KR20080113039A (ko) 2006-03-15 2007-02-28 대기를 이용한 ｌｎｇ의 선상 재기화 중의 밸러스트 수 처리

Country Status (6)

Country Link
US (2) US20070214805A1 (ko)
EP (2) EP1994326B1 (ko)
JP (2) JP5043047B2 (ko)
KR (2) KR101296822B1 (ko)
AU (2) AU2007226253B2 (ko)
WO (2) WO2007105042A1 (ko)

Families Citing this family (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8069677B2 (en) * 2006-03-15 2011-12-06 Woodside Energy Ltd. Regasification of LNG using ambient air and supplemental heat
US20080250795A1 (en) * 2007-04-16 2008-10-16 Conocophillips Company Air Vaporizer and Its Use in Base-Load LNG Regasification Plant
CA2686134A1 (en) * 2007-05-24 2008-12-18 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for ambient air vaporizers
EP2045506A1 (en) * 2007-10-04 2009-04-08 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Offshore system for vaporizing a liquefied hydrocarbon stream, method of providing such a system, and method of vaporizing a liquefied hydrocarbon stream
CN102216668B (zh) * 2008-07-15 2014-03-26 克里奥斯塔股份有限公司 液化天然气的转化
WO2010009371A1 (en) * 2008-07-17 2010-01-21 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for waste heat recovery and ambient air vaporizers in lng regasification
FR2937115B1 (fr) * 2008-10-10 2013-01-11 Gea Batignolles Technologies Thermiques Procede de regazeification du gaz naturel avec de l'air ambiant prealablement deshumidifie.
US20110030391A1 (en) * 2009-08-06 2011-02-10 Woodside Energy Limited Mechanical Defrosting During Continuous Regasification of a Cryogenic Fluid Using Ambient Air
EP2309165A1 (en) * 2009-10-09 2011-04-13 Cryostar SAS Conversion of liquefied natural gas
FR2952161B1 (fr) * 2009-11-03 2012-01-13 Gea Batignolles Technologies Thermiques Systeme de vaporisation d'un fluide cryogenique avec des echangeurs centralises
NO331474B1 (no) 2009-11-13 2012-01-09 Hamworthy Gas Systems As Installasjon for gjengassing av LNG
US20110289940A1 (en) * 2010-05-27 2011-12-01 Lummus Technology Inc. Liquid natural gas vaporization
JP5523935B2 (ja) * 2010-06-09 2014-06-18 株式会社神戸製鋼所 気化方法及びこれに用いられる気化装置並びに同装置を備えた気化システム
KR101246051B1 (ko) 2010-11-11 2013-03-26 삼성중공업 주식회사 액화천연가스 재기화 장치
US20120324910A1 (en) * 2011-06-23 2012-12-27 Waller Marine, Inc. Articulated Tug and Barge Arrangement for LNG Storage, Transportation and Regasification
US20130186110A1 (en) * 2011-07-14 2013-07-25 Sastry Pamidi Auxiliary Cryogenic Cooling Systems Based on Commercial Cryo-Coolers
US9494281B2 (en) * 2011-11-17 2016-11-15 Air Products And Chemicals, Inc. Compressor assemblies and methods to minimize venting of a process gas during startup operations
EP2805099A1 (en) * 2012-01-17 2014-11-26 Golar Management Oslo Small scale lng terminal
JP2014529051A (ja) 2012-05-14 2014-10-30 ヒュンダイ ヘビー インダストリーズ カンパニー リミテッド 液化ガス処理システム及びその方法
US20140130521A1 (en) * 2012-11-12 2014-05-15 Fluor Technologies Corporation Configurations and Methods for Ambient Air Vaporizers and Cold Utilization
NO335964B1 (no) * 2012-11-19 2015-03-30 Sevan Marine Asa Tanksystem for fartøy
US8662149B1 (en) 2012-11-28 2014-03-04 Robert E. Bernert, Jr. Frost free cryogenic ambient air vaporizer
FR3005135B1 (fr) * 2013-04-30 2019-03-29 Cryostar Sas Procede et dispositif de ravitaillement en liquide cryogenique, notamment en gaz naturel liquefie
JP6519839B2 (ja) * 2014-09-18 2019-05-29 三菱日立パワーシステムズ株式会社 冷却設備、及びこれを備えるコンバインドサイクルプラント
US9784411B2 (en) * 2015-04-02 2017-10-10 David A. Diggins System and method for unloading compressed natural gas
WO2018024921A1 (es) * 2016-08-02 2018-02-08 Wga Water Global Access, S.L. Dispositivo regasificador
KR20190017628A (ko) * 2017-06-07 2019-02-20 쿤-투 루 증류수의 용도, 증류수를 선박 평형수로 하는 생성 시스템, 선박, 시설 및 조작 방법
WO2020018569A1 (en) * 2018-07-16 2020-01-23 Lawrence Livermore National Security, Llc System and method to cost-effectively pressurize cryogenic h2 by heat transfer
PL237911B1 (pl) * 2018-11-06 2021-06-14 Cryo Science Spolka Z Ograniczona Odpowiedzialnoscia Urządzenie do krioterapii ogólnoustrojowej z zespołem maszynowni
CN114165729B (zh) * 2020-09-11 2024-05-17 安瑞科(廊坊)能源装备集成有限公司 Lng加注用在线调温装置及lng的加注方法
WO2022080590A1 (ko) * 2020-10-14 2022-04-21 대우조선해양 주식회사 선박의 액화가스 재기화 방법 및 시스템
US12006878B2 (en) * 2022-05-04 2024-06-11 General Electric Company Methods and apparatus to operate gas turbines with hydrogen as the combusting fuel

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS63203995A (ja) * 1987-02-19 1988-08-23 Tokyo Gas Co Ltd 低温液体気化装置
JP2002340296A (ja) 2001-05-16 2002-11-27 Sumitomo Precision Prod Co Ltd 液化ガス気化・加熱装置
JP2003148845A (ja) 2001-08-27 2003-05-21 Osaka Gas Co Ltd 空気熱源液化天然ガス気化器

Family Cites Families (136)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1699542A (en) 1924-05-27 1929-01-22 Thomas E Murray Radiator
US1874578A (en) 1931-04-09 1932-08-30 Sidney A Morrison Heat exchange device
US2833121A (en) * 1953-11-24 1958-05-06 Union Carbide Corp Apparatus for vaporizing volatile liquids
BE530808A (ko) * 1954-05-10
US2795937A (en) * 1955-03-31 1957-06-18 Phillips Petroleum Co Process and apparatus for storage or transportation of volatile liquids
US2938359A (en) * 1955-07-21 1960-05-31 Phillips Petroleum Co Method and apparatus for storage and transportation of acetylene
US2903860A (en) * 1955-09-13 1959-09-15 Constock Liquid Methane Corp Apparatus for unloading cold low temperature boiling liquids from storage reservoir
US3058317A (en) * 1958-03-31 1962-10-16 Superior Air Products Co Vaporization of liquefied gases
LU37293A1 (fr) * 1958-06-11 1959-08-10 Conch Int Methane Ltd Revaporisation de gaz liquéfiés
US3001379A (en) * 1959-01-26 1961-09-26 Garrett Corp Heat transfer system
US3208261A (en) 1961-12-11 1965-09-28 Peerless Of America Method of forming reverse bends in extruded integral dual-passage heat exchange tubing
US3154928A (en) * 1962-04-24 1964-11-03 Conch Int Methane Ltd Gasification of a liquid gas with simultaneous production of mechanical energy
GB1084295A (ko) * 1965-06-03 1900-01-01
US3350876A (en) * 1966-01-19 1967-11-07 Roy W P Johnson Internal combustion engine plant
US3421574A (en) * 1966-03-11 1969-01-14 Niagara Blower Co Method and apparatus for vaporizing and superheating cold liquefied gas
US3438216A (en) * 1967-05-09 1969-04-15 Texas Eastern Trans Corp Cryogenic recovery vaporizer
US3435623A (en) * 1967-08-22 1969-04-01 Liquid Carbonic Corp Cryogenic vaporizer
US3590407A (en) * 1968-11-13 1971-07-06 Mobil Oil Corp Swivel tanker floating storage system
FR2122307B1 (ko) * 1971-01-19 1975-01-17 Denis Louis
US3720057A (en) * 1971-04-15 1973-03-13 Black Sivalls & Bryson Inc Method of continuously vaporizing and superheating liquefied cryogenic fluid
CH570296A5 (ko) * 1972-05-27 1975-12-15 Sulzer Ag
GB1472533A (en) * 1973-06-27 1977-05-04 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil-off gas from a ships cargo of liquefied natural gas
FR2281268A1 (fr) 1974-08-06 1976-03-05 Bretagne Atel Chantiers Dispositif de transfert de charges lourdes entre deux navires a la mer
IT1020462B (it) * 1974-09-05 1977-12-20 Snam Progetti Impianto di rigassificazione di gas naturale
CH584837A5 (ko) * 1974-11-22 1977-02-15 Sulzer Ag
NL7600308A (nl) * 1975-02-07 1976-08-10 Sulzer Ag Werkwijze en inrichting voor het verdampen en verwarmen van vloeibaar natuurlijk gas.
US3986340A (en) * 1975-03-10 1976-10-19 Bivins Jr Henry W Method and apparatus for providing superheated gaseous fluid from a low temperature liquid supply
DE2523672C3 (de) * 1975-05-28 1980-03-20 Gutehoffnungshuette Sterkrade Ag, 4200 Oberhausen Einrichtung zur Verdampfung von verflüssigtem Erdgas mit Hilfe einer Gasturbinenanlage mit geschlossenem Kreislauf
JPS535207A (en) 1976-07-05 1978-01-18 Osaka Gas Co Ltd Vaporizer of liquefied natural gas
US4045972A (en) * 1976-07-23 1977-09-06 Lewis Tyree Jr CO2 Cooling of vehicles
GB2018967B (en) 1978-03-28 1982-08-18 Osaka Gas Co Ltd Apparatus and process for vaporizing liquefied natural gas
US4197712A (en) * 1978-04-21 1980-04-15 Brigham William D Fluid pumping and heating system
JPS6124798Y2 (ko) * 1978-07-10 1986-07-25
US4331129A (en) * 1979-07-05 1982-05-25 Columbia Gas System Service Corporation Solar energy for LNG vaporization
NO800935L (no) * 1980-03-31 1981-10-01 Moss Rosenberg Verft As Fremdriftsmaskineri for lng-skip.
CH647592A5 (de) 1980-07-10 1985-01-31 Cryomec Ag Waermeuebertragungselement, insbesondere zur erstellung eines waermeaustauschers fuer cryogene anwendungszwecke.
DE3035349C2 (de) 1980-09-19 1985-06-27 Uhde Gmbh, 4600 Dortmund Anlage zur Verdampfung von flüssigem Erdgas
US4399660A (en) * 1981-02-10 1983-08-23 Union Carbide Corporation Atmospheric vaporizer
US4408943A (en) 1981-02-27 1983-10-11 Fmc Corporation Ship-to-ship fluid transfer system
GB2094461A (en) 1981-03-06 1982-09-15 Boc Nowsco Ltd Revaporising liquified gases
US4420942A (en) * 1982-07-16 1983-12-20 Davis Warren E Nitrogen liquid to gas converter employing water heat exchangers
GB2143022B (en) 1983-06-20 1986-08-20 Nissan Kogyo Kk Method of vaporizing a liquefied gas and vaporizing apparatus for use in the method
US4519213A (en) * 1983-08-01 1985-05-28 Zwick Energy Research Organization, Inc. Ambient air heated electrically assisted cryogen vaporizer
DE3338237A1 (de) 1983-10-21 1985-05-02 Messer Griesheim Gmbh, 6000 Frankfurt Einrichtung zum verdampfen und erwaermen von verfluessigtem erdgas
JPS63203996A (ja) * 1987-02-19 1988-08-23 Tokyo Gas Co Ltd 低温液体気化装置
US4813632A (en) * 1987-03-31 1989-03-21 Allied-Signal Inc. Ballast management system for lighter than air craft
HU203778B (en) * 1987-09-10 1991-09-30 Peter Kardos Glycol-free anti-freeze solution
EP0308567A1 (de) * 1987-09-22 1989-03-29 Cryomec AG Vorrichtung zum Verdampfen eines cryogenen Fluidums
US4819454A (en) * 1988-01-22 1989-04-11 Zwick Energy Research Organization, Inc. Liquid cryogenic vaporizer utilizing ambient air and a nonfired heat source
SE464529B (sv) * 1988-10-31 1991-05-06 Gunnar Haeggstroem Drivanordning foer motorfordon, saerskilt bussar
US4995234A (en) 1989-10-02 1991-02-26 Chicago Bridge & Iron Technical Services Company Power generation from LNG
JP2659822B2 (ja) 1989-10-13 1997-09-30 三菱重工業株式会社 スカートで支持された舶用ｌｎｇタンク
US5095709A (en) * 1989-10-16 1992-03-17 Billiot Henry M Liquid nitrogen to gas system
JPH0689880B2 (ja) * 1990-09-21 1994-11-14 株式会社コーアガス鹿児島 空温・温水兼用型ｌｐｇエアーガス製造プラント
US5313787A (en) * 1990-10-01 1994-05-24 General Cryogenics Incorporated Refrigeration trailer
DE4105772A1 (de) 1991-02-23 1992-08-27 Cassella Ag Verfahren zum faerben von leder mit wasserunloeslichen schwefelfarbstoffen
US5129848A (en) 1991-06-21 1992-07-14 Sofec, Inc. Controllable variable depth mooring system and method
US5356321A (en) 1991-09-27 1994-10-18 Sofec, Inc. Disconnectable mooring system
US5316509A (en) 1991-09-27 1994-05-31 Sofec, Inc. Disconnectable mooring system
DE69222431T2 (de) * 1991-11-27 1998-02-05 Den Norske Stats Oljeselskap A/S, Stavanger Offshore-vorrichtung zum be-/entladen eines fliessfähigen mediums, insbesondere öl
US5251452A (en) * 1992-03-16 1993-10-12 Cryoquip, Inc. Ambient air vaporizer and heater for cryogenic fluids
FI922191A7 (fi) 1992-05-14 1993-11-15 Kvaerner Masa Yards Oy Sfaerisk lng-tank och dess framstaellningsfoerfarande
US5351487A (en) * 1992-05-26 1994-10-04 Abdelmalek Fawzy T High efficiency natural gas engine driven cooling system
NO175424C (no) * 1992-06-15 1994-10-12 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og fartöy for offshore oljelasting
US5295350A (en) * 1992-06-26 1994-03-22 Texaco Inc. Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas
JP3499258B2 (ja) * 1992-10-16 2004-02-23 株式会社神戸製鋼所 液化天然ガスを燃料として用いるガスタービンの運転方法およびガスタービン機構
US5375582A (en) * 1993-12-03 1994-12-27 Mk Rail Corporation Method and apparatus for regulating temperature of natural gas fuel
EP0683847B1 (en) 1993-12-10 1998-08-12 Cabot Corporation An improved liquefied natural gas fueled combined cycle power plant
BR9400639A (pt) 1994-02-22 1995-10-24 Bluewater Terminal Systems Nv Sistema de amarração de ponto único
NO302159B1 (no) * 1994-11-04 1998-02-02 Norske Stats Oljeselskap Anordning ved laste/losseböye for anvendelse på grunt vann
NO179986C (no) * 1994-12-08 1997-01-22 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
NO180469B1 (no) * 1994-12-08 1997-05-12 Statoil Petroleum As Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs
NO180426C (no) 1995-03-16 1997-04-16 Kvaerner Moss Tech As Anordning ved varmevekslere
CN1112505C (zh) 1995-06-01 2003-06-25 特雷克特贝尔Lng北美公司 液化天然气作燃料的混合循环发电装置及液化天然气作燃料的燃气轮机
FI954953L (fi) * 1995-10-17 1997-04-18 Abb Installaatiot Oy Lämmösiirtoneste
US5598709A (en) * 1995-11-20 1997-02-04 Thermo King Corporation Apparatus and method for vaporizing a liquid cryogen and superheating the resulting vapor
JP3613647B2 (ja) * 1995-12-18 2005-01-26 昭和電工株式会社 液化ガス蒸発器の白煙防止装置
JP2877098B2 (ja) 1995-12-28 1999-03-31 株式会社日立製作所 ガスタービン，コンバインドサイクルプラント及び圧縮機
NO301792B1 (no) * 1996-07-01 1997-12-08 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmåte og anlegg for flytendegjöring/kondisjonering av en komprimert gass/hydrokarbonström utvunnet fra en petroleumforekomst
US5727492A (en) 1996-09-16 1998-03-17 Marinex International Inc. Liquefied natural gas tank and containment system
US5762119A (en) * 1996-11-29 1998-06-09 Golden Spread Energy, Inc. Cryogenic gas transportation and delivery system
DZ2528A1 (fr) * 1997-06-20 2003-02-01 Exxon Production Research Co Conteneur pour le stockage de gaz natural liquéfiesous pression navire et procédé pour le transport de gaz natural liquéfié sous pression et système de traitement de gaz natural pour produire du gaz naturel liquéfié sous pression.
US5944840A (en) 1997-09-10 1999-08-31 Bluewater Systems, Inc. Continuous monitor for interrupt latency in real time systems
GB2330157B (en) 1997-10-07 2001-11-07 Bluewater Terminal Systems Nv Riser system for connecting a seabed installation with a floating vessel
US6089022A (en) * 1998-03-18 2000-07-18 Mobil Oil Corporation Regasification of liquefied natural gas (LNG) aboard a transport vessel
EP0947464A1 (en) 1998-04-01 1999-10-06 Single Buoy Moorings Inc. Fluid transfer boom with coaxial fluid ducts
US6263818B1 (en) 1998-04-24 2001-07-24 Exmar Offshore Company Split monohull vessel
EP0962384A1 (en) 1998-06-05 1999-12-08 Single Buoy Moorings Inc. Loading arrangement
US6571548B1 (en) * 1998-12-31 2003-06-03 Ormat Industries Ltd. Waste heat recovery in an organic energy converter using an intermediate liquid cycle
GB2347724B (en) 1999-03-11 2001-01-17 Bluewater Terminal Systems Nv Apparatus for transferring fluid between the seabed and a floating vessel
NO308714B1 (no) 1999-07-09 2000-10-16 Moss Maritime As Undervannsfordamper for LNG
US6367258B1 (en) * 1999-07-22 2002-04-09 Bechtel Corporation Method and apparatus for vaporizing liquid natural gas in a combined cycle power plant
NL1013075C1 (nl) 1999-09-17 2001-03-20 Bluewater Terminal Systems Nv Stelsel voor het afmeren van een op een watermassa drijvend lichaam.
NO312715B2 (no) 1999-10-27 2002-06-24 Statoil Asa System for offshore overforing av flytendegjort naturgass
JP2001304735A (ja) * 2000-04-26 2001-10-31 Osaka Gas Co Ltd 空気冷却設備
US6298671B1 (en) * 2000-06-14 2001-10-09 Bp Amoco Corporation Method for producing, transporting, offloading, storing and distributing natural gas to a marketplace
US6960839B2 (en) * 2000-07-17 2005-11-01 Ormat Technologies, Inc. Method of and apparatus for producing power from a heat source
FR2813111B1 (fr) 2000-08-18 2002-11-29 Gaz Transport & Technigaz Cuve etanche et thermiquement isolante aretes longitudinales ameliorees
JP2002089791A (ja) * 2000-09-14 2002-03-27 Sumitomo Precision Prod Co Ltd 液化ガス気化装置
US20020073619A1 (en) * 2000-12-14 2002-06-20 William Perkins Method and apparatus for delivering natural gas to remote locations
US20020124575A1 (en) * 2001-01-05 2002-09-12 Atul Pant Gas delivery at high flow rates
NO20011524L (no) 2001-03-23 2002-09-24 Leif Hoeegh & Co Asa Fartöy og lossesystem
US6546739B2 (en) * 2001-05-23 2003-04-15 Exmar Offshore Company Method and apparatus for offshore LNG regasification
WO2002097252A1 (en) * 2001-05-30 2002-12-05 Conoco Inc. Lng regasification process and system
JP4684497B2 (ja) * 2001-09-04 2011-05-18 東京瓦斯株式会社 液化天然ガス用エアフィン式気化装置
US6829901B2 (en) 2001-12-12 2004-12-14 Exxonmobil Upstream Research Company Single point mooring regasification tower
EP1478875B1 (en) * 2002-02-27 2009-07-22 Excelerate Energy Limited Partnership Method and apparatus for the regasification of lng onboard a carrier
WO2003076262A2 (en) 2002-03-08 2003-09-18 Fmc Technologies, Inc. Disconnectable mooring system and lng transfer system and method
WO2003085316A1 (en) * 2002-03-29 2003-10-16 Excelerate Energy Limited Partnership Improved ling carrier
US6598408B1 (en) * 2002-03-29 2003-07-29 El Paso Corporation Method and apparatus for transporting LNG
WO2003085317A1 (en) 2002-03-29 2003-10-16 Excelerate Energy Limited Partnership Method and apparatus for the regasification of lng onboard a carrier
WO2003089771A1 (en) * 2002-04-17 2003-10-30 Clearwater International, Llc Optimizing inlet air temperature for gas trubines using heat exchanging fluid comprising alkali metal formate
US6692192B2 (en) 2002-05-03 2004-02-17 Single Buoy Moorings Inc. Spread moored midship hydrocarbon loading and offloading system
US6622492B1 (en) * 2002-06-03 2003-09-23 Volker Eyermann Apparatus and process for vaporizing liquefied natural gas (lng)
US6644041B1 (en) * 2002-06-03 2003-11-11 Volker Eyermann System in process for the vaporization of liquefied natural gas
US6889522B2 (en) * 2002-06-06 2005-05-10 Abb Lummus Global, Randall Gas Technologies LNG floating production, storage, and offloading scheme
AU2003261408B2 (en) 2002-08-06 2009-07-23 Sofec, Inc. Duplex yoke mooring-system
AU2003287647A1 (en) 2002-11-12 2004-06-03 Fmc Technologies, Inc. Retrieval and connection system for a disconnectable mooring yoke
FR2852590B1 (fr) * 2003-03-20 2005-06-17 Snecma Moteurs Alimentation en energie d'un terminal gazier a partir d'un navire transportant du gaz liquefie
KR100897287B1 (ko) 2003-08-12 2009-05-14 익셀러레이트 에너지 리미티드 파트너쉽 교체 추진 장치를 가진 ｌｎｇ 운반선을 위한 선상의재-기체화
JP4342292B2 (ja) 2003-09-01 2009-10-14 大阪瓦斯株式会社 液化ガスの気化装置
US7293417B2 (en) * 2004-02-11 2007-11-13 Mustang Engineering, L.P. Methods and apparatus for processing, transporting and/or storing cryogenic fluids
US7360367B2 (en) * 2004-07-18 2008-04-22 Wood Group Advanced Parts Manufacture Apparatus for cryogenic fluids having floating liquefaction unit and floating regasification unit connected by shuttle vessel, and cryogenic fluid methods
US7155917B2 (en) * 2004-06-15 2007-01-02 Mustang Engineering L.P. (A Wood Group Company) Apparatus and methods for converting a cryogenic fluid into gas
US7225636B2 (en) * 2004-04-01 2007-06-05 Mustang Engineering Lp Apparatus and methods for processing hydrocarbons to produce liquified natural gas
JP5128938B2 (ja) * 2004-04-29 2013-01-23 シングル・ブイ・ムーリングス・インコーポレイテッド サイド・バイ・サイドの炭化水素移送システム
US7080673B2 (en) 2004-04-30 2006-07-25 Sbm-Imodco, Inc. Quick LNG offloading
JP2006029356A (ja) * 2004-07-12 2006-02-02 Kobe Steel Ltd 低温液化ガス気化装置
MX2007002937A (es) * 2004-09-13 2008-03-05 Argent Marine Operations Inc Sistema y proceso para transportar gas natural licuado mediante un transportador de gas natural licuado, marino, no auto-propulsado.
US20060075762A1 (en) * 2004-09-16 2006-04-13 Wijngaarden Wim V LNG regas
US7836840B2 (en) * 2004-10-15 2010-11-23 Exxonmobil Upstream Research Company Subsea cryogenic fluid transfer system
JP4664376B2 (ja) * 2004-12-20 2011-04-06 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン Ｌｎｇを燃料とする発電所のための構成および方法
US8402983B2 (en) * 2005-02-17 2013-03-26 Single Bouy Moorings, Inc. Gas distribution system
NO20050856L (no) 2005-02-17 2006-08-18 Statoil Asa System og fremgangsmate for offshore lossing og regassifisering av LNG
US7493868B1 (en) 2005-08-16 2009-02-24 Lockheed Martin Corporation Catamaraft alongside ship coupling system
US7543613B2 (en) * 2005-09-12 2009-06-09 Chevron U.S.A. Inc. System using a catenary flexible conduit for transferring a cryogenic fluid

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS63203995A (ja) * 1987-02-19 1988-08-23 Tokyo Gas Co Ltd 低温液体気化装置
JP2002340296A (ja) 2001-05-16 2002-11-27 Sumitomo Precision Prod Co Ltd 液化ガス気化・加熱装置
JP2003148845A (ja) 2001-08-27 2003-05-21 Osaka Gas Co Ltd 空気熱源液化天然ガス気化器

Also Published As

Publication number Publication date
EP1994326B1 (en) 2018-10-31
JP2009529455A (ja) 2009-08-20
AU2007226253A1 (en) 2007-09-20
EP1994327A1 (en) 2008-11-26
US20070214805A1 (en) 2007-09-20
WO2007105042A1 (en) 2007-09-20
KR20080113039A (ko) 2008-12-26
WO2007104077A1 (en) 2007-09-20
EP1994326A1 (en) 2008-11-26
KR20080111456A (ko) 2008-12-23
JP5043047B2 (ja) 2012-10-10
JP2009530549A (ja) 2009-08-27
AU2007224991A1 (en) 2007-09-20
US20070214807A1 (en) 2007-09-20
US8607580B2 (en) 2013-12-17
AU2007226253B2 (en) 2011-08-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101296822B1 (ko) 대기를 이용하여 직접 및 간접의 조합에 의한 ｌｎｇ의 재기화
KR101363998B1 (ko) 대기를 이용한 ｌｎｇ의 연속재기화
AU2008323610B2 (en) Intermittent de-icing during continuous regasification of a cryogenic fluid using ambient air
US7155917B2 (en) Apparatus and methods for converting a cryogenic fluid into gas
JP5283514B2 (ja) Ｌｎｇの船上再ガス化
ZA200503851B (en) System and process for the vaporization of liquified natural gas
CN105829793A (zh) 液化燃料气体蒸发促进装置及船舶用燃料气体供给系统
KR102299354B1 (ko) 가스 처리 시스템 및 선박
US20240240761A1 (en) Hybrid marine regasification system
WO2024155196A2 (en) Hybrid marine regasification system
KR20150019961A (ko) 액화가스 처리 시스템

Legal Events

Date Code Title Description
PA0105 International application

Patent event date: 20080917

Patent event code: PA01051R01D

Comment text: International Patent Application

PG1501 Laying open of application
A201 Request for examination
PA0201 Request for examination

Patent event code: PA02012R01D

Patent event date: 20120217

Comment text: Request for Examination of Application

E701 Decision to grant or registration of patent right
PE0701 Decision of registration

Patent event code: PE07011S01D

Comment text: Decision to Grant Registration

Patent event date: 20130628

GRNT Written decision to grant
PR0701 Registration of establishment

Comment text: Registration of Establishment

Patent event date: 20130808

Patent event code: PR07011E01D

PR1002 Payment of registration fee

Payment date: 20130808

End annual number: 3

Start annual number: 1

PG1601 Publication of registration
FPAY Annual fee payment

Payment date: 20160720

Year of fee payment: 4

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20160720

Start annual number: 4

End annual number: 4

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20170719

Year of fee payment: 5

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20170719

Start annual number: 5

End annual number: 5

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20180718

Year of fee payment: 6

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20180718

Start annual number: 6

End annual number: 6

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20200715

Start annual number: 8

End annual number: 8

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20220630

Start annual number: 10

End annual number: 10

PR1001 Payment of annual fee

Payment date: 20230628

Start annual number: 11

End annual number: 11