KR20080085619A

KR20080085619A - 안전밸브의 개폐방법

Info

Publication number: KR20080085619A
Application number: KR1020070037752A
Authority: KR
Inventors: 이정한; 최동규; 문영식
Original assignee: 대우조선해양 주식회사
Priority date: 2007-03-20
Filing date: 2007-04-18
Publication date: 2008-09-24
Also published as: KR100875063B1; KR101276119B1; KR100834272B1; KR20080085620A; KR20080085644A; KR100834273B1; KR100814604B1; KR100834274B1

Abstract

본 발명은, LNG 저장탱크의 안전밸브 개폐방법에 관한 것이다. 특히, 상기 저장탱크의 상부에 설치되는 안전밸브의 개폐 압력치를 0.25 초과 내지 2 바, 바람직하게는 0.25 초과 내지 0.7 바, 더 바람직하게는 0.7 바내외로 설정하는 것을 특징으로 한다.

LNG 저장탱크, 증발가스, 압력

Description

안전밸브의 개폐방법{SAFETY VALVE CONTROL METHOD}

도 1은 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크 내에서의 유입열량의 흡수에 대한 개념을 나타내는 도면이다.

도 2는 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크를 개략적으로 나타낸 도면이다.

도 3은 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크를 이용하여 하역 터미널에서 증발가스를 처리하기 위한 구성을 개략적으로 나타낸 도면이다.

도 4는 종래의 LNG 저장탱크의 압력을 거의 동일한 상태로 유지하는 것을 기본 개념으로 하는 LNG 운반선의 증발가스의 낭비를 나타내는 모식도이다.

<도면의 주요 부분에 대한 부호의 설명 >

1 : LNG 운반선용 LNG 저장탱크 2 : 하역 터미널용 LNG 저장탱크

3a, 3b : 압축기 4 : 재응축기

5 : 기화기 P : 고압 펌프

11 : LNG용 펌프 13 : LNG용 스프레이

21 : 증발가스용 분사 노즐 23 : 증발가스용 압축기

본 발명은, LNG 저장탱크의 안전밸브 개폐방법에 관한 것이다. 특히, 상기 저장탱크의 상부에 설치되는 안전밸브의 개폐 압력치를 0.25 초과 내지 2 바, 바람직하게는 0.25 초과 내지 0.7 바, 더 바람직하게는 0.7 바내외로 설정하는 것에 관한 것이다..

일반적으로, 천연가스(Natural Gas, 이하 NG라 함)는 생산지에서 극저온으로 액화된 액화천연가스(Liquefied Natural Gas, 이하 LNG라 함)의 상태로 만들어진 후 LNG 운반선에 의해 목적지까지 원거리에 걸쳐 수송된 후, LNG 부유식 저장 및 재기화 장치(FSRU, Floating Storage and Regasification Unit) 또는 육상의 하역 터미널을 거치면서 재기화되어 소비처로 공급된다.

LNG 재기화선(RV, LNG Regasification Vessel)에 의해 LNG가 수송되는 경우에는, LNG가 LNG 부유식 저장 및 재기화 장치 또는 육상의 하역 터미널을 거치지 않고도 LNG 재기화선 자체에서 재기화되어 소비처로 직접 공급된다.

천연가스의 액화온도는 상압에서 약 -163℃의 극저온이므로, LNG는 그 온도가 상압에서 -163℃ 보다 약간만 높아도 증발된다. 종래의 LNG 운반선의 경우를 예를 들어 설명하면, LNG 운반선의 LNG 저장탱크는 단열처리가 되어 있기는 하지만, 외부의 열이 LNG에 지속적으로 전달되므로, LNG 운반선에 의해 LNG를 수송하는 도중에 LNG가 LNG 저장탱크 내에서 지속적으로 기화되어 LNG 저장 탱크 내에 증발가스(Boil-Off Gas)가 발생한다.

이렇게 LNG 저장 탱크 내에 증발가스가 발생하면, LNG 저장탱크의 압력이 상승하여 위험하게 된다.

종래에는 LNG 저장탱크의 압력을 안전한 상태로 유지하기 위해서 LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 LNG 운반선의 추진 연료로서 사용하곤 했었다. 즉, 종래의 저온 액체 상태로 LNG를 운반하는 LNG 운반선의 경우에는 운송중에 탱크내의 LNG 온도를 -163℃ 내외에서 거의 상압 (ambient pressure)을 유지, 거의 동일한 온도와 동일한 압력으로 유지하는 것을 기본 개념으로 하고 있기 때문에 발생하는 BOG를 외부로 배출하여 처리하고 있었다.

LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 보일러에서 연소하여 발생하는 스팀으로 구동되는 스팀 터빈 추진 방식은 추진 효율이 낮은 문제점이 있다.

또한, LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 압축하여 디젤 엔진의 연료로 사용하는 이중 연료 디젤 전기 추진 시스템(dual fuel diesel electric propulsion system)은, 스팀 터빈 추진 방식에 비해 효율은 높아지나 중속 엔진과 전기 추진 장치가 복잡하여 장비의 유지 보수에 많은 어려움이 있다. 또한, 이러한 방식은 증발가스를 연료로 공급해야 하므로 액체압축에 비해 설치비 및 운전비가 큰 기체압축 방법이 적용될 수밖에 없다.

그리고, 이렇게 증발가스를 추진용 연료로서 사용하는 방식은, 어떠한 경우에도 일반선박에 사용되는 2행정 저속 디젤 엔진의 효율에는 미치지 못한다.

한편, LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 재액화하여 다시 LNG 저장탱크로 복귀시키는 방식도 있다. 그러나, 이렇게 증발가스를 재액화하는 방식은 LNG 운반 선에 복잡한 시스템의 증발가스 재액화 장치를 설치해야 하는 문제점이 있다.

그리고, 추진 장치에서 연료로 사용할 수 있거나 증발가스 재액화 장치에서 처리할 수 있는 양 이상의 증발 가스가 발생하는 경우에는, 잉여의 증발가스를 가스 연소기 등에서 소각하여 처리해야 하므로, 잉여의 증발가스의 처리를 위한 가스 연소기 등의 별도의 장비들이 추가되는 문제점이 있다.

예컨대, 도 4에 도시된 바와 같이, 종래의 LNG 저장탱크의 압력을 거의 동일한 상태로 유지하는 것을 기본 개념으로 하는 LNG 운반선을 살펴보면, LNG를 선적한 후 초기(선적후 3~5일간)에는 LNG 저장탱크가 다소 뜨거워진 상태이므로 상부 실선이 표시하는 바와 같이 운항중의 BOG 발생량(NBOG, natural BOG)와 비교하여 상당히 많은 양의 초과BOG(Excessive BOG)가 발생하며, 이 초과 BOG는 보일러나 이중 연로 디젤 전기 추진 시스템의 연료 소모량 이상이다. 따라서 보일러나 엔진에 사용되는 BOG량을 도시하는 하부 점선과의 차이를 나타내는 빗금친 부분에 해당하는 BOG는 GCU(Gas Combustion Unit, 가스연소기)를 통하여 태워버릴 수밖에 없다. 또한, LNG 운반선이 운하를 통과할 경우(예컨대, 도 4에서 5-6일)에도 보일러나 엔진에서의 BOG 소비가 없거나(운하 대기 시), 적으므로(운하 통과 시) 엔진 요구 이상의 BOG는 태워버릴 수 밖에 없다. 또한, LNG 운반선이 적재 상태에서 입항 대기하거나 입항할 경우에도 BOG의 소모량이 없거나 적은 경우가 발생하며, 이때에도 잉여의 BOG를 태워버릴 수 밖에 없다.

이와 같이 태워버리는 BOG의 양은 150,000m³ 용량의 LNG 운반선에서 연간 1500-2000톤에 달하며 금액으로 환산하면 6억원에 해당된다. 더 나아가 BOG를 태움으로 인해 환경오염의 문제도 발생한다.

한편, 상기와 같은 저압 탱크와 달리LNG 저장탱크에 단열벽을 형성하지 않고 LNG 저장탱크 내에서 증발가스를 200 바(게이지압) 내외의 고압으로 유지하여 LNG 저장탱크 내에 증발가스가 발생하는 것을 억제하는 기술이 대한민국특허공개 KR2001-0014021호, KR2001-0014033호, KR2001-0083920호, KR2001-0082235호, KR2004-0015294호 등에 개시되어 있다. 그러나, 이렇게 LNG 저장탱크가 그 내부에 증발가스를 200 바 내외의 고압으로 수용할 수 있기 위해서는 LNG 저장탱크의 두께가 상당히 두꺼워야 하므로 제조비용이 증가할 뿐만 아니라 증발가스를 200 바 내외의 고압으로 유지하기 위한 고압 압축기 등의 별도의 장비들이 추가되는 문제점이 있다. 이러한 기술과 달리 압력탱크라고 알려진 기술도 있는데 이러한 압력탱크도 휘발성이 높은 액체를 상온 초고압의 탱크에 보관하므로 BOG의 처리문제는 발생하지 않지만 탱크의 크기를 크게 할 수 없는 제한이 있고, 그 제조 비용이 증가하는 문제점이 있다.

이상에서와 같이, 종래에 LNG 운반선의 LNG 탱크는 극저온 상태의 액체를 상압 근처의 압력에서 운송중에 그 압력을 일정하게 유지하고 BOG 발생을 허용하는 방식으로서, BOG의 소모량이 크거나 별도의 재액화장치를 장착하여야 하는 문제점이 있었다. 또한, 상기의 극저온 상태의 액체를 대기압 저압에서 운송하는 탱크와 달리 압력탱크와 같이 다소 고온에서 고압의 압력에 견딜 수 있는 탱크로 운송하는 방법은 BOG의 처리는 없으나 탱크의 크기에 제한이 있고 제조비용이 많이 소요된다 는 문제점이 있다.

따라서, 본 발명은, 이러한 종래기술의 문제점을 해결하기 위한 것으로서, 극저온 상태의 액화가스를 운반하는 상압 근처의 다소 고압 탱크에 관한 것으로 탱크의 제조비용을 증가시키지도 않고 대용량의 탱크의 제조가 가능하고 BOG 낭비도 줄일 수 있는 LNG 저장탱크 및 이를 이용한 LNG의 운송 방법 또는 이를 이용한 증발가스 처리 방법을 제공하는 것을 그 목적으로 한다.

전술한 목적을 달성하기 위해, 본 발명은 극저온 상태의 액화가스를 운반하는 상압 근처의 다소 고압 탱크에 관한 것으로 운송중에 탱크내의 압력변화를 어느 정도 허용하는 것을 특징으로 한다.

본 발명의 한 실시예에 따르면, 극저온의 액화천연가스 상태로 운반하는 LNG선의 저장탱크에 있어서, 상기 저장탱크의 상부에 설치되는 안전밸브의 개폐 압력치를 0.25 초과 내지 2 바, 바람직하게는 0.25 초과 내지 0.7 바, 더 바람직하게는 0.7 바내외로 설정하는 것을 특징으로 한다. 본 발명에서는 상기 구성을 특징으로 하는 안전밸브의 개폐방법, LNG 저장탱크, LNG 운반선이 제공된다.

종래에는 극저온의 액화천연가스 상태로 운반하는 LNG선의 저장탱크의 상부에 안전밸브를 설치하여 LNG 저장탱크의 내부의 압력을 안전하게 관리하였다. 또한, LNG 저장탱크에서 증발가스가 발생하면 이들은 외부로 배출하여 보일러(예컨대, 스팀터빈추진용 보일러)에 사용되거나, DFDE나 MEGI와 같은 가스엔진의 연료로 사용되거나, 가스 터빈에 사용되거나, 재액화하여 LNG 저장탱크로 돌려보내는 방법 등과 같은 BOG처리 수단이 알려져 있다.(예컨대, 한국특허공개 2001-0060256, 2006-0123675, 2003-0073975, 2004-0046836, 한국특허등록 0489804, 0441857, 한국실용공보 2006-0000158 등) 더 나아가, 이들 방법에서 일상적인 처리수단에 의한 처리량을 초과하는 과잉의 BOG 발생(예컨대 LNG 적재 후), 또는 항구 입/출항, 운하 통과 등의 경우와 같이 처리수단에 의한 처리가 불가능한 경우에는 GCU(Gas Combustion Unit)와 같은 BOG 연소수단에 의한 BOG의 낭비가 불가피하였다.

이와 같은 방법은 BOG의 손실이 심하고 LNG 운반선의 제조비용이 증가하는 문제점이 있는 바, 본 발명에서는 LNG 저장탱크 안전밸브의 압력치를 높여 LNG의 선적후부터 하적시까지 탱크 내부 압력과 LNG의 온도의 상승을 허용하도록 하여 상기와 같은 문제점을 해결하였다. 본 발명은 BOG를 처리하는 수단 자체가 없이 LNG 선을 운항하는 것(2 stroke diesel engine) 이 바람직하지만, BOG를 LNG 탱크로부터 배출하여 처리하는 수단(보일러, 재액화장치, 가스엔진 등)이 구비된 LNG 운송선에도 본 발명을 적용하면 BOG의 낭비가 없다는 점에서 그 효과가 크다.

본 발명의 한 실시예에 따르면, 극저온 액화천연가스의 상태로 운반하는 LNG선의 저장탱크로서 상압 근처의 압력 범위내에서 상기 탱크내의 증기 압력이 조절되고, LNG의 운송중에 상기 탱크내의 증기 압력과 상기 LNG의 온도의 증가를 허용하는 것을 특징으로 하는 LNG 운반선용 LNG 저장탱크가 제공된다. 상기 탱크내의 증기 압력은 0.25 초과 내지 2 바, 바람직하게는 0.25 초과 내지 0.7 바, 더 바람직하게는 0.7 바내외인 것을 특징으로 한다. 또한, 상기 LNG 탱크 내부의 온도 분 포를 균일하게 하기 위하여 상기 LNG 저장탱크의 하부의 LNG와 LNG 저장탱크의 상부의 증발가스를 혼합하는 것을 특징으로 한다. LNG의 증발은 LNG 저장탱크내에서 국소적으로 온도가 높으면 더 많이 발생하는 경향이 있으므로 LNG 저장 탱크 내의 LNG나 BOG의 온도를 균일하게 유지하는 것이 바람직하다. 또 따른 관점에서 살펴보면, LNG 저장탱크 상부의 증발가스는 탱크 하부의 LNG에 비하여 열용량이 작기 때문에 외부 유입열에 의한 온도 상승으로 급격한 압력증가를 초래할 수 있는데, 이와 같은 증발가스를 탱크의 하부 LNG와 혼합함으로써 LNG 탱크의 급격한 압력 증가를 억제할 수 있다.

또한, 본 발명의 다른 실시예에 따르면, 상기 특징을 가지는 극저온 상태의 액화천연가스의 운반 방법 및 상기 탱크가 설치된 LNG 운반선을 제공한다.

특히, 본 발명의 다른 실시예에 따르면, 본 발명은 극저온 상태의 액화가스를 운반하는 상압 근처의 다소 고압의 멤브레인형 LNG 탱크에 관한 것으로 운송중에 탱크내의 압력변화를 어느 정도 허용하는 것을 특징으로 한다. 본 발명에서 기재하고 있는 멤브레인 탱크는 IGC Code(2000)에서 LNG 탱크의 화물창에 관하여 정의하고 있는 Membrane tank를 의미한다. 구체적으로는 Membrane tanks는 선체 의존형(non-self-supporting tanks)으로서 선체에 단열벽이 형성되고 그 상부에 얇은 밀봉층(membrane)이 형성된 것을 의미한다. 여기에는 Semi-membrane tanks도 포함되는 의미로 사용한다.

하기에서는 GTT NO 96, Mark III, 한국특허 제499710호 및 제644217호 등에 기재된 탱크가 멤브레인형 탱크의 예이다.

이러한 멤브레인형 탱크는 탱크의 보강에 의하여 0.7 bar(게이지압)까지 견디도록 설계될 수 있으나 일반적으로는 0.25 bar를 넘지 않게 디자인되도록 규정하고 있다. 종래의 모든 멤브레인형 탱크는 이 규정을 준수하여 탱크 내부 증기압을 0.25바 이하에서, 운항 중 LNG의 온도와 압력이 거의 일정하도록 관리되고 있다. 이에 반해 본 발명에서는 0.25 바를 초과하는 압력, 바람직하게는 0.25 초과 2 바 이하, 더 바람직하게는 0.25바 초과 0.7 바 이하에서 탱크 내부 압력과 LNG의 온도의 상승을 허용하도록 관리하는 것을 특징으로 한다.또한, 본 발명의 LNG 저장탱크를 이용한 증발가스 처리 방법은, LNG 저장탱크 내부의 온도 분포를 균일하게 유지시키는 것을 특징으로 한다.

이하에서는 첨부한 도면을 참조하여 본 발명에 대한 바람직한 실시예를 상세하게 설명한다.

본 발명의 LNG 저장탱크는 LNG 운반선, LNG 부유식 저장 및 재기화 장치(FSRU), 육상의 하역 터미널, LNG 재기화선(RV) 등의 LNG 저장탱크에 적용될 수 있다. 이렇게 LNG 운반탱크의 압력과 온도의 상승을 허용하면서 BOG의 처리 문제를 해결함으로써 BOG의 낭비를 줄일 수 있을 뿐만 아니라 수요처에서 LNG의 수요량을 고려하여 상기 각종 LNG 탱크내에 LNG를 장기간 보관할 수 있으므로 LNG의 운송, 보관 등에 유연성이 높아지는 장점도 있다.

본 실시예에서는, LNG 운반선에 적용되는 LNG 저장탱크를 중점적으로 예를 들어 설명하기로 한다.

도 1은 본 발명에 의한 LNG 운반선용 LNG 저장탱크 내에서의 유입 열량 흡수 에 대한 개념을 나타내는 것으로서, 종래에는 LNG 운반선용 LNG 저장탱크 내의 압력을 일정 범위 내에서 유지하도록 함으로써 외부에서의 유입열이 대부분 증발 가스 발생에 기여하고 또한 이와 같이 발생한 증발가스 전부를 LNG 운반선에서 처리하는 반면, 본 발명에서는 LNG 운반선용 LNG 저장탱크 내의 압력 상승을 허용함으로써 압력 상승에 따르는 포화 온도 상승에 의해 탱크 내의 LNG 및 천연가스 (Natural Gas, 이하 NG라 함)의 현열 증가 분에 의해 대부분의 유입 열량이 흡수되므로 증발가스의 발생이 대폭 감소하게 된다. 예를 들어, LNG 운반선용 LNG 저장탱크의 압력이 0.7 바가 되면 포화온도는 초기 0.06 바 대비 약 6℃ 상승한다.

도 2는 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크를 개략적으로 나타내고 있다. 단열벽이 형성된 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 경우, 정상적으로 LNG를 적재했을 때 출발시에는 내부의 압력이 0.06 바(게이지압) 정도이며 LNG 운반선의 운항 기간 동안에 증발가스가 발생하면서 내부의 압력이 점차 증가한다. 예를 들어, LNG 생산지에서 LNG를 적재한 후 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 내부의 압력은 0.06 바가 되고, LNG 운반선이 출발하여 약 15 ~ 20 일간 운항한 후 목적지에 도착하면 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 내부의 압력이 0.7 바까지 상승할 수 있다.

이를 온도와 관계하여 서술하면, 일반적으로 LNG에는 여러가지 불순물이 포함되어 순수한 메탄액체의 비점보다 더 낮은 것이 일반적이다. 순수한 메탄은 0.06바에서 비점이 -161. 정도인데 실제 LNG 운반에서 운반되는 LNG는 질소, 에탄 등의 불순물이 다소 포함되어 -163℃ 내외가 비점이 된다. 순수한 메탄을 기준으 로 설명하면 LNG 선적후에 0.06바에서 탱크내 LNG 온도는 -161℃ 내외가 되고, 이를 이송거리와 BOG 소비량을 고려하여 탱크내의 증기압력을 0.25바로 제어하면 LNG 온도는 -159℃ 내외, 탱크내의 증기압력을 0.7바로 제어하면 LNG 온도는 -155℃ 내외, 탱크내의 증기압력을 2바로 제어하면 LNG 온도는 -146℃ 내외까지 상승하게 된다 .

본 발명의 LNG 운반선용 LNG 저장탱크는 단열벽을 구비하면서 이러한 증발가스의 발생에 의한 압력 상승을 고려하여 설계된 것으로서, 즉, 증발가스의 발생에 의한 압력 상승분을 견딜 수 있는 강도를 가지도록 설계된 것이다. 따라서, LNG 운반선의 운항 기간 동안에 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 내부에서 발생된 증발가스는 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)에 축적된다.

예를 들어, 본 발명의 실시예에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)는, 바람직하게는 단열벽을 구비하면서 0.25 초과 내지 2 바(게이지압)의 압력을 견딜 수 있도록 설계되고, 더 바람직하게는 0.6 내지 1.5 바(게이지압)의 압력을 견딜 수 있도록 설계된다. LNG 운반의 거리와 현재의 IGC Code를 고려하면 0.25 바 초과 내지 0.7 바의 압력, 특히 0.7 바 내외에 견디도록 설계되는 것이 바람직하다. 다만, 압력이 너무 낮으면 LNG를 운반하는 거리가 너무 짧아지므로 바람직하지 않고, 너무 높으면 탱크의 제조가 용이하지 않는 문제점이 있다.

또한, 이러한 본 발명에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)는 최초 설계시 두께를 두껍게 설계하든지 또는 기존의 일반 LNG 운반선용 LNG 저장탱크에 구조상 큰 변화를 주지 않고 단지 보강재를 추가하여 적절한 보강을 하는 것만으로도 충분 히 실현 가능하므로 제작 비용면에서 경제적이다.

한편, 단열(방열)벽을 구비하고 있는 종래 기술에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크로서는 이하에 기술된 바와 같이 다양하게 알려져 있다. 따라서, 도 1에서는 단열벽에 대하여 도시를 생략하였다.

먼저, LNG 운반선의 내부에 설치되는 LNG 저장탱크는 독립탱크형(Independent Type)과 멤브레인형(Membrane Type)으로 나눌 수 있다. 그 구체적 내용은 아래와 같다.

하기 [표 1]에서 일명 GTT NO 96-2형과 GTT Mark Ⅲ형은 1995년 Gaz Transport(GT)사와 Technigaz(TGZ)사가 GTT(Gaztransport & Technigaz)사로 명칭이 변경되면서 각각 GT형은 GTT NO 96-2형으로, TGZ형은 GTT Mark Ⅲ형로 개칭되어 사용되고 있다.

전술된 GT형 및 TGZ형 탱크구조는 미합중국특허 US6,035,795, US6,378,722, US5,586,513, 미합중국특허공개US2003-0000949와, 대한민국특허공개KR2000-0011347호, KR2000-0011346호 등에 기재되어 있다.

한국특허 제499710호 및 제0644217호에는 다른 개념으로서 단열벽이 개시되어 있다.

다양한 형태의 단열벽을 가지는 LNG 운반선용 LNG 저장탱크가 기존에 개시되어 있는데 이들은 가능한 LNG의 기화를 억제하기 위한 것이다.

전술한 바와 같이 다양한 형태의 단열 기능을 갖는 LNG 운반선용 LNG 저장탱크에 대하여 본 발명을 적용하는 것이 가능하다. 이러한 LNG 운반선용 LNG 저장탱크는 대부분 0.25 바 이하의 압력에 견디도록 설계되어 있으며, 0.2 바 이하, 예컨대 0.1바가 되도록 증발가스를 추진 연료로 소모하거나 재액화하다가 그 이상의 압력에 도달하면 증발가스의 일부 또는 전부를 GCU로 태워버린다. 이러한 방법으로 종래에는 LNG 탱크의 내부 압력을 일정하게 유지하였다. 또한, LNG 저장탱크에는 안전밸브(safety valve)가 설치되어 상기의 제어에 실패할 경우 안전밸브(보통 개폐 압력이 0.25바)를 통해 외기로 배출한다.

상기의 안전 밸브는 도 2의 LNG 저장탱크에서 상부, 보통 돔부에 LNG 저장탱크로부터 발생하는 증발가스로 인하여 압력이 상승할 경우 이의 배출을 제어하도록 설치(미도시)되어 있는데, 본 발명에서는 상기 안전밸브의 압력치를 0.25 초과 내지 2 바, 바람직하게는 0.25 초과 내지 0.7 바, 더 바람직하게는 0.7 바내외로 설정한다.

부가적으로, 본 발명에 따른 LNG 저장탱크는, 온도 및 압력의 국부적인 상승을 감소시킴으로써 LNG 저장탱크의 압력을 감소시키도록 구성된 것으로서, LNG 운반선용 LNG 저장탱크의 하부의 상대적으로 저온의 LNG를 상대적으로 고온의 LNG 운반선용 LNG 저장탱크의 상부에 분사하고 LNG 운반선용 LNG 저장탱크의 상부의 상대적으로 고온의 증발가스를 상대적으로 저온의 LNG 운반선용 LNG 저장탱크의 하부에 분사하여 LNG 운반선용 LNG 저장탱크의 온도 분포를 균일하게 유지시킨다.

도 2에서, LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 하부에는 LNG용 펌프(11)와 증발가스용 분사 노즐(21)이 설치되어 있고, LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 상부에는 LNG용 스프레이(13)와 증발가스용 압축기(23)가 설치되어 있다. 여기서 LNG용 펌프(11)와 증발가스용 압축기(23)는 상하부에 자유롭게 설치가 가능하다. LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 하부의 상대적으로 저온의 LNG는 LNG용 펌프(11)에 의해 상부의 LNG용 스프레이(13)로 공급되어 상대적으로 고온의 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 상부에 분사하고, LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 상부의 상대적으로 고온의 증발가스는 증발가스용 압축기(23)에 의해 하부의 증발가스용 분사 노즐(21)로 공급되어 상대적으로 저온의 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 하부에 분사하여, LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 온도 분포를 균일하게 유지시킴으로써 증발 가스의 발생량을 줄일 수 있다.

또한, LNG를 생산하는 생산 터미널에서 LNG를 과냉 상태로 LNG 운반선에 선적한다면, 운송 중 발생하는 증발가스(압력 상승)를 더욱 줄일 수 있다. 생산 터미널에서 과냉 상태로 적재 후 LNG 운반선용 LNG 저장탱크의 압력이 부압(0바 이하)이 될 수 있는데, 이를 방지하기 위하여 질소를 충전할 수 있다.

이상과 같은 LNG 운반선용 LNG 저장탱크를 이용하여 증발가스를 처리하는 방법을 설명하면 다음과 같다.

LNG 운반선의 운항 시에 본 발명에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)는 증발가스를 처리하지 않고 이에 의한 탱크 내부 압력 상승을 허용함으로써 이에 따르는 탱크 내부 온도 상승에 의해 대부분의 열 유입량을 탱크 내부의 LNG 및 NG의 상승된 열에너지로 축적하고 있다가, LNG 운반선이 목적지에 도착하면 하역 터미널에서 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)에 축적된 증발가스를 처리한다.

도 3은 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크를 이용하여 하역 터미널에서 증발가스를 처리하기 위한 구성을 개략적으로 나타내고 있다.

하역 터미널에는 복수의 하역 터미널용 LNG 저장탱크(2)와 고압 압축기(3a)와 저압 압축기(3b)와 재응축기(4)와 고압 펌프(P)와 기화기(5)가 설치되어 있다.

LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)에 축적된 증발가스는 대량이므로 대부분 하역 터미널에서 고압 압축기(3a)에 의해 보통 70-80바로 압축된 다음 소비자에게 직접 공급된다. 한편, LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)에 축적된 증발가스의 일부는 저압 압축기(3b)에 의해 보통 8바 내외로 압축된 다음 재응축기(4)를 거치면서 재응축되고 기화기(5)에서 다시 기화되어 소비자에게 공급될 수도 있다.

하역 터미널에서 LNG 운반선용 LNG 저장탱크로부터 하역 터미널용 LNG 저장탱크로의 LNG의 하역시, LNG 운반선용 LNG 저장탱크의 압력이 하역 터미널용 LNG 저장탱크의 압력보다 크므로, 하역 터미널용 LNG 저장탱크 내에 압력이 높은 LNG가 유입되면 증발가스가 추가로 발생되는데, 이를 최소화하기 위하여, LNG 운반선의 LNG 운반선용 LNG 저장탱크로부터 LNG를 하역 터미널의 고압 송출 펌프의 입구로 직접 연결하여 공급처로 공급하는 방안이 있다. 본 발명에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크는 하역시에는 LNG 탱크내의 압력이 높기 때문에 종래의 LNG 운반선에 비하여 그 하역시간이 10-20% 단축되는 장점이 있다.

LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)에 저장된 LNG는 하역 터미널의 하역 터미널용 LNG 저장 탱크(2)로 공급되지 않고 재응축기(4)에 공급되어 증발 가스를 재응축시킨 다음 기화기(5)에서 기화되어 소비자에게 직접 공급될 수 있다.

상기한 바와 같이, 하역 터미널에 하역 터미널용 저장탱크(2)를 복수개 설치한 경우, LNG 운반선의 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)로부터 LNG를 복수의 하역 터미널용 저장탱크(2)들에 균등 분배하여 하역하면, 증발가스의 발생이 하역 터미널의 복수의 LNG 저장탱크(2)들로 분산되어 각각의 LNG 저장탱크(2)들 내에서의 증발가스의 발생에 의한 영향이 최소화된다. 하역 터미널용 저장탱크(2) 내에서 발생된 증발가스는 소량이므로 저압 압축기(3b)에 의해 보통 8바 내외로 압축된 다음 재응축기(4)를 거치면서 재응축되고 기화기(5)에서 다시 기화되어 소비자에게 공급된다.

또한, 본 발명에 의하면 LNG 운반선용 LNG 저장탱크가 기존의 설계 압력 이상에서 운전되므로, LNG 하역 시 LNG 운반선용 LNG 저장탱크 내의 압력을 유지하기 위해 LNG 운반선용 LNG 저장탱크 내에 증발가스 또는 NG를 채우는 과정이 불필요하게 된다.

또한, 저장 압력이 본 발명의 LNG 운반선용 저장탱크 압력에 대응하도록 기존의 LNG 터미널용 LNG 저장탱크 또는 LNG 부유식 저장 및 재기화 장치(FSRU)용 LNG 저장탱크를 개조하거나 신규의 LNG 터미널용 LNG 저장탱크 또는 LNG 부유식 저장 및 재기화 장치(FSRU)용 LNG 저장탱크를 건설하게 되면, LNG 운반선에서 LNG 하역 시 추가의 증발가스 생성이 없으므로 기존의 하역 방법을 그대로 적용하여도 문제가 없다.

또한, 기존의 운전 방법은 LNG 운반선용 LNG 저장탱크의 압력을 낮추기 위해서 발생하는 증발 가스의 전량을 소모하거나 재액화시키는 방법이었으나, 본 발명에 의하면 증발 가스의 일정 부분만을 소모하거나 재액화하여 LNG 운반선용 LNG 저장탱크의 압력을 유지할 수 있으므로 증발가스를 추진연료로서 사용하거나 재액화시키도록 구성된 LNG 운반선도 본 발명을 적용하는 것이 가능하다.

본 발명에 의하면 LNG 운송시 LNG 저장탱크에 대한 압력의 제약이 작아지므로 증발가스 처리 장비에 대한 유무 및 선정에 유연성이 커지므로 본 발명의 적용을 증발가스 처리 장비 없이 운항하는 것으로 제한하지 않는다.

본 발명에 의하면 LNG 부유식 저장 및 재기화 장치(FSRU)의 경우 증발가스의 관리 유연성이 커지므로 재응축 장치의 설치가 불필요할 수 있다.

본 발명에 의하면 LNG 재기화선(RV)의 경우 전술한 LNG 운반선 및 LNG 부유식 저장 및 재기화 장치(FSRU)의 장점들을 모두 가질 수 있다.

이상에서는 본 발명이 특정 실시예를 중심으로 하여 설명되었지만, 본 발명의 취지 및 첨부된 특허청구범위 내에서 다양한 변형, 변경 또는 수정이 당해 기술분야에서 있을 수 있으며, 따라서, 전술한 설명 및 도면은 본 발명의 기술사상을 한정하는 것이 아닌 본 발명을 예시하는 것으로 해석되어야 한다.

전술한 바와 같이, 본 발명에 의하면, LNG 운반선의 경우, 운항시에 증발가스의 발생에 의한 압력 상승을 허용하도록 설계된 LNG 운반선용 LNG 저장탱크 내에 증발가스를 축적하고, LNG 운반선의 목적지 도착시에 하역 터미널에서 상기 축적된 증발가스를 처리하도록 구성되어 있으므로 추진 시스템을 임의롭게 선정할 수 있을 뿐만 아니라 추진 시스템과 LNG 저장 시스템이 독립되어 시스템의 단순화를 구현할 수 있는 효과가 있다.

또한, 본 발명에 의하면, LNG 운반선에서 기존의 증발가스 처리를 위해 필요한 각종 장비 (보일러/스팀 터빈, 재액화 장치, 가스를 사용하는 엔진, 또는 연료 공급용 압축기 등)가 필요 없게 된다. 또한 추진용 장비로 효율이 가장 좋다고 알려진 일반 범용 엔진을 사용할 수 있다.

또한, LNG 운반선에서 기존의 증발 가스 처리용 엔진이나 재액화 장치가 있는 경우에도 이 장치는 매우 효율적으로 사용될 수 있다. 특히, LNG의 운반중 발생하는 증발가스가 소모량보다 많을 경우에도 증발 가스의 손실 없이 보존할 수 있어 경제성 및 효율성을 가져온다. 예컨대, 도 4에서 도시된 바와 같이 증발가스 처리용 엔진 장착 LNG 운반선의 경우, LNG의 선적 후 수일 간 발생하는 초과 발생 BOG나 운항 중에 운하 통과시 또는 적재 상태의 입항 대기시 또는 항구 입항시에 발생하는 엔진 소모량 이상의 BOG는 종래에는 GCU를 이용하여 태워 없애는 경우가 대부분이며, 재액화 장치를 장착한LNG 운반선의 경우에도 종래에는 초과 발생 BOG는 GCU를 이용해 태워 없애야 한다. 본 발명의 기술을 적용하면 이와 같은 BOG의 낭 비를 줄일 수 있다.

또한, LNG 운반선에서 가스/액체 겸용 엔진을 사용할 경우 증발가스 압축기가 아닌 액체 펌프를 이용하여 연료를 공급할 수 있으므로 설치비 및 운전비를 크게 줄일 수 있다.

또한, 본 발명에 의하면, LNG 운반선의 경우, 설치비용 절감 이외에, 운항 중 증발가스 처리를 하지 않으므로 가스 엔지니어의 최소화 등 인건비를 줄일 수 있어 경제적이다.

Claims

극저온의 액화천연가스의 상태로 운반하는 LNG선의 저장탱크의 상부에 설치되는 안전밸브의 개폐방법으로서, 상기 저장탱크의 증발가스의 압력이 0.25 초과 내지 2 바를 초과할 경우 상기 안전밸브가 열리는 것을 특징으로 하는 안전밸브의 개폐방법.
청구항 1에 있어서, 상기 증발가스의 압력이 0.25 초과 내지 0.7 바를 초과할 경우 상기 안전밸브가 열리는 것을 특징으로 하는 안전밸브의 개폐방법.
청구항 1에 있어서, 상기 증발가스의 압력이 0.7 바내외를 초과할 경우 상기 안전밸브가 열리는 것을 특징으로 하는 안전밸브의 개폐방법.
청구항 1 내지 3항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 LNG선은 BOG 처리 수단이 구비된 선박인 것을 특징으로 하는 안전밸브의 개폐방법.
극저온의 액화천연가스의 상태로 운반하는 LNG선의 저장탱크의 상부에 설치되는 안전밸브에 있어서, 상기 안전밸브의 개폐 압력치가 0.25 초과 내지 2 바인 것을 특징으로 하는 안전밸브.
청구항 5에 있어서, 상기 안전밸브의 개폐 압력치가 0.25 초과 내지 0.7 바인 것을 특징으로 하는 안전밸브.
청구항 5에 있어서, 상기 안전밸브의 개폐 압력치가 0.7 바내외인 것을 특징으로 하는 안전밸브.
청구항 5 내지 청구항 7 중 어느 한 항에 따른 안전밸브가 설치된 LNG 저장탱크.
청구항 8에 따른 LNG 저장탱크가 설치된 LNG 운반선.
청구항 9에 있어서, 상기 LNG선은 BOG 처리 수단이 구비된 선박인 것을 특징으로 하는 LNG 운반선.