KR101519533B1 - 가압 액화천연가스의 운송 방법 - Google Patents

Abstract

가압 액화천연가스의 운송 방법이 개시된다. 본 발명의 가압 액화천연가스의 운송 방법은, 액화천연가스의 운송 방법에 있어서, 가압 액화천연가스를 저장 용기에 저장하는 저장 단계; 및 저장된 가압 액화천연가스를 소비지로 운송하는 운송 단계를 포함하되, 운송 단계에서 가압 액화천연가스의 BOG(Boil-Off Gas)를 저장 용기 외부로 배출시켜 가압 액화천연가스의 압력을 조절하여 소비지의 온도 및 압력 조건에 맞추어 가압 액화천연가스를 공급할 수 있는 것을 특징으로 한다.

Description

가압 액화천연가스의 운송 방법{Carrying Method For Pressurized Liquefied Natural Gas}

본 발명은 가압 액화천연가스의 운송 방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 운송 단계에서 가압 액화천연가스의 압력을 조절하여 소비지에서 요구되는 온도 및 압력 조건에 맞추어 가압 액화천연가스를 공급할 수 있는 가압 액화천연가스의 운송 방법에 관한 것이다.

일반적으로, 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, LNG)는 메탄(Methane)을 주성분으로 한 천연가스를 대기압에서 -162℃의 극저온 상태로 냉각시켜 그 부피를 600분의 1로 줄인 무색 투명한 초저온 액체로서, 기체상태보다 수송 효율이 좋아서 장거리 수송에 경제성이 있는 것으로 알려져 있다.

이와 같은 액화천연가스는 생산 플랜트의 건설 및 운반선의 건조 비용이 많이 소요되어 경제성을 만족시키기 위해서 대규모, 장거리 수송에 적용되어 왔으며, 이에 반하여, 소규모, 단거리 수송에는 파이프라인이나 CNG(Compressed Natural Gas)가 경제성이 있다고 알려져 있다.

하지만 파이프라인을 이용한 수송의 경우 지리적 제약이 따르며, 환경 파괴의 문제 등을 야기할 수 있고, CNG는 수송 효율이 낮은 단점이 있어, 상압(1bar)인 극저온의 LNG를 적재할 수 있는 저장 용기를 마련한 LNG carrier와 같은 선박으로 수송하는 경우가 많다.

그런데 액화천연가스는 극저온 상태를 유지할 수 있는 저장 용기를 갖추더라도 LNG는 저장 용기 내부에서 지속적으로 자연 기화되기 때문에 상당한 양의 BOG(증발가스)가 발생한다. 저장 용기 내에 BOG가 과다하게 되면 이로 인해 용기 내 압력이 상승하면서 용기가 내부 압력을 견딜 수 없어 폭발할 위험이 있으므로, BOG는 배출시켜 액화한 후 다시 저장한다.

종래의 액화천연가스를 소비지에 분배하는 방법은 고비용을 요구할 뿐만 아니라, 소비지의 다양한 요구에 유연하게 대처하기 어렵고, 소비지에 별도의 저장 탱크를 필요로 함으로써 인프라 투자에 많은 비용이 소요되며, 액화천연가스의 하역에도 많은 시간과 노력을 필요로 하는 문제점이 있다.

또한, 천연가스는 대기압에서 -163℃의 액화점을 가지며, 일정한 압력이 작용할 경우 액화점이 대기압 상태에서보다 상승하는 특성이 있다. 이러한 특성은 액화 공정 중에서 산성 가스(Acid gas)의 제거 및 NGL(Natural Gas Liquid)의 분별(Fractionation) 등과 같은 처리 단계를 축소할 수 있으며, 이에 따른 설비와 설비 용량의 감소로 이어져서 액화천연가스의 생산 단가를 감소시키도록 하는 장점을 가진다.

이러한 점에 착안하여 가압 액화천연가스(Pressurized Liquefied Natural Gas)를 생산하여 운송하는 방안이 제시될 수 있다. 가압 액화천연가스는 상압보다 높은 일정한 압력하에서 액화된 천연가스로 주어진 압력만큼 액화점이 상승하게 되므로, -163 ℃의 극저온과 상압 상태인 LNG에 비해 BOG 발생량이 감소할 수 있으므로, 운송과정에서 발생하는 BOG를 재 액화하는 비용을 절감할 수 있다. 그러나 가압 액화천연가스로 천연가스를 운송하는 경우, 소비지에서는 이러한 가압 상태의 액화천연가스를 저장하거나 수송할 수 있는 설비를 갖추지 못할 수 있으므로, 소비지에서 요구하는 온도 및 압력 조건에 맞추어 천연가스를 공급할 수 있는 방법이 필요하다.

가압 액화천연가스는 액화공정의 효율이 높고, 운송 중 BOG 발생량이 적어 재액화 비용을 절감할 수 있는 등, 상압(1 bar)의 액화천연가스보다 여러 가지 장점이 있다. 그러나 액화천연가스가 공급될 소비지에서 상압인 액화천연가스를 공급받을 수 있는 인프라만을 갖추고 있는 경우나, 액화플랜트에서 생산된 액화천연가스의 압력과 다른 공급 압력을 요하는 경우 등에는 가압 액화천연가스를 공급받을 수 없으므로, 가압 액화천연가스의 생산 및 판매에는 한계가 있을 수 있다.

본 발명은 상술한 바와 같은 문제점을 해결하기 위한 것으로, 운송 단계에서 가압 액화천연가스의 BOG(Boil-Off Gas)를 저장 용기 외부로 배출시켜 가압 액화천연가스의 압력을 조절함으로써 소비지의 온도 및 압력 조건에 맞추어 가압 액화천연가스를 공급할 수 있는 가압 액화천연가스의 운송 방법을 제공하고자 한다.

본 발명의 일 측면에 따르면, 액화천연가스의 운송 방법에 있어서,

가압 액화천연가스를 저장 용기에 저장하는 저장 단계; 및

저장된 상기 가압 액화천연가스를 소비지로 운송하는 운송 단계를 포함하되,

상기 운송 단계에서 상기 가압 액화천연가스의 BOG(Boil-Off Gas)를 상기 저장 용기 외부로 배출시켜 상기 가압 액화천연가스의 압력을 조절하여 상기 소비지의 온도 및 압력 조건에 맞추어 상기 가압 액화천연가스를 공급할 수 있는 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 방법이 제공된다.

상기 저장 용기 내부의 압력을 강하시켜 상기 가압 액화천연가스로부터 플래시 가스(flash gas)를 발생시키고, 상기 플래시 가스를 포함하는 상기 BOG를 상기 저장 용기 외부로 배출시켜 상기 가압 액화천연가스의 압력을 조절할 수 있다.

상기 저장 단계에서는 10 내지 25 bar의 가압 상태인 포화 액화천연가스를 선적하고, 상기 운송 단계에서 운항 중에 플래시 가스를 포함한 BOG를 상기 저장 용기 외부로 배출시켜 하역 시에는 상압 상태의 액화천연가스로 만들어 상압의 액화천연가스를 수용할 수 있는 소비처로 공급할 수 있다.

상기 저장 용기에서 배출된 상기 BOG를 운송 수단의 추진설비에 연료로 공급함으로써 상기 가압 액화천연가스의 압력을 조절할 수 있다.

상기 저장 용기에서 배출된 상기 BOG를 발전설비의 연료로 공급함으로써 상기 가압 액화천연가스의 압력을 조절할 수 있다.

상기 저장 용기는 외부 쉘과, 상기 외부 쉘에 일측부가 결합되며 타측부에는 저장된 액화천연가스를 밀봉하는 밀봉벽이 결합되며, 내부에는 상기 밀봉벽에 작용하는 압력을 상기 외부 쉘로 전달하는 하중전달부가 마련되고 상기 가압 액화천연가스를 단열시키는 단열 및 하중전달유닛을 포함하며, 상기 단열 및 하중전달유닛은 비금속 재질로 제작되고, 상기 외부 쉘에 가해지는 압력은 13~25bara일 수 있다.

상기 단열 및 하중전달유닛은, 상기 외부 쉘에 결합되는 바텀플레이트와, 상기 바텀플레이트로부터 이격 배치되며 일측부에 상기 밀봉벽이 결합되는 탑플레이트와, 상기 바텀플레이트와 상기 탑플레이트 사이에 마련되어 상기 밀봉벽에 작용하는 하중을 상기 외부 쉘로 전달하는 상기 하중전달부를 포함할 수 있다.

상기 단열 및 하중전달유닛은, 상기 바텀플레이트와 상기 탑플레이트 사이에 마련되는 단열재를 더 포함할 수 있다.

상기 단열 및 하중전달유닛과 상기 외부 쉘 사이의 공간은 마스틱(mastic)을 포함하는 충진물질로 충진될 수 있다.

상기 저장 용기는 복수로 마련되며, 상기 복수의 저장 용기에는 내부에서 발생한 BOG를 외부로 배출시키는 배출관이 연결되고, 상기 배출관에는 상기 배출관을 개폐하는 제어 밸브가 마련될 수 있다.

상기 복수의 저장 용기에 마련된 상기 배출관은 BOG 공급관으로 연결되며, 상기 BOG 공급관에는 상기 BOG 공급관을 개폐하는 BOG 공급 밸브가 마련될 수 있다.

상기 BOG 공급관에는 상기 BOG의 압력을 높이는 컴프레서가 마련될 수 있다.

본 발명의 다른 측면에 따르면, 전술한 가압 액화천연가스의 운송 방법으로 천연가스를 운송하는 선박 또는 육상 운송 수단이 제공된다.

본 발명의 가압 액화천연가스의 운송 방법은 운송 단계에서 가압 액화천연가스의 BOG(Boil-Off Gas)를 저장 용기 외부로 배출시켜 가압 액화천연가스의 압력을 조절함으로써, 소비지의 온도 및 압력 조건에 맞추어 가압 액화천연가스를 공급할 수 있다.

이를 통해 액화천연가스가 공급될 소비지에서 상압인 액화천연가스를 공급받을 수 있는 인프라만을 갖추고 있거나, 다른 공급 압력을 요하는 경우 등에도 운송 중에 소비지의 요구 압력으로 액화천연가스의 압력을 조절할 수 있게 되어, 가압 액화천연가스의 판매 또는 공급 상의 한계를 해결함으로써 경제성을 높일 수 있다.

또한 이와 같은 압력 조절을 위해 배출시키는 다량의 BOG를 운송 수단의 추진설비나 발전설비의 연료로 공급함으로써, 통상의 액화천연가스 운송시 자연발생하는 BOG를 연료로 공급할 때에 비해 추진설비나 발전설비에 원활한 연료공급이 가능해진다.

도 1은 가압 액화천연가스의 생산 방법을 도시한 흐름도이다.
도 2는 생산된 가압 액화천연가스가 본 발명의 가압 액화천연가스의 운송 방법의 일 실시예로 운반되는 모습을 개략적으로 도시한다.
도 3 내지 10은 본 실시예에 적용될 수 있는 저장 용기의 몇 가지 예를 개략적으로 도시한다.
도 11 및 12는 본 실시예에 각각 제어 밸브와 컴프레서가 마련된 모습을 개략적으로 도시한다.

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

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

도 1은 가압 액화천연가스의 생산 방법을 도시한 흐름도이고, 도 2는 생산된 가압 액화천연가스가 본 발명의 가압 액화천연가스의 운송 방법의 일 실시예로 운반되는 모습을 개략적으로 도시한다. 도 3 내지 10은 본 실시예에 적용될 수 있는 저장 용기의 몇 가지 예를 개략적으로 도시한다. 도 11 및 12는 각각 제어 밸브(15)와 컴프레서(40)가 마련된 본 발명의 다른 실시예들을 개략적으로 도시한다. 도 13 및 14는 각각 가압 액화천연가스의 압력 및 온도 변화를 시뮬레이션 한 결과를 나타내는 그래프이다.

본 실시예의 가압 액화천연가스의 운송 방법을 살펴보기에 앞서, 운송될 가압 액화천연가스를 생산하는 방법을 먼저 살펴보고자 한다. 가압 액화천연가스의 생산 방법의 일 예가 도 1에 개략적으로 도시된다.

도 1에 도시된 바와 같이, 가압 액화천연가스 생산 방법은 천연가스전에서 공급되는 천연가스로부터 산성가스를 제거하는 과정 없이 탈수하고, 천연가스를 NGL(Natural Gas Liquid)을 분별(Fractionation)하는 과정 없이 가압 및 냉각에 의해 액화하여 가압 액화천연가스를 생산할 수 있고, 이를 위해 탈수단계(S11)와 액화단계(S12)를 포함한다.

탈수단계(S11)에서는, 천연가스전으로부터 천연가스를 공급받아 산성가스(Acid Gas)를 제거하는 과정 없이 탈수(Dehydration) 과정에 의해 수증기와 같은 수분을 제거한다. 따라서, 천연가스에 대하여 산성 가스 제거과정을 거치지 않고 탈수과정을 거침으로써 산성 가스 제거과정의 생략에 의해 공정의 단순화 및 이에 소요되는 투자 및 유지 비용을 줄일 수 있다. 또한, 탈수단계(S11)에 의해 천연가스로부터 수분을 충분히 제거함으로써 생산 시스템의 작동 온도 및 압력에서 천연가스의 수분 동결을 방지하도록 한다.

액화단계(S12)에 의하면, 탈수단계(S11)를 마친 천연가스를 NGL 분별 과정 없이 13 내지 25 bar의 압력과 -120 내지 -95℃의 온도로 액화하여 가압 액화천연가스를 생산하게 되며, 일 예로 17 bar의 압력과 -115℃의 온도를 가지는 가압 액화천연가스를 생산할 수 있다. 따라서, 천연가스에 대하여 NGL, 즉 액화 탄화수소에 대한 분별과정을 생략함으로써 액화천연가스의 생산 공정을 단순화시킬 뿐만 아니라, 극저온으로 천연가스를 냉각, 액화시키는 동력소모도 줄일 수 있어, 이에 소요되는 투자 및 유지 비용을 줄이도록 하여 액화천연가스의 단가를 낮출 수 있다.

가압 액화천연가스 생산 방법에서 천연가스전의 조건은 산출되는 천연가스가 10 % 이하의 이산화탄소(CO₂)를 가지도록 할 수 있다. 또한 탈수단계(S11)를 마친 천연가스에서 이산화탄소가 10% 이하로 존재하는 경우 상술한 액화단계(S12)에서 이산화탄소를 동결시킨 후 제거하는 이산화탄소 제거단계(S13)를 더 포함할 수 있다.

이산화탄소 제거단계(S13)는 탈수단계(S11)를 마친 천연가스에서 이산화탄소가 2%를 초과하거나 10% 이하인 경우 실시될 수 있다. 천연가스는 이산화탄소가 2% 이하인 경우 가압 액화천연가스의 온도 및 압력에서 액체 상태로 존재하므로 이산화탄소 제거단계(S13)를 실시하지 않더라도 가압 액화천연가스의 생산 및 운반에 영향을 미치지 않게 되며, 이산화탄소가 2%를 초과하며 10% 이하인 경우 고체로 냉동되기 때문에 액화를 위하여 이산화탄소 제거단계(S13)를 거치게 된다.

액화단계(S12)를 마치면, 생산된 가압 액화천연가스를 저장 용기(10)에 저장하는 저장단계(S14)를 실시하고 필요한 위치로 이송시키는 이송단계 즉, 운송단계를 실시한다. 가압 액화천연가스의 저장 용기(10)는 압력과 온도를 견딜 수 있는 재질과 구조로써, 이를 개별 또는 패키지화하여 선박이나 다른 운송수단을 통해 이송할 수 있다. 저장 용기(10)의 구조에 대해서는 후술한다.

한편, 이송단계(S15)를 마쳐 소비지에 공급된 가압 액화천연가스는 최종 소비지에서 재기화단계(S16)를 거쳐서 기체 상태의 천연가스로 공급된다. 재기화단계(S16)를 실시하기 위한 재기화설비는 고압 펌프와 기화기로 구성될 수 있고, 발전소나 공장 같은 개별 단위 소비지의 경우에는 자체 재기화 설비를 구비할 수도 있다.

본 실시예의 가압 액화천연가스의 운송 방법은, 전술한 저장단계(S14)와 이송단계(S15)에서의 가압 액화천연가스 처리 방법을 보다 구체화하는 것이다.

도 2에 도시된 바와 같이 본 발명의 일 실시예에 따른 가압 액화천연가스의 운송 방법은, 액화천연가스의 운송 방법에 있어서, 가압 액화천연가스를 저장 용기(10)에 저장하는 저장 단계와, 저장된 가압 액화천연가스를 소비지로 운송하는 운송 단계를 포함하되, 운송 단계에서 가압 액화천연가스의 BOG(Boil-Off Gas)를 저장 용기(10) 외부로 배출시켜 가압 액화천연가스의 압력을 조절하여 소비지의 온도 및 압력 조건에 맞추어 가압 액화천연가스를 공급할 수 있다.

천연가스를 가압 액화천연가스로 생산하여 운송하는 경우 에너지 생산, 수송 및 공급 비용을 절감할 수 있으나, 소비지가 다양할 경우 소비지에 따라 운송된 압력이나 온도와는 다른 상태의 천연가스를 필요로 할 수도 있고, 상압 LNG를 공급받아 처리할 수 있는 시설만을 갖추고 있을 수도 있다. 이를 위해 본 실시예에서는 운송이 이루어지는 과정에서 소비지의 온도 및 압력 요구조건에 맞추어 가압 액화천연가스의 온도 및 압력을 조절할 수 있는 운송 방법을 제안하는 것이다.

본 실시예는 운송 단계에서 가압 액화천연가스에서 발생하는 BOG를 배출시키되, BOG 배출량 조절과 더불어 저장 용기(10) 내부의 압력을 강제적으로 떨어뜨려 가압 액화천연가스로부터 다량의 플래시 가스(flash gas)를 발생시키고 이를 저장 용기(10)로부터 배출시킴으로써 저장 용기(10) 내부의 압력을 조절한다. 이를 통해 가압 액화천연가스의 온도를 변화시키고, 소비지에서 요구하는 압력 및 온도에 맞추어 액화천연가스를 공급할 수 있도록 한다. 이를 통해 본 실시예의 운송 단계를 거친 액화천연가스는 1 내지 25bar의 압력과, -163 내지 -95℃의 온도 범위까지 조절될 수 있고, 따라서 본 실시예에서 적용되는 저장 용기(10)는 이러한 범위 내의 압력과 온도의 변화에 대한 내구성을 지녀야 한다.

한편, 액화천연가스 운반선이 운송하는 천연가스의 액화 온도는 상압에서 약 -163℃의 극저온이므로, 온도 변화에 의해 쉽게 기화된다. 액화천연가스 운반선은 액화천연가스의 액화상태 유지를 위해 화물창 단열 구조를 갖추고 있으나, 액화천연가스는 저장 용기(10) 내에서도 지속적으로 자연 기화되기 때문에 상당한 양의 BOG(증발가스)가 발생한다. 이를 수치화하면, 액화천연가스 저장탱크에서 BOG는 약 0.05 vol%/day가 발생하며, 종래 액화천연가스 운반선의 운항시 시간당 4 내지 6 톤(t), 한번 운항시 약 300톤의 액화천연가스가 증발가스화되는 것으로 알려진다. 본 실시예는 상압이 아닌 13 내지 25bar로 가압된 액화천연가스를 운송하므로, 상압인 때에 비해 BOG의 발생량이 줄어들 수 있지만, 여전히 많은 양의 BOG가 발생할 수 있다.

저장 용기(10) 내의 BOG가 과다하면 이로 인해 용기 내 압력이 상승하면서 용기가 내부 압력을 견딜 수 없어 폭발할 위험이 있으므로, BOG는 배출시켜 액화한 후 다시 저장하거나 연료로 사용할 수 있다.

본 실시예는 저장 용기(10)에서 배출된 BOG를 운송 수단(C)의 추진설비(20)에 연료로 공급함으로써 가압 액화천연가스의 압력을 조절할 수 있다.

예를 들어 소비지에서 13 내지 25 bar보다 낮은 압력 조건을 필요로 하는 경우 BOG의 배출량을 늘려 운송 단계에서 선박 같은 해상 운송 수단이나 열차 같은 육상 운송 수단의 연료로 소비함으로써 저장 용기(10) 내부의 압력을 점차 낮추어 소비지의 조건에 맞출 수 있다.

다른 실시예로 저장 용기(10)에서 배출된 BOG를 발전설비(20)의 연료로 공급함으로써 가압 액화천연가스의 압력을 조절할 수 있다.

예를 들어 BOG를 개질하여 연료로 사용하는 연료전지 시스템을 운송 수단(C)에 갖추어 발전하고 운송 수단(C)에 필요한 전력을 공급하거나, 운송 수단 또는 바지선 같은 부유식 해상 구조물 등에 발전플랜트를 갖추어 BOG로 발전할 수도 있다.

이와 같이 추진설비 또는 발전설비(20)에 BOG를 연료로 공급함으로써, 저장 용기(10)에서 발생하는 BOG를 소비하여 저장 용기(10) 내부의 압력을 조절하고, 이를 통해 온도가 변화되도록 하여 소비지에 필요한 온도 및 압력 상태에 맞추어 천연가스를 공급할 수 있게 된다.

이는 보일의 법칙과 샤를의 법칙을 통해 유도되는 이상기체 상태방정식이 실재 기체에 적용될 때의 상태방정식인 반데르발스 상태방정식을 통해 확인할 수 있다.

P는 유체의 압력이고, V는 유체의 부피이며, T는 유체의 절대 온도, R은 기체 상수다. a와 b는 물질의 특성에 따라 다른 매개변수인데, 대략 a는 분자 사이의 상호작용의 세기를, b는 유체를 이루는 입자가 차지하는 부피를 나타낸다.

이는 다음과 같은 식으로 정리할 수 있다.

위의 식에서 부피가 일정하다면 P와 T는 서로 비례관례에 있음을 확인할 수 있고, 이를 본 실시예에 적용해보면 저장 용기(10) 내의 BOG를 배출하여 압력이 낮아지면 저장 용기(10) 내의 온도인 T 역시 낮아짐을 알 수 있다.

이와 같이, 운송 단계에서 BOG를 배출시켜 발전설비나 운송수단의 연료로 소비하여 저장 용기(10) 내의 압력을 조절하고 온도를 변화시킴으로써, 소비지의 온도 및 압력 조건에 맞출 수 있게 된다.

도 13 및 14에는 가압 액화천연가스의 압력 및 온도 변화에 대한 시뮬레이션 결과를 나타내었다. 이는 19bar의 압력으로 저장된 액화천연가스를 5일 동안 선박으로 운항하는 상태를 설정하고, 선박 전체 용량의 25%에 해당하는 저장 용기(10)로부터 BOG를 배출하여 선박의 추진 연료로 공급하는 조건에서, 시간에 따른 저장 용기(10) 내 가압 액화천연가스의 압력 및 온도 변화를 나타낸 그래프이다. 시뮬레이션 결과 5일 후 저장 용기(10) 내의 가압 액화천연가스는 3.54bar로 변화되었다.

다음으로 본 실시예에 적용될 수 있는 가압 액화천연가스를 저장하는 저장 용기(10)의 예를 좀더 상세하게 살펴보고자 한다.

저장 용기(10)의 첫 번째 예를 설명하기 위한 도 3은 본 발명의 일 실시예에 따른 액화천연가스 저장용기(10a)를 개략적으로 도시한 부분 사시도이고, 도 4는 도 3에 도시된 액화천연가스 저장용기의 단열 및 하중전달유닛을 개략적으로 도시한 사시도이고, 도 5는 도 4에 도시된 단열 및 하중전달유닛의 부분 분해사시도이고, 도 6는 도 4의 IV-IV선에 따른 단면도이다.

이들 도면에 도시된 바와 같이, 본 실시예에 따른 액화천연가스 저장용기(10a)는, 외부 쉘(100)과, 외부 쉘(100)에 일측부가 결합되며 타측부에는 저장된 액화천연가스를 밀봉하는 밀봉벽(B)이 결합되며 내부에는 밀봉벽(B)에 작용하는 하중을 외부 쉘(100)로 전달하는 하중전달부(230)가 마련되고 액화천연가스를 단열시키는 단열 및 하중전달유닛(200)을 구비한다.

외부 쉘(100)은, 도 3에 도시된 바와 같이, 본 실시 예의 최외각 벽을 형성하는 것으로서, 복수의 쉘을 상호 결합시켜서 마련될 수 있다.

본 실시 예에서 외부 쉘(100)은 저장된 액화천연가스로 인해 발생되는 압력 등의 하중을 지지하는 역할 즉, 액화천연가스의 슬로싱으로 인해 발생되는 충격력은 후술하는 단열 및 하중전달유닛(200)의 하중전달부(230)를 통해 외부 쉘(100)에 전달되므로 외부 쉘(100)은 이러한 하중을 견딜 수 있는 강 소재로 제작된다.

단열 및 하중전달유닛은 비금속 재질로 제작되고, 외부 쉘에 가해지는 압력은 1 ~ 25 bara(절대압력)일 수 있다.

단열 및 하중전달유닛(200)은, 압력 등의 하중을 지지하는 구조가 아닌 외부 쉘(100)에 전달하는 구조를 갖고, 저온 특성이 우수한 고가의 금속 재질이 아닌 비금속재질로 제작되므로 가격경쟁력을 확보할 수 있고, 진공 단열과 기존에 비해 단면적이 현저히 작은 하중전달부(230)를 이용하므로 효율적인 단열성능을 확보할 수 있다.

본 실시 예에서 단열 및 하중전달유닛(200)은, 도 4 및 도 5에 도시된 바와 같이, 외부 쉘(100)에 마련되는 바텀플레이트(210)와, 바텀플레이트(210)로부터 이격 배치되며 상측부에 밀봉벽(B)이 결합되는 탑플레이트(220)와, 바텀플레이트(210)와 탑플레이트(220) 사이에 마련되어 밀봉벽(B)에 작용하는 하중을 외부 쉘(100)로 전달하는 하중전달부(230)를 포함한다.

바텀플레이트(210)는 외부 쉘(100)에 마련된 스터드 볼트에 볼트 결합되며, 도 4 및 도 5에 도시된 바와 같이, 평면 형상이 직사각형 형상을 가질 수 있고, 요구되는 강도를 만족시킬 수 있는 플라이우드(plywood) 재질로 제작될 수 있다.

탑플레이트(220)는, 도 5에 도시된 바와 같이, 바텀플레이트(210)와 대응되는 형상을 가지며, 플라이우드 재질로 제작될 수 있다.

본 실시 예에서 탑플레이트(220)는 바텀플레이트(210)에 비해 저장된 액화천연가스에 근접되게 배치되므로 바텀플레이트(210)에 비해 슬로싱 충격력 등에 더 많은 영향을 받는다.

따라서 본 실시 예에서 탑플레이트(220)는, 도 4 및 도 5에 도시된 바와 같이, 제1 탑플레이트(221)와, 제1 탑플레이트(221)와 바텀플레이트(210) 사이에 마련되되 제1 탑플레이트(221)보다 두꺼운 두께를 갖는 제2 탑플레이트(222)를 포함하는 이중 구조로 마련될 수 있다.

그리고 탑플레이트(220)에는 저장된 액화천연가스를 밀봉하는 밀봉벽(B)이 마련되며, 본 실시 예에서 밀봉벽(B)은, 도 5 및 도 6에 도시된 바와 같이, 제1 탑플레이트(221)의 상측부에 마련되어 액화천연가스를 1차적으로 밀봉하는 제1 밀봉벽(PB)과, 제1 탑플레이트(221)와 제2 탑플레이트(222) 사이에 마련되어 액화천연가스를 2차적으로 밀봉하는 제2 밀봉벽(SB)을 포함한다.

한편 본 실시 예에서 밀봉벽(B)은 0.5 ~ 1.5㎜ 두께의 인바(Invar) 강으로 제작될 수 있다.

하중전달부(230)는, 도 4 및 도 5에 도시된 바와 같이, 바텀플레이트(210)와 탑플레이트(220) 사이에 마련되어 탑플레이트(220)로 전달되는 하중을 바텀플레이트(210)를 통해 외부 쉘(100)로 전달하는 역할을 한다.

본 실시 예에서 하중전달부(230)는, 도 4 및 도 5에 도시된 바와 같이, 바텀플레이트(210)와 탑플레이트(220)의 가장자리에 마련되는 복수의 비원형필러(231)와, 복수의 비원형 필러 사이에 마련되는 복수의 원형필러(232)를 포함한다.

본 실시 예에서 하중전달부(230)의 형상을 달리하고, 복수의 원형필러(232)를 복수의 비원형필러(231)에 비해 훨씬 많이 배치한 것은 단면적이 상대적으로 작은 복수의 원형필러(232)로 후술하는 단열부재의 삽입 공간을 확보하여 단열 성능을 향상시키기 위해서다.

또한 복수의 원형필러(232)는 좁은 간격으로 촘촘히 배열되므로 탑플레이트(220)로부터 전달되는 하중을 바텀플레이트(210)를 통해 외부 쉘(100)로 균일하게 전달하여 외부 쉘(100)의 특정 영역에 하중이 집중되는 것을 방지할 수 있다.

한편 본 실시 예에서 복수의 비원형필러(231)는 플라이우드(plywood) 재질로 제작될 수 있고, 복수의 원형필러(232)는 에폭시, 섬유 강화플라스틱 등을 포함하는 복합소재로 제작될 수 있다.

그리고 본 실시 예에서 복수의 비원형필러(231) 및 복수의 원형필러(232)는 후술하는 홀더(240)에 결합된다.

홀더(240)는, 도 4 및 도 6에 도시된 바와 같이, 바텀플레이트(210) 및 탑플레이트(220)에 결합되어 복수의 비원형필러(231) 및 복수의 원형필러(232)를 홀딩하는 역할을 하며, 나무 재질로 제작될 수 있다.

본 실시 예에서 홀더(240)에는 복수의 원형필러(232)가 끼워 맞춤 결합될 수 있는 복수의 홀(241)이 마련되고, 복수의 홀(241)이 마련된 영역에는 후술하는 표면손상 방지부재(250)가 끼워 맞춤 결합되는 복수의 확장홈(242)이 마련된다.

본 실시 예에서 홀더(240)는 바텀플레이트(210) 및 탑플레이트(220)에 극저온 접착제, 스크류, 스테이플로 결합될 수 있고, 복수의 비원형필러(231)도 동일한 방법으로 홀더(240)에 결합될 수 있다.

그리고 본 실시 예에서 홀더(240)는 바텀플레이트(210) 및 탑플레이트(220) 중 어느 하나에만 마련될 수도 있다.

표면손상 방지부재(250)는, 도 5 및 도 6에 도시된 바와 같이, 홀더(240)의 복수의 확장홈(242)에 끼워 맞춤 결합되어 복수의 원형필러(232)의 단부가 바텀플레이트(210) 및 탑플레이트(220)에 접촉되어 그 표면을 손상시키는 것을 방지하는 역할을 한다.

또한 표면손상 방지부재(250)는 복수의 원형필러(232)에 비해 직경이 크므로 복수의 원형필러(232)의 접촉부의 단면적을 증가시켜 복수의 원형필러(232)에 의해 바텀플레이트(210) 및 탑플레이트(220)의 표면에 가해지는 압력을 최소화시키는 역할도 한다.

본 실시 예에서 표면손상 방지부재(250)는 복수의 확장홈(242)에 대응되는 형상인 원형 형상을 가질 수 있고, 에폭시를 포함하는 복합소재나 스테인레스 스틸 재질로 제작될 수 있다.

단열부재는, 바텀플레이트(210)와 탑플레이트(220) 사이의 공간에 마련되어 액화천연가스를 단열시키며, 본 실시 예에서 단열부재는 부피형 단열재 또는 분말형 단열재를 포함한다.

부피형 단열재는 폴리우레탄 폼(open cell polyurethane foam)이나 멜라민 폼(melamine foam) 뿐만 아니라, 기공율이 뛰어난 발포된 폼을 포함하고, 입자형 단열재는 펄라이트(perlite), 글래스 버블(glass bubble), 에어로겔(aerogel) 및 건식 실리카(fumed silica) 중 어느 하나를 포함한다.

입자형 단열재 중 글래스 버블은 원형 형상을 가지므로 진공압 형성시 펄라이트나 에어로겔에 비해 서로 부딪혀 깨어지는 것이 거의 없다.

그리고 입자형 단열재를 사용하는 경우 단열재의 크기를 사전에 설치될 크기에 맞춰 준비할 필요가 없고, 단열공간이 협소한 경우 입자형의 형상적 특징으로 부피형 단열재에 비해 편리하게 작업할 수 있다. 나아가, 입자형 단열재는 기체의 흐름에 대한 간섭이 부피형 단열재에 비해 적어 부피형 단열재에 비해 진공압을 원활히 형성할 수 있다.

그리고 본 실시 예는 단열성능을 향상시키기 위해 단열부재가 채워진 공간을 진공으로 형성할 수 있고, 이러한 진공은 진공펌프를 이용해서 형성할 수 있다.

한편 본 실시 예에서 단열 및 하중전달유닛(200)의 바텀플레이트(210)와 외부 쉘(100) 사이의 공간에는 마스틱(M, mastic)을 포함하는 충진물질을 채워 빈 공간을 없앰으로써 단열성능을 향상시킬 수 있다.

도 7 내지 10은 도 2의 저장 용기(10)를 구성할 수 있는 다른 예들을 도시한다. 도 7은 다수의 저장 용기(332)가 패키지로 묶여 하나의 저장 용기(10b)를 구성하는 개념을 도시한 사시도이며, 도 8은 이에 포함될 수 있는 저장 용기(332)의 일 예를 도시하는 단면도이고, 도 9는 저장 용기(332)의 다른 예를 도시하는 단면도이다. 도 10은 도 9의 A-A'선에 따른 단면모습이다.

도 8 또는 9의 저장 용기(332)는 도 7에서와 같이 패키지로 묶여 저장 용기(10b)를 구성하지 않고, 저장 용기(332) 자체가 도 2의 저장 용기(10)로 적용될 수도 있다.

도 7에 도시된 복수의 저장 용기(332)가 패키지로 묶인 저장 용기(10b)에서 전술한 실시예의 저장 용기(도 3의 10a)가 패키지로 묶여 탑재됨으로써 저장 용기(10b)를 이룰 수도 있다.

패키지로 된 저장 용기(10b)의 다른 예로써, 본체(331)의 내측에 액화천연가스가 저장되는 다수의 저장 용기(332)가 설치되고, 저장 용기(332) 각각에 연결되고 선하역밸브가 설치되는 선하역라인(333)을 통해서 저장 용기에 대한 액화천연가스의 선, 하역을 가능하게 한다.

본체(331)는 내측에 다수의 저장 용기(332)가 배열되도록 설치되고, 저장 용기(332)가 서로 간격을 유지하면서 배열 상태를 유지하도록 저장 용기(332) 사이에 설치되는 스페이서를 포함할 수 있다.

또한 본체(331)는 열 출입을 차단하기 위한 단열층을 가지거나, 단열을 위해 이중 구조로 이루어질 수 있고, 본 실시예에서처럼 육면체 구조로 이루어질 수도 있고, 다른 형태의 구조로 이루어질 수도 있다. 또한 본체(331)는 지면으로부터 이격되어 열 전달을 차단하고 안정적으로 설치될 수 있도록 저면에 다수의 지지대(363)를 마련할 수 있다.

본체(331)는 다양한 규격으로 제작할 수 있다. 저장 용기(332)의 수용 개수와 크기에 맞추어 다양한 규격의 본체(331) 제작이 가능하다.

저장 용기(332)는 액화천연가스가 각각 저장되도록 하는 선하역라인(333)과 함께 1 내지 25 bar의 압력과 -163 내지 -95 ℃의 온도를 견디는 구조 또는 재질로 이루어질 수 있다. 가압 액화천연가스의 압력과 온도는 각각 13 내지 25 bar, -120 내지 -95 ℃이지만, 본 발명의 실시예들에서는 운송 단계에서 BOG의 배출을 통해 저장 용기(332) 내부의 압력과 온도를 소비지의 요구에 맞추어 1 내지 25 bar의 압력과 -163 내지 -95 ℃의 온도로 조절하게 되므로, 저장 용기(332)는 이러한 범위에 대해 내구성을 갖추어야 한다.

저장 용기(332)는 도 8에 도시되는 바와 같이, 내측에 저장되는 액화천연가스의 저온을 견디는 금속으로 제작되는 내벽(351)과 내벽(351)의 외측의 감싸서 내부 압력을 견디기 위한 강 소재로 제작되는 외벽(352) 사이에 열전달을 감소시키는 단열층부(353)가 설치될 수 있다.

내벽(351)은 내측에 액화천연가스가 저장되는 공간이 형성되고, 액화천연가스의 저온에 견디는 금속, 예를 들어 알루미늄, 스테인리스 스틸, 5 ~ 9 % 니켈 강 등과 같은 저온 특성이 우수한 금속으로 이루어지고, 도 8에서와 같이 튜브 형태로 이루어지거나, 다면체를 비롯한 다양한 형상을 띨 수 있다.

외벽(352)은 내벽(351)과의 사이에 공간을 형성하도록 내벽(351)의 외측을 감싸며, 내부 압력을 견디기 위한 강 소재로 이루어지고, 내벽(351)에 가해지는 내부 압력을 분담함으로써 내벽(351) 소재의 사용량을 절감하도록 하여 제작 비용을 절감할 수 있다.

한편 내벽(351)은 외벽(352)의 두께에 비해 작은 두께를 가지도록 형성될 수 있으며, 이를 통해 제작시 저온 특성이 우수한 고가 금속의 사용을 줄일 수 있다.

단열층부(353)는 내벽(351)과 외벽(352) 사이의 공간에 설치되고, 열전달을 감소시키는 단열재로 이루어진다. 단열층부(353)에는 내벽(351) 내의 압력과 동일하거나 유사한 압력이 가해지도록 구조 또는 재질적인 설계가 이루어질 수 있다.

단열층부(353)와 내벽(351)의 내부는 내벽(351) 내측과 외측 간의 압력 평형을 위해 연결유로(미도시)에 의해 서로 연결될 수 있다. 이와 같은 연결유로에 의해 내벽(351) 안과 밖(외벽(352) 안쪽)에서의 압력이 평형을 이루며, 외벽(352)이 압력의 상당부분을 지지함으로써 내벽(351)의 두께를 줄일 수 있다.

이처럼 저온 특성이 우수한 금속의 내벽(351)과 강도가 우수한 소재의 외벽(352) 사이에 열 전달을 감소시키면서 적정 BOR(Boil Off Rate)을 유지하기 위한 두께의 단열층부(353)를 설치함으로써 가압 액화천연가스를 저장할 수 있도록 하고, 내벽(351) 내측과 외측 간의 압력 균형으로 인해 내벽(351)의 두께를 감소시켜 저온 특성이 우수한 고가 금속 사용을 줄여 비용을 절감할 수 있다.

저장 용기(332)의 다른 예로써 도 9에 도시된 바와 같이, 저장 용기는 내측에 액화천연가스가 저장되는 내벽(361)과 내벽(361)의 외측을 감싸는 외벽 사이에 내벽(361)과 외벽을 지지하도록 하는 지지대(363)와 열전달을 감소시키는 단열층부(364)를 포함할 수 있다. 한편, 도 9에 도시된 저장 용기와 도 8에서 도시된 저장 용기는, 내벽(351, 361)에 대한 액화천연가스의 공급 및 배출을 위하여 내벽(351, 361)의 출입구(351a)에는 연결부(355)가 일체로 연결되어 외벽(352, 362)의 외측으로 돌출될 수 있으며, 이러한 연결부에는 밸브 등의 외부 부재가 연결될 수 있다.

내벽(361)은 내측에 액화천연가스가 저장되기 위한 공간이 형성되고, 액화천연가스의 저온에 견디는 금속, 예를 들어 알루미늄, 스테인리스 스틸, 5 ~ 9 % 니켈 강 등과 같은 저온 특성이 우수한 금속으로 이루어지고, 도 9에서와 같이 튜브 형태로 이루어지거나, 다면체를 비롯한 다양한 형상을 띨 수 있다.

지지대(363)는 내벽(361)과 외벽(362)을 지지하도록 내벽(361)과 외벽(362) 사이의 공간에 설치됨으로써 내벽(361)과 외벽(362)을 구조적으로 보강하게 되는데, 액화천연가스의 저온에 견딜 수 있는 금속(예컨대 저온강)으로 제작될 수 있으며, 도 10에 도시된 바와 같이, 내벽(361)과 외벽(362)의 측부 둘레를 따라 단일로 설치되거나 내벽(361)과 외벽(362)의 측부에서 상하로 간격을 두고 다수로 설치될 수도 있다.

지지대(363)는 내벽(361)의 외측면과 외벽(362)의 내측면에 각각 지지도는 제1 및 제2 플랜지(363a, 363b)와, 이들 사이에 마련되는 웨브(web, 363c)를 포함할 수 있다. 제1 및 제2 플랜지(363a, 363b) 각각은 링 형태로 이루어지거나, 링 형태를 다수로 분할한 곡률 부재로 이루어질 수 있다.

또한 지지대(363)는 플랜지와 같은 별도의 부재를 사용하지 않고 내벽(361)의 외측면과 외벽(362)의 내측면에 용접으로 고정 지지될 수도 있다. 이때 지지대(363)에 단열을 위해 유리섬유를 삽입할 수도 있다.

웨브(363c)는 제1 및 제2 플랜지(363a, 363b)에 양단이 고정되는 다수의 그레이팅(grating)으로 이루어질 수 있다. 여기서 그레이팅은 일부가 제1 및 제2 플랜지(363a, 363b) 사이에서 압축력을 주고 받도록 고정되고, 나머지가 트러스 구조를 이루도록 고정될 수 있으며, 형태 및 고정 위치를 변경 내지 조절할 수 있는데, 이는 웨브(363c)가 내·외벽(361, 362)에 용접으로 고정 지지되는 경우에도 동일하다.

외벽(362)의 내측면과 제2 플랜지(363b) 사이에는 열전달을 차단하기 위한 단열부재(365)가 마련될 수 있다. 이는 유리섬유(glass fiber)로 이루어질 수 있고, 내벽(361)의 온도가 지지대(363)에 의해 외벽(362)으로 전달되는 것을 방지한다.

지지대(363)가 용접으로 고정지지되는 경우에는 외벽(362)과 접촉하는 지지대(363)의 끝단 부분에 유리섬유와 같은 단열부재(365)를 배치시킨 후 용접으로 고정하거나, 별도의 단열부재(365)를 지지대(363) 외부와 외벽(362) 내측 사이에 배치시켜, 내벽(361)의 온도가 지지대(363)에 의해 외벽(362)으로 전달되는 것을 방지할 수도 있다.

단열층부(364)는 내벽(361)과 외벽(362) 사이의 공간에 설치되고, 열전달을 감소시키는 단열재로 이루어진다. 또한 단열층부(364)에는 내벽(361) 내의 압력과 동일한 압력이 가해지도록 설계가 이루어질 수 있는데, 여기서 내벽(361) 내의 압력과 동일한 압력이란, 완전히 동일한 것만이 아니라 오차 범위 내에서 유사한 정도를 포함하는 의미이다. 또한 단열층부(364)와 내벽(361) 내부는 내벽(361) 내측과 외측 간의 압력 평형을 위해 앞선 예에서 설명한 것과 같이 연결유로(미도시)로 서로 연결될 수 있다.

또한 단열층부(364)는 지지대(363), 특히 그레이팅 구조의 웨브(363c)를 통과할 수 있는 입자(grain) 형태의 단열재(예를 들어 perlite)로 이루어질 수 있다. 따라서 충진시에 입자 형태의 단열층부(364)가 자유롭게 고루 섞여서 충진될 수 있어 내벽(361)과 외벽(362) 사이의 틈이 발생하지 않게 되어 단열성능이 우수해질 수 있다.

또한 그레이팅 지지 구조 방식의 지지대(363)와 하부지지대(366)에 의해 충진시 단열층부(364)의 입자 유동이 자유롭게 되어 단열층부(364)의 불균질성이 방지될 수 있다.

도 11에 도시된 바와 같이, 저장 용기(10)는 복수로 마련되며, 복수의 저장 용기(10)에는 내부에서 발생한 BOG를 외부로 배출시키는 배출관(L)이 연결되고, 배출관(L)에는 배출관(L)을 개폐하는 제어 밸브(15)가 마련될 수 있다.

저장 용기(10)는 플랜지 결합 등을 통해 운송 수단(C)에서 분리될 수 있는 구조로 이루어질 수 있고, 복수의 저장 용기(332)를 상술한 실시예에서와 같이 각각 또는 패키지로 묶어 본체(331)에 탑재하여 운송 수단(C)에 설치될 수 있다. 저장 용기(10) 각각에는 BOG를 배출시키는 배출관(L)이 연결되므로, 분리된 저장 용기(10)는 제어 밸브(15)로 배출관(L)을 개폐하여 BOG 배출량을 조절함으로써 다른 저장 용기(10)와는 독립하여 압력을 조절할 수 있다.

복수의 저장 용기(10)에 마련된 배출관(L)은 BOG 공급관(BL)으로 연결되며, BOG 공급관(BL)에는 BOG 공급관(BL)을 개폐하는 BOG 공급 밸브(30)가 마련될 수 있다.

배출관(L)은 BOG 공급관(BL)으로 연결됨으로써, 저장 용기 내의 BOG를 운송 수단(C)의 추진설비 또는 발전설비(20) 등의 연료로 공급하게 된다.

도 12에서 도시된 바와 같이, BOG 공급관(BL)에는 BOG의 압력을 높이는 컴프레서(40)가 마련될 수 있다.

소비지에서 요구하는 액화천연가스의 압력이 비교적 높은 경우에는 발생하는 BOG도 압력이 높아 이를 연료로 하는 운송 수단(C)의 추진설비나 발전 설비(20) 등에 압력차만으로 공급할 수도 있으나, 소비지에서 상압 내외의 비교적 낮은 압력을 필요로 하는 경우 생성되는 BOG의 압력도 낮아 이를 추진설비나 발전 설비(20)의 연료로 공급하기 위해서 컴프레서(40)로 압력을 높여줄 수 있다.

본 발명의 다른 측면에 따르면, 전술한 가압 액화천연가스의 운송 방법으로 천연가스를 운송하는 선박 또는 육상 운송 수단이 제공된다.

선박이라 함은 LNG Carrier와 같은 선박뿐만 아니라, 고정식 또는 부유식 해양 플랫폼도 포함하는 의미이다.

이상에서 살펴본 바와 같이, 본 실시예들의 가압 액화천연가스의 운송 방법은 생산지에서 특정의 온도와 압력으로 생산된 가압 액화천연가스를, 운송 수단(C)으로 운송하는 과정에서 저장 용기 내의 BOG 배출량을 조절하고 이를 통해 소비지의 필요 압력 및 온도로 조절하여 공급할 수 있게 함으로써 별도의 설비 없이 다양한 소비지의 요구를 충족할 수 있는 운송 방법을 제공한다.

즉, 본 실시예들을 통해 가압 액화천연가스는 액화플랜트 등의 생산지에서 13 내지 25 bar의 압력, -120 내지 -95도의 온도로 선적되어, 향해 또는 계류 기간 등의 운송 과정 동안 공급될 소비지의 인프라와 요구 조건 등에 따라 1 내지 18 bar, -163도 내지 -110도 상태로 변환될 수 있다. 운송 과정에서 소비지의 요구 조건에 맞추어 미리 액화천연가스의 압력과 온도를 조절하므로, 소비지에 도착하였을 때 하역 시간을 단축할 수 있다.

또한 저장 용기의 압력을 떨어뜨려 발생시킨 flash gas를 포함하여, 저장 용기로부터 배출된 다량의 BOG는 운송 수단(C)의 추진연료 또는 발전 설비의 연료로 공급함으로써, 추진설비나 발전설비에 원활한 연료공급이 가능하며, 운송 수단(C)을 추진시키거나 필요한 전력을 공급할 수 있어 운송 수단(C)을 경제적이고 효율적으로 구동할 수 있게 된다.

본 실시예는 생산효율과 생산 단가 면에서 경제성이 높은 가압 액화천연가스를 운송하여, 상압의 액화천연가스에 대한 기반시설만 갖추고 있는 기존의 재기화 터미널이나 소비지 등에도 공급할 수 있는 방법을 제시한다. 이를 통해 공급자의 측면에서 가압 액화천연가스의 시장을 확대하여 경제성을 높일 수 있으며, 수요자의 측면에서 별도의 설비투자 없이 기존의 인프라만으로 가압 액화천연가스를 공급받을 수 있게 된다.

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

C: 운송 수단 L: 배출관
BL: BOG 공급관 10: 저장 용기
15: 제어 밸브 20: 추진설비 또는 발전설비
30: BOG 공급 밸브 40: 컴프레서
100 : 외부 쉘 200 : 단열 및 하중전달유닛
210 : 바텀플레이트 220 : 탑플레이트
230 : 하중전달부 240 : 홀더
250 : 표면손상 방지부재 B : 밀봉벽
PB : 제1 밀봉벽 SB : 제2 밀봉벽
M : 마스틱(mastic) 331: 본체
332: 저장 용기 333: 선하역라인
334: 증발가스라인 336a: 조작부
337: 디스플레이부 351: 내벽
351a: 출입구 352: 외벽
353: 단열층부 355: 연결부
361: 내벽 362: 외벽
363: 지지대 363a: 제1 플랜지
363b: 제2 플랜지 363c: 웨브
364: 단열층부 365: 단열부재
366: 하부지지대

Claims (17)

1. 액화천연가스의 운송 방법에 있어서,
   13 내지 25 바의 압력으로 가압된 가압 액화천연가스를 저장 용기에 저장하는 저장 단계; 및
   저장된 상기 가압 액화천연가스를 소비지로 운송하는 운송 단계를 포함하되,
   상기 운송 단계에서 상기 가압 액화천연가스의 BOG(Boil-Off Gas)를 상기 저장 용기 외부로 배출시켜 상기 가압 액화천연가스의 압력을 조절하여 상기 소비지의 온도 및 압력 조건에 맞추어 상기 가압 액화천연가스를 공급할 수 있고, 상기 저장 용기 내부의 압력을 강하시켜 상기 가압 액화천연가스로부터 플래시 가스(flash gas)를 발생시키고, 상기 플래시 가스를 포함하는 상기 BOG를 상기 저장 용기 외부로 배출시켜 상기 가압 액화천연가스의 압력을 조절하는 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 방법.
2. 삭제
3. 제 1항에 있어서,
   상기 운송 단계에서 운항 중에 플래시 가스를 포함한 BOG를 상기 저장 용기 외부로 배출시켜 하역 시에는 상압 상태의 액화천연가스로 만들어 상압의 액화천연가스를 수용할 수 있는 소비처로 공급하는 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 방법.
4. 제 1항에 있어서,
   상기 저장 용기에서 배출된 상기 BOG를 운송 수단의 추진설비에 연료로 공급함으로써 상기 가압 액화천연가스의 압력을 조절할 수 있는 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 방법.
5. 제 1항에 있어서,
   상기 저장 용기에서 배출된 상기 BOG를 발전설비의 연료로 공급함으로써 상기 가압 액화천연가스의 압력을 조절할 수 있는 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 방법.
6. 제 1항에 있어서, 상기 저장 용기는
   외부 쉘; 및
   상기 외부 쉘에 일측부가 결합되며 타측부에는 저장된 액화천연가스를 밀봉하는 밀봉벽이 결합되며, 내부에는 상기 밀봉벽에 작용하는 압력을 상기 외부 쉘로 전달하는 하중전달부가 마련되고 상기 가압 액화천연가스를 단열시키는 단열 및 하중전달유닛을 포함하며,
   상기 단열 및 하중전달유닛은 비금속 재질로 제작되고, 상기 외부 쉘에 가해지는 압력은 13~25bara인 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 방법.
7. 제 6항에 있어서, 상기 단열 및 하중전달유닛은,
   상기 외부 쉘에 결합되는 바텀플레이트;
   상기 바텀플레이트로부터 이격 배치되며 일측부에 상기 밀봉벽이 결합되는 탑플레이트; 및
   상기 바텀플레이트와 상기 탑플레이트 사이에 마련되어 상기 밀봉벽에 작용하는 하중을 상기 외부 쉘로 전달하는 상기 하중전달부를 포함하는 가압 액화천연가스의 운송 방법.
8. 제 7항에 있어서, 상기 단열 및 하중전달유닛은,
   상기 바텀플레이트와 상기 탑플레이트 사이에 마련되는 단열재를 더 포함하는 가압 액화천연가스의 운송 방법.
9. 제 6항에 있어서,
   상기 단열 및 하중전달유닛과 상기 외부 쉘 사이의 공간은 마스틱(mastic)을 포함하는 충진물질로 충진되는 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 방법.
10. 제 1항에 있어서,
    상기 저장 용기는 복수로 마련되며, 상기 복수의 저장 용기에는 내부에서 발생한 BOG를 외부로 배출시키는 배출관이 연결되고, 상기 배출관에는 상기 배출관을 개폐하는 제어 밸브가 마련되는 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 방법.
11. 제 10항에 있어서,
    상기 복수의 저장 용기에 마련된 상기 배출관은 BOG 공급관으로 연결되며, 상기 BOG 공급관에는 상기 BOG 공급관을 개폐하는 BOG 공급 밸브가 마련되는 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 방법.
12. 제 11항에 있어서,
    상기 BOG 공급관에는 상기 BOG의 압력을 높이는 컴프레서가 마련되는 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 방법.
13. 액화천연가스의 운송 수단에 있어서,
    13 내지 25 바의 압력으로 가압된 가압 액화천연가스를 저장하는 저장 용기를 포함하고,
    상기 가압 액화천연가스의 BOG(Boil-Off Gas)를 상기 저장 용기 외부로 배출시켜 상기 가압 액화천연가스의 압력을 조절하여 소비지의 온도 및 압력 조건에 맞추어 상기 가압 액화천연가스를 공급할 수 있고, 상기 저장 용기 내부의 압력을 강하시켜 상기 가압 액화천연가스로부터 플래시 가스(flash gas)를 발생시키고, 상기 플래시 가스를 포함하는 상기 BOG를 상기 저장 용기 외부로 배출시켜 상기 가압 액화천연가스의 압력을 조절하는 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 수단.
14. 제 13항에 있어서,
    상기 저장 용기는
    외부 쉘; 및
    상기 외부 쉘에 일측부가 결합되며 타측부에는 저장된 액화천연가스를 밀봉하는 밀봉벽이 결합되며, 내부에는 상기 밀봉벽에 작용하는 압력을 상기 외부 쉘로 전달하는 하중전달부가 마련되고 상기 가압 액화천연가스를 단열시키는 단열 및 하중전달유닛을 포함하며,
    상기 단열 및 하중전달유닛은 비금속 재질로 제작되고, 상기 외부 쉘에 가해지는 압력은 13~25bara인 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 수단.
15. 제 14항에 있어서,
    상기 단열 및 하중전달유닛은,
    상기 외부 쉘에 결합되는 바텀플레이트;
    상기 바텀플레이트로부터 이격 배치되며 일측부에 상기 밀봉벽이 결합되는 탑플레이트; 및
    상기 바텀플레이트와 상기 탑플레이트 사이에 마련되어 상기 밀봉벽에 작용하는 하중을 상기 외부 쉘로 전달하는 상기 하중전달부를 포함하는 가압 액화천연가스의 운송 수단.
16. 제 15항에 있어서,
    상기 단열 및 하중전달유닛은,
    상기 바텀플레이트와 상기 탑플레이트 사이에 마련되는 단열재를 더 포함하는 가압 액화천연가스의 운송 수단.
17. 제 14항에 있어서,
    상기 단열 및 하중전달유닛과 상기 외부 쉘 사이의 공간은 마스틱(mastic)을 포함하는 충진물질로 충진되는 것을 특징으로 하는 가압 액화천연가스의 운송 수단.

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