KR102016358B1 - 액화가스 수송선 및 이의 운용방법 - Google Patents

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Abstract

액화가스 수송선 및 이의 운용방법이 개시된다. 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선은 천연가스의 산지로부터 천연가스의 수요처로 운항 시 내부에 액화천연가스를 수용하고, 수요처로부터 산지로 운항 시 내부에 액체질소를 수용하는 저장탱크, 수요처에서 액체질소를 공급받아 수용하는 버퍼탱크, 저장탱크에 액화천연가스 수용 시, 내부에 발생하는 증발가스를 공급받아 재액화시키는 증발가스 재액화라인, 버퍼탱크로부터 액체질소를 공급받아 질소가스로 변환하여 선체 내 질소 수요설비로 공급하는 질소 공급라인 및 증발가스 재액화라인을 따라 이송되는 증발가스와 질소 공급라인을 따라 이송되는 액체질소를 열교환하는 열교환장치를 포함하여 제공될 수 있다.

Description

액화가스 수송선 및 이의 운용방법{LIQUEFIED GAS CARRIER AND OPERATING METHOD THEREOF}
본 발명은 액화가스 수송선 및 이의 운용방법에 관한 것으로서, 더욱 상세하게는 천연가스의 산지와 수요처 사이를 운항하며 액화천연가스 및 액화질소를 효과적으로 운송할 수 있는 액화가스 수송선 및 이의 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 극저온 으로 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 처리 및 제거할 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 산지 및 선박들은 액화천연가스를 안정적으로 수용하거나 취급하기 위해 불활성 가스인 질소가스를 필요로 한다. 이를 위해, 산지에서는 별도의 질소 공급처를 확보해야 하거나, 액화천연가스 수송용 선박들은 별도의 질소가스 발생기(N2 Generator) 및 저장설비 등을 선체에 추가로 구축하는 것이 요구되었다.
그러나 별도의 질소 공급처 또는 질소 공급설비를 구축하는 경우 운용 및 관리 비용이 증가하며, 나아가 질소 공급설비가 선체의 넓은 공간을 차지하여 선박의 공간 효율성이 저하되는 문제점이 있다.
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 수송선 및 이의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 저장탱크에 수용된 액화천연가스로부터 발생하는 증발가스를 효과적으로 처리할 수 있는 액화가스 수송선 및 이의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 산지 및 설비에서 요구하는 질소가스를 안정적으로 공급할 수 있는 액화가스 수송선 및 이의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 운용의 효율성을 향상시킬 수 있는 액화가스 수송선 및 이의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 실시 예는 선체의 공간 효율성을 향상시키고 설비 구축 비용을 절감할 수 있는 액화가스 수송선 및 이의 운용방법을 제공하고자 한다.
본 발명의 일 측면에 따르면, 천연가스의 산지로부터 천연가스의 수요처로 운항 시 내부에 액화천연가스를 수용하고, 상기 수요처로부터 상기 산지로 운항 시 내부에 액체질소를 수용하는 저장탱크; 상기 산지에서 상기 저장탱크로부터 하역하는 액체질소의 일부를 공급받아 수용하는 버퍼탱크; 상기 저장탱크에 액화천연가스 수용 시, 내부에 발생하는 증발가스를 공급받아 재액화시키는 증발가스 재액화라인; 상기 버퍼탱크로부터 액체질소를 공급받아 질소가스로 변환하여 선체 내 질소 수요설비로 공급하는 질소 공급라인; 및 상기 증발가스 재액화라인을 따라 이송되는 증발가스와 상기 질소 공급라인을 따라 이송되는 액체질소를 열교환하는 열교환장치;를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 질소 공급라인은 상기 열교환장치를 거쳐 기화된 질소가스를 수용하는 가압탱크를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 질소 공급라인은 상기 버퍼탱크의 수용된 액체질소를 상기 열교환장치로 공급하는 송출펌프를 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 버퍼탱크의 내부압력은 10 barg 이하로 운용될 수 있다.
상기 가압탱크의 내부압력은 7 barg 이상으로 운용될 수 있다.
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 저장탱크의 내부를 질소가스로 치환하는 단계; 상기 수요처로부터 상기 저장탱크로 액체질소를 선적하는 단계; 상기 액화가스 수송선을 상기 수요처로부터 상기 산지로 운항하는 단계; 상기 산지에서 상기 저장탱크에 수용된 액체질소를 하역하는 단계; 및 상기 산지에서 상기 저장탱크로부터 하역하는 액체질소의 일부를 공급받아 상기 액화가스 수송선에 설치된 버퍼탱크로 액체질소를 선적하는 단계;를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 수요처로 운항하는 단계는 상기 액화가스 수송선에 설치된 열교환장치에 의해 상기 저장탱크에 발생된 액화천연가스의 증발가스와 상기 버퍼탱크에 수용된 액체질소를 열교환하는 단계를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 열교환하는 단계는 상기 열교환장치를 거쳐 재액화된 증발가스를 상기 저장탱크로 회수하는 단계와, 상기 열교환장치를 거쳐 기화된 질소가스를 상기 액화가스 수송선에 설치된 가압탱크에 공급하는 단계를 포함하여 제공될 수 있다.
상기 열교환하는 단계는 상기 가압탱크에 수용된 질소가스를 선체 내 질소 수요설비로 공급하는 단계를 더 포함하여 제공될 수 있다.
상기 버퍼탱크의 내부압력은 10 barg의 이하의 압력수준으로 운용될 수 있다.
상기 가압탱크의 내부압력은 7 barg 이상으로 운용될 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 수송선 및 이의 운용방법은 산지 및 선체 내 설비에서 요구하는 질소가스를 안정적으로 공급할 수 있는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 액화가스 수송선 및 이의 운용방법은 저장탱크에 수용된 액화천연가스로부터 발생하는 증발가스를 효과적으로 처리할 수 있는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 액화가스 수송선 및 이의 운용방법은 선체의 공간 효율성을 향상시킬 수 있는 효과를 가진다.
본 실시 예에 의한 액화가스 수송선 및 이의 운용방법은 설비 구축 비용을 절감할 수 있는 효과를 가진다.
도 1은 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선이 천연가스의 산지와 천연가스의 수요처 사이를 운항하는 상태를 나타내는 도면이다.
도 2는 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선을 나타내는 개념도이다.
도 3은 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선의 운용방법을 나타내는 순서도이다.
도 4는 도 3의 S2 단계에 포함된 세부적인 운용방법을 나타내는 도면이다.
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 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 운송함과 동시에, 선체 내 질소 수요설비(10)에 질소가스를 공급할 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) 및 액화가스 수송선(100)에서 저장탱크(110)의 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 질소가스 수송선을 운용하여 공급받거나, 질소가스 발생기(N2 Generator) 및 질소 저장설비 등을 산지(1) 또는 액화천연가스 수송선에 구축하여 이용하여 왔다.
그러나 종래의 방식은 액화천연가스 수송선이 수요처(2)에 액화천연가스를 하역한 후, 다시 액화천연가스의 수송을 위해 천연가스의 산지(1)로 운항 시 저장탱크(110)가 빈 상태로 운용되므로 액화천연가스 수송선의 운용 비효율을 초래할 뿐만 아니라, 별도의 질소가스 공급처 확보를 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 수송하면서 선체의 질소 수요설비(10)에 질소가스를 이용하도록 마련될 수 있다.
도 2는 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선(100)을 나타내는 개념도이다.
도 1 및 도 2를 참조하면, 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선(100)은 내부에 액화천연가스(LNG) 및 액체질소(LN2) 중 어느 하나를 선택적으로 수용하는 저장탱크(110), 내부에 액체질소를 수용하는 버퍼탱크(120), 저장탱크(110)에 액화천연가스 수용 시 내부에 발생하는 증발가스(BOG)를 재액화시키는 증발가스 재액화라인(130), 버퍼탱크(120)에 수용된 액체질소를 기화하여 선체 내 질소 수요설비(10)로 공급하는 질소 공급라인(140), 증발가스 재액화라인(130)과 질소 공급라인(140) 사이에 마련되어 증발가스와 액체질소를 열교환하는 열교환장치(150)를 포함하여 마련될 수 있다.
저장탱크(110)는 내부에 액화천연가스와, 이로부터 발생하는 증발가스 및 액체질소를 선택적으로 수용 및 저장하도록 마련된다. 저장탱크(110)는 선체에 복수개 설치되되, 외부의 열 침입에 의한 증발가스 발생을 최소화하도록 단열 처리된 멤브레인(Membrane) 타입으로 이루어질 수 있다. 저장탱크(110)는 천연가스의 산지(1)로부터 액화천연가스를 공급받아 수용하고, 수요처(2)로부터 액체질소를 공급받아 수용할 수 있다. 다시 말해, 액화가스 수송선(100)이 천연가스의 산지(1)와 수요처(2)를 왕복 운항함에 따라, 저장탱크(110)는 액화천연가스 및 액체질소를 교대하여 수용 및 저장할 수 있다. 저장탱크(110)는 내부에 수용된 액화가스를 외부로 송출하기 위한 송출펌프(미도시) 및 펌프타워(미도시)를 구비할 수 있다.
버퍼탱크(120)는 내부에 액체질소를 수용 및 저장하도록 마련된다. 천연가스 수요처(2)에서 저장탱크(110)에 액체질소를 수용 및 저장시키는 것과는 별개로, 버퍼탱크(120)는 선체 내의 질소 수요설비(10)로 공급되는 액체질소를 수용할 수 있다. 버퍼탱크(120)는 내부압력이 10barg 이하의 압력수준으로 운용될 수 있다. 이를 통해 액화가스 수송선(100)은 별도의 질소가스 가압설비 없이도 버퍼탱크(120) 내부에 수용된 액체질소 또는 질소가스를 질소 수요설비(10)가 요구하는 압력수준에 맞추어 용이하게 공급할 수 있게 되어 설비 구축의 비용을 절감할 수 있다. 버퍼탱크(120)는 선체의 공간 활용도 향상을 위해 선체의 탑 사이드부에 마련될 수 있으나, 당해 설치위치에 한정되는 것은 아니다.
증발가스 재액화라인(130)은 액화가스 수송선(100)이 천연가스의 산지(1)로부터 수요처(2)로 운항 시, 다시 말해 저장탱크(110)의 내부에 액화천연가스 수용 시 내부에 발생하는 증발가스를 공급받아 재액화하고 이를 다시 저장탱크(110)로 공급하도록 마련된다. 앞서 설명한 바와 같이, 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 증발가스가 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 제거할 필요가 있다. 이에 증발가스 재액화라인(130)이 저장탱크(110)에 내부에 발생 및 존재하는 증발가스를 공급받아 후술하는 질소 공급라인(140)을 따라 이송되는 극 저온의 액체질소와 열교환하여 재액화시킨 후, 다시 저장탱크(110)로 공급 및 회수함으로써 저장탱크(110)의 내부압력을 안정적으로 유지함과 동시에, 증발가스의 효율적인 처리 및 관리를 도모할 수 있다.
질소 공급라인(140)은 버퍼탱크(120)로부터 액체질소를 공급받아 질소가스로 변환하여 선체 내에 설치된 질소 수요설비(10)로 공급하도록 증발가스 재액화라인(130)과 열교환하는 열교환장치(150)을 구비하여 마련된다.
극 저온의 액화가스를 수송하거나 이를 취급하는 경우, 액화가스의 안정적인 수용을 도모하고 누설 시 안전사고를 억제하기 위해 저장탱크(110)의 단열재 측으로 불활성 가스인 질소가스를 공급하거나, 가스 이송라인의 외측에 질소가스를 퍼징(Purging)하는 등 다양한 설비에 질소가스를 공급할 필요가 있다. 종래의 선박 또는 부유식 해상구조물들은 선체 내 설비에서 요구되는 질소 수요설비(10)로 질소를 공급하기 위해 고가의 질소 발생장치를 별도로 설치하여 운용하였다. 이는 선체의 설비 구축비용을 증가시킬 뿐만 아니라, 운용 비용 역시 증가하게 되어 부유식 해상구조물의 운용 효율성을 저하시키는 문제점이 있었다. 이에 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선(100)은 별도의 질소 발생장치 없이도, 천연가스 수요처(2)로부터 버퍼탱크(120)에 충전 및 선적한 액체질소를 기화하여 선체 내 질소 수요설비(10)로 공급함으로써 액화가스 수송선(100)의 운용 효율성을 도모하고, 불필요한 비용을 절감할 수 있다.
한편, 앞서 설명한 바와 같이 버퍼탱크(120)의 내부압력이 10 barg 이하의 압력수준으로 운용될 경우, 자체의 내부압력에 의해 별도의 가압 또는 송출장치 없이도 내부의 액체질소의 공급이 가능하다. 이와는 달리, 버퍼탱크(120)의 내부압력이 상압으로 운용될 경우에는 내부에 수용된 액체질소의 가압 및 공급을 위해 송출펌프(미도시)가 질소 공급라인(140)의 입구 측 단부에 마련될 수도 있다.
질소 공급라인(140)의 중단부에는 질소 공급라인(140)을 따라 이송되는 액체질소와 증발가스 재액화라인(130)을 따라 이송되는 증발가스를 열교환하는 열교환장치(150)가 마련될 수 있으며, 질소 공급라인(140) 상의 열교환장치(150) 하류 측에는 열교환장치(150)를 거쳐 기화된 질소가스를 공급받아 일시적으로 저장하는 가압탱크(141)를 구비할 수 있다. 앞서 설명한 바와 같이, 버퍼탱크(120)의 내부압력이 10barg의 압력수준으로 운용되는 바, 가압탱크(141)는 열교환장치(150)를 거쳐 기화되면서 압력이 일부 감압되어 약 7barg 이상의 압력수준의 질소가스를 공급받아 저장할 수 있다. 이를 통해 액화가스 수송선(100)은 별도의 질소가스 가압설비 없이도 가압탱크(141) 내부에 수용된 질소가스를 질소 수요설비(10)가 요구하는 압력수준에 맞추어 용이하게 공급할 수 있게 되어 설비 구축의 비용을 절감할 수 있다. 가압탱크(141)는 IMO 분류 C-Type 탱크로 이루어질 수 있으나, 당해 방식에 한정되는 것은 아니다. 가압탱크(141)에 저장된 질소가스는 선체 내 질소 수요설비(10)가 질소가스를 필요로 하는 경우, 개폐밸브(미도시)의 작동에 의해 선택적으로 공급될 수 있으며, 가압탱크(141)의 내부압력이 기 설정된 압력을 초과하는 경우, 안전사고 방지를 위해 대기 중으로 질소가스 일부를 방출하도록 마련될 수 있다.
열교환장치(150)는 증발가스 재액화라인(130)을 따라 이송되는 증발가스와 질소 공급라인(140)을 따라 이송되는 액체질소를 서로 열교환하도록 마련된다. 증발가스 재액화라인(130)을 따라 이송되는 상대적으로 고온의 증발가스와, 질소 공급라인(140)을 따라 이송되는 상대적으로 저온의 액체질소가 열교환장치(150)를 거치면서 서로 열교환함으로써, 증발가스 재액화라인(130)의 증발가스는 냉각하여 재액화되고, 질소 공급라인(140)의 액체질소는 승온하여 기화될 수 있다. 열교환장치(150)는 두 유체 간에 열 전달이 발생할 수 있다면, 다관식 열교환기, 판형 열교환기 또는 응축기 등 다양한 방식 및 구조의 장치로 이루어질 수 있다.
이하에서는 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선(100)의 운용방법에 대해 설명한다.
도 3은 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선(100)의 운용방법을 나타내는 순서도이며, 도 4는 도 3의 S2 단계에 포함된 세부적인 운용방법을 나타내는 도면이다.
도 3 및 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), 저장탱크(110)의 내부를 질소가스로 치환하는 단계(S4), 수요처(2)로부터 저장탱크(110)로 액체질소를 선적하는 단계(S5), 상기 액화가스 수송선(100)을 수요처(2)로부터 산지(1)로 운항하는 단계(S6), 산지(1)에서 저장탱크(110)에 수용된 액체질소를 하역하는 단계(S7-1), 산지(1)에서 저장탱크(110)로부터 하역되는 액체질소의 일부를 공급받아 액화가스 수송선(100)에 설치된 버퍼탱크(120)로 선적하는 단계(S7-2),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).
액화가스 수송선(100)이 천연가스의 수요처(2)에 도착하면, 저장탱크(110)에 수용된 액화천연가스를 수요처(2)에 구비된 저장설비 등으로 공급하여 하역하게 되고(S3), 이후 저장탱크(110)에 액체질소를 수용 및 저장하기 위해 저장탱크(110)의 내부를 질소가스로 치환하는 공정을 수행한다(S4). 저장탱크(110) 내부가 기 설정된 순도 수준으로 치환되면 수요처(2)로부터 저장탱크(110)로 액체질소를 선적한다(S5). 저장탱크(110) 및 버퍼탱크(120)에 액체질소를 모두 선적한 후에는 액체질소의 운송을 위해 액화가스 수송선(100)을 천연가스의 수요처(2)로부터 천연가스의 산지(1)로 운항할 수 있다(S6).
액화가스 수송선(100)이 천연가스의 산지(1)에 도착하면, 저장탱크(110)에 수용된 액체질소를 산지(1)에 구비된 각종설비 등으로 공급하여 하역하게 되며(S7-1), 이와 동시에, 저장탱크(110)로부터 하역되는 액체질소 중 일부를 버퍼탱크(120)에 수용 및 저장하여 선적시킨다(S7-2). 이 공정을 모두 거친 이후에는 다시 첫 공정부터 반복적으로 수행하여 액화가스 수송선(100)을 운용하게 된다.
액화천연가스의 운송을 위해 액화가스 수송선(100)을 천연가스의 산지(1)로부터 수요처(2)로 운항 시(S2), 저장탱크(110)에는 액화천연가스가 수용 및 저장된 상태이고, 버퍼탱크(120)에는 전 공정에서 수요처(2)로부터 선적받은 액체질소가 수용 및 저장된 상태이다. 이 때 액화가스 수송선(100)은 외부로부터 열 침입에 의해 저장탱크(110) 내부에 발생하는 증발가스와 버퍼탱크(120)에 수용된 액체질소를 열교환장치(150)에 의해 열교환하는 공정(S2-1)을 수행한다. 당해 공정을 통해 증발가스는 재액화되고 액체질소는 기화될 수 있으며, 열교환장치(150)를 거쳐 재액화된 증발가스는 저장탱크(110)로 회수하고(S2-12), 열교환장치(150)를 거쳐 기화된 질소가스는 가압탱크(141)에 공급하여 저장한다(S2-11). 가압탱크(141)에 저장된 질소가스는 선체 내의 질소 수요설비(10)가 필요로 하는 때에 공급되어 이용될 수 있다.
이와 같이, 본 실시 예에 의한 액화가스 수송선(100) 및 이의 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, 나아가 저장탱크(110)와 별도로 구비되는 버퍼탱크(120)에 액체질소를 추가로 수용하되 별도의 가압설비 없이도 선체 내에서 활용 가능한 압력수준으로 저장하거나, 송출펌프에 의해 가압하여 수요설비(10)로 공급함으로써, 질소가스의 활용도가 향상되고 선박의 운용 효율성이 향상될 수 있다.
나아가, 천연가스의 산지(1)로부터 천연가스의 수요처(2)로 액화천연가스의 운송 시, 저장탱크(110)에서 발생되는 증발가스를 액체질소의 냉열을 활용하는 열교환장치(150)에 의해 재액화하여 회수할 수 있으므로, 별도의 냉각 시스템을 이용한 재액화설비 없이도 증발가스의 재액화가 가능하여 설비 구축 및 운용 비용이 절감될 수 있으며, 저장탱크(110)를 비롯한 선체 내 주요 설비들의 구조 안정성을 도모하고, 에너지 효율이 향상되는 효과를 가질 수 있다.
1: 천연가스 산지 2: 천연가스 수요처
100: 액화가스 수송선 110: 저장탱크
120: 버퍼탱크 130: 증발가스 재액화라인
140: 질소 공급라인 141: 가압탱크
150: 열교환장치

Claims (11)

  1. 천연가스의 산지로부터 천연가스의 수요처로 운항 시 내부에 액화천연가스를 수용하고, 상기 수요처로부터 상기 산지로 운항 시 내부에 액체질소를 수용하는 저장탱크;
    상기 산지에서 상기 저장탱크로부터 하역하는 액체질소의 일부를 공급받아 수용하는 버퍼탱크;
    상기 저장탱크에 액화천연가스 수용 시, 내부에 발생하는 증발가스를 공급받아 재액화시키는 증발가스 재액화라인;
    상기 버퍼탱크로부터 액체질소를 공급받아 질소가스로 변환하여 선체 내 질소 수요설비로 공급하는 질소 공급라인; 및
    상기 증발가스 재액화라인을 따라 이송되는 증발가스와 상기 질소 공급라인을 따라 이송되는 액체질소를 열교환하는 열교환장치;를 포함하되,
    상기 증발가스 재액화라인은
    상기 열교환장치에 의해 재액화된 증발가스를 상기 저장탱크로 회수시키는 액화가스 수송선.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 질소 공급라인은
    상기 열교환장치를 거쳐 기화된 질소가스를 수용하는 가압탱크를 포함하는 액화가스 수송선.
  3. 제2항에 있어서,
    상기 질소 공급라인은
    상기 버퍼탱크의 수용된 액체질소를 상기 열교환장치로 공급하는 송출펌프를 더 포함하는 액화가스 수송선.
  4. 제2항에 있어서,
    상기 버퍼탱크의 내부압력은
    10 barg 이하로 운용되는 액화가스 수송선.
  5. 제3항 또는 제4항에 있어서,
    상기 가압탱크의 내부압력은
    7 barg 이상으로 운용되는 액화가스 수송선.
  6. 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 저장탱크의 내부를 질소가스로 치환하는 단계;
    상기 수요처로부터 상기 저장탱크로 액체질소를 선적하는 단계;
    상기 액화가스 수송선을 상기 수요처로부터 상기 산지로 운항하는 단계;
    상기 산지에서 상기 저장탱크에 수용된 액체질소를 하역하는 단계; 및
    상기 산지에서 상기 저장탱크로부터 하역하는 액체질소의 일부를 공급받아 상기 액화가스 수송선에 설치된 버퍼탱크로 액체질소를 선적하는 단계;를 포함하되,
    상기 수요처로 운항하는 단계는
    상기 액화가스 수송선에 설치된 열교환장치에 의해 상기 저장탱크에 발생된 액화천연가스의 증발가스와 상기 버퍼탱크에 수용된 액체질소를 열교환하는 단계를 포함하고,
    상기 열교환하는 단계는
    상기 열교환장치를 거쳐 재액화된 증발가스를 상기 저장탱크로 회수하는 단계와, 상기 열교환장치를 거쳐 기화된 질소가스를 상기 액화가스 수송선에 설치된 가압탱크에 공급하는 단계를 포함하는 액화가스 수송선의 운용방법.
  7. 삭제
  8. 삭제
  9. 제6항에 있어서,
    상기 열교환하는 단계는
    상기 가압탱크에 수용된 질소가스를 선체 내 질소 수요설비로 공급하는 단계를 더 포함하는 액화가스 수송선의 운용방법.
  10. 제6항 또는 제9항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 버퍼탱크의 내부압력은
    10 barg 이하의 압력수준으로 운용되는 액화가스 수송선의 운용방법.
  11. 제6항 또는 제9항에 있어서,
    상기 가압탱크의 내부압력은
    7 barg 이상으로 운용되는 액화가스 수송선의 운용방법.
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