KR102008828B1 - 액화가스 수송선의 운용방법 - Google Patents

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Abstract

액화가스 수송선의 운용방법이 개시된다. 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법은 천연가스의 산지로부터 액화가스 수송선에 설치된 저장탱크로 액화천연가스를 선적하는 단계, 액화가스 수송선을 산지로부터 천연가스의 수요처로 운항하는 단계, 수요처에서 저장탱크에 수용된 액화천연가스를 하역하는 단계, 수요처로부터 저장탱크로 액체질소를 선적하는 단계, 액화가스 수송선을 수요처로부터 산지로 운항하는 단계 및 산지에서 저장탱크에 수용된 액체질소를 하역하는 단계를 포함하여 제공될 수 있다.

Description

액화가스 수송선의 운용방법{OPERATING METHOD OF LIQUEFIED GAS CARRIER}
본 발명은 액화가스 수송선의 운용방법에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 천연가스의 산지와 수요처 사이를 운항하며 액화천연가스 및 액화질소를 효과적으로 운송할 수 있는 액화가스 수송선의 운용방법에 관한 것이다.
최근에는 온실가스 및 각종 대기오염 물질의 배출에 대한 국제해사기구(IMO)의 규제가 강화됨에 따라 조선 및 해운업계에서는 기존 연료인 중유, 디젤유의 이용을 대신하여, 청정 에너지원인 천연가스를 선박의 연료로 이용하는 경우가 많아지고 있다.
일반적으로 천연가스는 저장 및 수송의 용이성을 위해 대략 -163도씨의 극저온으로 냉각하여 부피를 1/600으로 줄인 액화천연가스(LNG, Liquefied Natural Gas)의 상태로 가스정 등의 산지에서 선박의 저장탱크 또는 연료탱크에 충전되어 원거리의 수요처로 운송된다.
액화천연가스는 수송선 등의 선박에 단열 처리되어 설치되는 흔히 화물창이라 불리는 저장탱크에 저장 및 수송된다. 그러나 액화천연가스를 완전히 단열시켜 수용하는 것은 실질적으로 불가능하므로, 외부의 열이 저장탱크의 내부로 지속적으로 전달되어 액화천연가스가 자연적으로 기화하여 발생되는 증발가스(Boil Off Gas)가 저장탱크의 내부에 축적되게 된다. 이러한 증발가스는 저장탱크의 내부압력을 상승시켜 저장탱크의 변형 및 훼손을 유발할 수 있으므로 증발가스를 처리할 필요가 있다.
수요처에 도착한 선박은 운송한 액화천연가스를 수요처의 저장시설로 공급하여 하역한 후, 다시 액화천연가스의 수송을 위해 저장탱크가 빈 상태로 산지로 운항하게 되는데, 이는 선박 및 저장탱크의 운용 효율성을 저하시키는 것이므로 비효율적이라는 문제점이 있다.
한편, 천연가스 또는 액화천연가스를 취급하는 산지에서는 액화천연가스를 안정적으로 수용하거나 취급하기 위해 불활성 가스인 질소가스를 필요로 한다. 이를 위해, 별도의 질소 공급처를 확보해야 하거나, 별도의 질소가스 발생기(N2 Generator) 및 저장설비 등을 구축하는 것이 요구되었다. 그러나 이는 운용 및 관리 비용이 증가할 뿐만 아니라, 이에 투입되는 노동력도 증가하는 문제점이 존재한다.
대한민국 공개특허공보 제10-2012-0075941호(2012. 07. 09. 공개)
본 실시 예는 천연가스의 산지와 수요처 사이에서 천연가스 및 질소가스를 효과적이고 효율적으로 운송할 수 있는 액화가스 수송선의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 저장탱크에 수용된 액화천연가스의 하역공정과 저장탱크 내부의 질소가스 치환공정을 동시에 수행하여 공정 효율성을 향상시킬 수 있는 액화가스 수송선의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 저장탱크에 수용된 액화천연가스의 하역 시 수요처가 요구하는 액화천연가스 온도조건에 맞추어 공급할 수 있는 액화가스 수송선의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 저장탱크에 수용된 액화천연가스로부터 발생하는 증발가스를 효과적으로 처리할 수 있는 액화가스 수송선의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 저장탱크에 수용된 액화천연가스를 수요처로 안정적으로 하역할 수 있는 액화가스 수송선의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 산지에서 요구하는 질소가스를 안정적으로 공급할 수 있는 액화가스 수송선의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 운용의 효율성을 향상시킬 수 있는 액화가스 수송선의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 발명의 일 측면에 따르면, 천연가스의 산지로부터 액화가스 수송선에 설치된 저장탱크로 액화천연가스를 선적하는 단계; 상기 액화가스 수송선을 상기 산지로부터 천연가스의 수요처로 운항하는 단계; 상기 수요처에서 상기 저장탱크에 수용된 액화천연가스를 하역하는 단계; 상기 수요처로부터 상기 저장탱크로 액체질소를 선적하는 단계; 상기 액화가스 수송선을 상기 수요처로부터 상기 산지로 운항하는 단계; 및 상기 산지에서 상기 저장탱크에 수용된 액체질소를 하역하는 단계;를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 액화천연가스를 하역하는 단계는 상기 저장탱크의 내부를 질소가스로 치환하는 단계를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 질소가스로 치환하는 단계는 상기 액화천연가스의 하역 시 상기 저장탱크의 내부압력을 유지하도록 상기 저장탱크의 내부를 질소가스로 충진하는 단계를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 질소가스로 충진하는 단계는 상기 액화천연가스의 하역 시 상기 저장탱크에 잔존하는 액화천연가스를 기화시키도록 상기 저장탱크로 가열된 질소가스를 공급하는 단계를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 질소가스로 충진하는 단계는 상기 가열된 질소가스를 공급하는 단계 후 상기 저장탱크로 액체질소를 공급하되, 상기 저장탱크로부터 하역되는 액화천연가스와 상기 저장탱크로 공급되는 액체질소를 열교환하여, 하역되는 액화천연가스는 냉각하고, 공급되는 액체질소는 가열 및 기화되어 질소가스로 상 변화하여 상기 저장탱크의 내부로 주입될 수 있다.
상기 수요처로 운항하는 단계는 상기 저장탱크의 내부압력을 증가시켜 액화천연가스의 증발가스 발생을 억제하는 단계를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 액체질소를 선적하는 단계는 액체질소의 공급 전 상기 저장탱크 내부의 질소성분 순도를 측정하는 단계를 포함하여 제공될 수 있다.
본 실시 예에 의한 액화가스 수송선은 천연가스의 산지로부터 수요처로 액화천연가스를 효과적으로 운송함과 동시에, 수요처로부터 산지로 액체질소를 효과적으로 운송하여 운용의 효율성이 향상되는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법은 산지에서 요구하는 질소가스를 안정적으로 공급할 수 있는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법은 저장탱크에 수용된 액화천연가스로부터 발생하는 증발가스를 효과적으로 처리할 수 있는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법은 저장탱크에 수용된 액화천연가스의 하역공정과 저장탱크 내부의 질소가스 치환공정을 동시에 수행하여 공정 효율성이 향상됨과 동시에, 저장탱크 내부의 질소가스 함량을 증가시켜 후속적으로 선적되는 액체질소의 순도가 향상되는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법은 별도의 냉각시스템 또는 히터 없이도 저장탱크에 수용된 액화천연가스의 하역 시 수요처가 요구하는 액화천연가스의 온도조건에 맞추어 액화천연가스 송출온도를 조절할 수 있는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법은 저장탱크로부터 수요처로 액화천연가스를 안정적으로 하역할 수 있는 효과를 가진다.
도 1은 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법에 의해 액화가스 수송선이 천연가스의 산지와 천연가스의 수요처 사이를 운항하는 상태를 나타내는 도면이다.
도 2는 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법을 나타내는 순서도이다.
도 3은 도 2의 S3 단계에 포함된 세부적인 운용방법을 나타내는 도면이다.
도 4는 도 3의 S3 단계를 수행하는 액화가스 수송선을 나타내는 개념도이다.
이하에서는 본 발명의 실시 예들을 첨부 도면을 참조하여 상세히 설명한다. 이하에 소개되는 실시 예들은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 본 발명의 사상이 충분히 전달될 수 있도록 하기 위해 예로서 제공되는 것이다. 본 발명은 이하 설명되는 실시 예들에 한정되지 않고 다른 형태로 구체화될 수도 있다. 본 발명을 명확하게 설명하기 위하여 설명과 관계없는 부분은 도면에서 생략하였으며 도면들에 있어서, 구성요소의 폭, 길이, 두께 등은 편의를 위하여 과장되어 표현될 수 있다. 명세서 전체에 걸쳐서 동일한 참조번호들은 동일한 구성요소들을 나타낸다.
도 1은 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법에 의해 액화가스 수송선(100)이 천연가스의 산지(1)와 천연가스의 수요처(2) 사이를 운항하면서 액화가스를 수송하는 상태를 도면이다.
도 1을 참조하면, 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선(100)은 천연가스의 산지(1)와 천연가스의 수요처(2) 사이를 운항하되, 천연가스의 산지(1)로부터 액화천연가스(LNG)를 공급받아 수요처(2)로 액화천연가스를 운송하고, 수요처(2)로부터 액체질소(LN2)를 공급받아 천연가스의 산지(1)로 액체질소를 운송할 수 있다.
천연가스는 발화성 물질로서 저장 및 수송의 용이성을 위해 대략 -163도씨의 극저온 액체상태의 액화천연가스의 상태로 취급되는 바, 취급의 안정성을 위해 불활성 가스인 질소가스를 필요로 한다. 이러한 질소가스는 산지(1)의 액화천연가스 저장설비에 설치된 단열재 측으로 공급되거나, 각종 가스라인에 공급되어 액화천연가스 또는 천연가스의 누출을 억제하고, 저온의 상태로 운용하는 데에 이용된다.
종래에는 액화천연가스 수송선이 천연가스의 가스정 등의 산지(1)로부터 액화천연가스를 천연가스의 수요처(2)로 수송하는 것과 별개로, 산지(1)에서 필요로 하는 질소가스는 별도의 질소 수요처를 확보해야 하거나, 질소가스 발생기(N2 Generator) 및 질소 저장설비 등을 산지(1)에 추가적으로 구축하여 이용하여 왔다.
그러나 종래의 방식은 액화천연가스 수송선이 수요처(2)에 액화천연가스를 하역한 후, 다시 액화천연가스의 수송을 위해 천연가스의 산지(1)로 운항 시 액화천연가스를 수용 및 저장하는 저장탱크가 빈 상태로 운용되므로 액화천연가스 수송선의 운용 비효율을 초래할 뿐만 아니라, 별도의 질소가스 수송선 운용을 위한 비용 및 질소가스 발생기와 저장설비를 구축해야 하는 비용이 추가로 요구되는 문제점이 존재하였다.
이에 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선(100)은 천연가스의 산지(1)와 천연가스의 수요처(2) 사이를 운항하면서, 산지(1)로부터 액화천연가스를 공급받아 수요처(2)로 수송함과 동시에, 수요처(2)로부터 액체질소를 공급받아 산지(1)로 수송하되, 저장탱크(110)에 수용 및 저장된 액화천연가스로부터 발생하는 증발가스를 억제하고, 액화천연가스와 액체질소를 신속하게 선적할 수 있도록 마련된다.
도 2는 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법을 나타내는 순서도이며, 도 3은 도 2의 S3 단계에 포함된 세부적인 운용방법을 나타내는 도면이다. 또한, 도 4는 도 3의 S3 단계를 수행하는 액화가스 수송선을 나타내는 개념도이다.
도 2 내지 도 4를 참조하면, 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선(100)의 운용방법은 천연가스의 산지(1)로부터 액화가스 수송선(100)에 마련된 저장탱크(110)로 액화천연가스를 선적하는 단계(S1), 액화가스 수송선(100)을 산지(1)로부터 천연가스의 수요처(2)로 운항하는 단계(S2), 수요처(2)에서 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스를 하역하는 단계(S3), 수요처(2)로부터 저장탱크(110)로 액체질소를 선적하는 단계(S4), 액화가스 수송선(100)을 수요처(2)로부터 산지(1)로 운항하는 단계(S5), 산지(1)에서 저장탱크(110)에 수용된 액체질소를 하역하는 단계(S6)를 포함하고, 각 단계를 거친 이후에는 다시 반복하여 운용될 수 있다.
구체적으로, 액화가스 수송선(100)은 천연가스의 산지(1)에서 수요처(2)로 운송할 액화천연가스를 공급받아 저장탱크(110)에 수용 및 저장할 수 있다(S1). 복수의 저장탱크(110)와 더불어, 액화가스 수송선(100)의 작동에 필요한 연료탱크(미도시)에 액화천연가스를 모두 선적한 후에는 액화천연가스의 운송을 위해 액화가스 수송선(100)을 천연가스 산지(1)로부터 천연가스 수요처(2)로 운항할 수 있다(S2).
한편, 천연가스의 산지(1)에서 액화천연가스를 저장탱크(110)에 선적한 후 수요처(2)로 운항 시(S2), 저장탱크(110)는 내부에 수용된 액화천연가스의 기화 또는 증발을 방지하도록 단열 처리되어 마련되나, 외부의 열 침입을 완전히 차단하는 것은 현실적으로 불가능하므로 저장탱크(110)의 내부에는 증발가스(BOG)가 발생하여 축적된다. 증발가스가 저장탱크(110) 내부에 축적될 경우, 저장탱크(110)의 내부압력을 상승시켜 저장탱크(110)의 변형 및 파손을 유발할 수 있으므로 증발가스를 처리 및 제거하거나 이를 억제할 필요가 있다.
종래에는 증발가스를 벤트 마스트 등에 의해 대기 중으로 흘려보내거나, 고가의 냉각 시스템를 별도로 구축하여 증발가스를 재액화하여 회수하는 방안 등이 이용되었다. 그러나 이는 에너지원인 증발가스를 버리는 것이므로 에너지 효율 면에서 바람직하지 못하며, 냉각 시스템을 별도로 구축하는 것은 설비 구축 및 운용 비용이 증가하여 비용 면에서 비효율적인 문제점이 있다.
이에 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법은 액화가스 수송선(100)을 산지(1)로부터 수요처(2)로 운항 시(S2), 저장탱크(110)의 내부압력을 증가하여 액화천연가스의 증발가스 발생을 억제하는 단계(S2-1)를 포함한다. 저장탱크(110)의 내부압력이 증가할수록 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스로부터 기화하는 증발가스의 발생량은 감소하는 바, 액화가스 수송선(100)을 수요처(2)로 운항하는 동안 저장탱크(110)의 내부압력을 증가하여, 저장탱크(110) 내부에 증발가스의 발생을 억제할 수 있다.
액화가스 수송선(100)이 천연가스의 수요처(2)에 도착하면, 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스를 수요처(2)에 구비된 저장설비 등으로 공급하여 하역하게 되고, 액화천연가스를 모두 하역한 이후 저장탱크(110)에 액체질소를 선적한다(S4). 이 때, 저장탱크(110)에 액화천연가스를 저장하고 있다가, 다른 종류의 유체인 액체질소를 저장하고자 하는 경우, 액체질소를 선적하기 전에 저장탱크(110)의 내부에 선적될 액체질소의 순도 향상을 위해 저장탱크(110)의 내부를 질소가스로 치환하는 공정이 요구되며, 소비자가 원하는 액체질소의 순도를 맞출 수 있도록 저장탱크(110)의 내부에 액체질소 선적 전, 저장탱크(110) 내부의 질소성분 순도를 측정하는 단계를 추가적으로 수행할 수 있다. 질소가스 치환공정에 대한 자세한 설명은 후술하도록 한다.
저장탱크(110)에 액체질소를 모두 선적한 후에는 액체질소의 운송을 위해 액화가스 수송선(100)을 천연가스의 수요처(2)로부터 천연가스의 산지(1)로 운항할 수 있으며(S5), 액화가스 수송선(100)이 천연가스의 산지(1)에 도착하면, 저장탱크(110)에 수용된 액체질소를 산지(1)에 구비된 질소 저장탱크 등의 각종설비 등으로 공급하여 하역하게 된다(S6). 이와 같은 공정들은 순차적으로 반복 수행하면서 액화가스 수송선(100)이 운용될 수 있다.
한편, 앞서 설명한 바와 같이 저장탱크(110)는 산지(1)로부터 수요처(2)로 운항 시에는 내부에 액화천연가스를 저장하며, 수요처(2)로부터 산지(1)로 운항 시에는 내부에 액체질소를 저장하는 바, 저장탱크(110)의 내부에는 서로 다른 두 종류의 유체가 반복적으로 수용하게 된다. 이 때, 저장탱크(110)의 내부에 액화천연가스를 저장하고 있다가 액체질소를 저장하고자 하는 경우, 후속적으로 저장탱크(110)에 저장되는 액체질소의 순도를 높이기 위해, 저장탱크(110)의 내부를 질소성분으로 치환하는 공정이 요구된다.
종래의 치환 공정에 대해 간략히 살펴보면, 제1 유체를 저장하고 있는 저장탱크에 다른 종류의 제2 유체를 저장하고자 하는 경우, 저장탱크로부터 제1 유체를 뽑아냄과 동시에, 저장탱크의 내부압력을 유지하기 위해 제1 유체의 기화가스인 저온의 제1 가스를 저장탱크 내부에 공급한다. 펌프 등의 장치로 저장탱크에 수용된 제1 유체를 뽑아내기 힘든 정도가 되면, 잔존하는 제1 유체를 완전히 배출시키기 위해 고온의 제1 가스를 지속적으로 공급하여 제1 유체를 모두 기화시켜 저장탱크의 내부에는 제1 가스만이 남게 된다. 그 후 저장탱크의 내부온도는 고온의 제1 가스에 의해 상승한 상태이므로, 후속적으로 저장시키고자 하는 제2 유체의 기화가스인 저온의 제2 가스를 저장탱크의 내부에 공급하여 치환 공정을 수행하며, 치환 공정을 완료한 후에 제2 유체를 저장탱크 내부의 스프레이 라인 등을 통해 분사하여 저장탱크의 내부를 냉각한다. 제2 유체의 분사에 의해 저장탱크의 내부온도가 충분히 하강한 이후에 제2 유체를 저장탱크에 선적할 수 있게 된다.
이와 같이 종래의 공정은 저장탱크의 내부압력 유지를 위해 기존에 저장된 유체의 저온 기화가스를 공급하는 공정, 기존에 저장된 유체를 완전히 배출하기 위해 고온 기화가스를 공급하는 공정, 후속적으로 저장할 유체의 기화가스를 공급하는 공정, 저장탱크의 냉각 공정을 순차적으로 수행해야 하는 바, 종래의 공정은 많은 시간 및 노동력이 투입되어 비효율적이라는 문제점이 있었다.
이에 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법은 소요 시간 및 노동력을 절감하도록 수요처(2)에서 저장탱크(110)로부터 액화천연가스 하역하는 공정(S3)과, 저장탱크(110)의 내부를 질소가스로 치환하는 공정(S3-1)을 동시에 수행할 수 있다.
저장탱크(110)의 내부를 질소가스로 치환하는 공정(S3-1)은 수요처(2)에서 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스의 하역 시, 저장탱크(110)의 내부 압력을 유지하도록 저장탱크의 내부로 질소가스를 충진하여야 한다(S3-2). 이를 위해 저장탱크(110)로 액체질소를 공급하되, 저장탱크(110)로부터 하역되는 액화천연가스와 저장탱크(110)로 공급되는 액체질소를 열교환장치(120)에 의해 열교환하여(S3-3), 하역되는 액화천연가스는 수요처(2)가 요구하는 온도조건에 맞추어 냉각시키고(S3-31), 공급되는 액체질소는 가열 및 기화하여 질소가스로 상 변화하여 저장탱크(110)의 내부로 주입될 수 있다(S3-32). 또는 이와는 달리, 저장탱크(110)의 내부 압력을 유지하기 위해, 수요처(2)의 터미널로부터 직접 질소가스를 공급받아 저장탱크의 내부로 주입될 수도 있다.
한편, 앞서 설명한 바와 같이 액화가스 수송선(100)을 산지(1)로부터 수요처(2)로 운항하는 동안(S2) 저장탱크(110)의 내부압력을 증가하여 증발가스의 발생을 억제하나(S2-1), 저장탱크(110)의 내부압력 증가 시 내부온도가 증가하게 되어 천연가스의 수요처(2)에서 요구하는 액화천연가스의 요구온도보다 상승할 우려가 있다.
이에 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법은 수요처(2)에서 저장탱크(110)로부터 액화천연가스 하역 시(S3), 저장탱크(110)로부터 하역되는 액화천연가스와 치환을 위해 저장탱크(110)로 공급되는 액체질소를 열교환함으로써(S3-3), 저장탱크(110)로부터 하역되어 수요처(2)로 공급되는 액화천연가스는 액체질소로부터 냉열을 공급받아 수요처(2)에서 요구하는 액화천연가스의 요구온도로 냉각시키고(S3-31), 저장탱크(110)로 공급되는 액체질소는 액화천연가스로부터 가열 및 기화되어 질소가스로 상 변화하여 저장탱크(110)로 주입되어 치환공정을 수행할 수 있다. 다시 말해, 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법은 하역하는 액화천연가스와 공급되는 액체질소의 열교환에 의해, 수요처(2)에서 저장탱크(110)로부터 액화천연가스의 하역 공정, 저장탱크(110)의 내부를 질소가스로 치환하는 공정, 수요처(2)로 하역되는 액화천연가스의 냉각 공정을 동시에 수행함으로써 공정의 시간 및 투입 노동력을 절감하고, 별도의 냉각 시스템 또는 가스 공급설비 없이도 공정 수행이 가능하므로 설비 구축 및 운용의 효율성을 도모할 수 있다. 또한, 액체질소는 열교환장치(120)에 의해 열교환을 거쳐 기화되어 질소가스의 상태로 저장탱크(110)로 공급되더라도 그 온도가 충분히 낮으므로 저장탱크(110)의 내부에 잔존하는 증발가스는 액화되어 액화천연가스로 상 변화하게 되는 바, 저장탱크(110) 내부의 질소가스 순도가 향상될 수 있으며, 나아가 후속적으로 선적되는 액체질소의 순도를 향상시키는 효과를 가질 수 있다.
저장탱크(110)의 내부에 수용된 액화천연가스의 하역과 함께, 저장탱크(110)의 내부로 상 변화한 질소가스를 공급하고, 저장탱크(110) 내부의 질소성분 순도를 측정하여 수요처(2) 또는 소비자가 요구하는 순도에 상응하는 수준에 도달한 것으로 판단되면 치환 공정을 완료한다. 이 때, 액화천연가스의 하역 이후 저장탱크(110)의 내부에 액화천연가스가 잔존할 경우에는 수요처(2)의 터미널로부터 가열된 질소가스를 공급하여 잔존 액화천연가스를 증발가스로 기화시킴으로써 치환 공정의 시간을 단축할 수 있다. 치환 공정을 완료한 후 저장탱크(110)의 내부에 액체질소의 선적을 수행하게 된다(S4). 저장탱크(110)에 액체질소를 모두 선적한 후에는 액체질소의 운송을 위해 액화가스 수송선(100)을 천연가스의 수요처(2)로부터 천연가스의 산지(1)로 운항하며(S5), 액화가스 수송선(100)이 천연가스의 산지(1)에 도착하면, 저장탱크(110)에 수용된 액체질소를 산지(1)에 구비된 각종설비 등으로 공급하여 하역하게 된다(S6). 이 공정을 모두 거친 후에는 다시 첫 공정부터 반복적으로 수행하여 액화가스 수송선(100)을 운용하게 된다.
이와 같이 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법은 천연가스의 수요처(2)로부터 천연가스의 산지(1)로 운항 시 빈 상태로 운용되는 저장탱크(110)를 활용하여 액체질소를 운송함으로써, 천연가스의 산지(1) 및 선체 내 설비에서 요구하는 질소가스를 별도의 질소 발생장치 없이도 용이하고 안정적으로 공급할 수 있으며, 저장탱크(110)의 내부를 천연가스성분으로부터 질소성분으로 치환하는 공정이 단순화되어 공정 및 노동력의 효율성을 도모할 수 있다.
나아가, 천연가스의 산지(1)로부터 천연가스의 수요처(2)로 액화천연가스의 운송 시, 저장탱크(110) 내부의 증발가스 발생을 용이하게 억제할 수 있으며, 수요처(2)에서 하역되는 액화천연가스와 치환공정을 위해 저장탱크(110)로 투입되는 액체질소의 열교환을 통해, 별도의 냉각 설비 없이도 수요처(2)가 요구하는 액화천연가스의 요구온도로 용이하게 냉각시킴과 동시에, 저장탱크(110)의 내부로 질소가스를 효과적으로 주입할 수 있으므로 설비 구축 및 운용 비용이 절감되는 효과를 가질 수 있다.
1: 천연가스 산지 2: 천연가스 수요처
100: 액화가스 수송선 110: 저장탱크
120: 열교환장치

Claims (7)

  1. 천연가스의 산지로부터 액화가스 수송선에 설치된 저장탱크로 액화천연가스를 선적하는 단계;
    상기 액화가스 수송선을 상기 산지로부터 천연가스의 수요처로 운항하는 단계;
    상기 수요처에서 상기 저장탱크에 수용된 액화천연가스를 하역하는 단계;
    상기 수요처로부터 상기 저장탱크로 액체질소를 선적하는 단계;
    상기 액화가스 수송선을 상기 수요처로부터 상기 산지로 운항하는 단계; 및
    상기 산지에서 상기 저장탱크에 수용된 액체질소를 하역하는 단계;를 포함하고,
    상기 액화천연가스를 하역하는 단계는
    상기 저장탱크의 내부를 질소가스로 치환 및 충진하는 단계를 포함하며,
    상기 질소가스로 치환 및 충진하는 단계는
    상기 액화천연가스의 하역 시 상기 저장탱크에 잔존하는 액화천연가스를 기화시키도록 상기 저장탱크로부터 하역되는 액화천연가스와 상기 저장탱크로 공급되는 액체질소를 열교환하여, 하역되는 액화천연가스는 냉각하고, 공급되는 액체질소는 가열 및 기화되어 질소가스로 상 변화하여 상기 저장탱크의 내부로 주입되는 액화가스 수송선의 운용방법.
  2. 삭제
  3. 삭제
  4. 삭제
  5. 삭제
  6. 제1항에 있어서,
    상기 수요처로 운항하는 단계는
    상기 저장탱크의 내부압력을 증가시켜 액화천연가스의 증발가스 발생을 억제하는 단계를 포함하는 액화가스 수송선의 운용방법.
  7. 제1항에 있어서,
    상기 액체질소를 선적하는 단계는
    액체질소의 공급 전 상기 저장탱크 내부의 질소성분 순도를 측정하는 단계를 포함하는 액화가스 수송선의 운용방법.
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