KR101403611B1

KR101403611B1 - Lng fsru having a regasification apparatus

Info

Publication number: KR101403611B1
Application number: KR1020130090741A
Authority: KR
Inventors: 최동규; 이정한; 한성곤
Original assignee: 대우조선해양 주식회사
Priority date: 2013-07-31
Filing date: 2013-07-31
Publication date: 2014-06-05
Also published as: KR20130089630A

Abstract

LNG 저장탱크에 저장된 LNG를 재기화시킬 수 있는 재기화 장치를 구비한 LNG FSRU가 개시된다.
상기 LNG 저장탱크는 멤브레인형 탱크이다. 상기 LNG 저장탱크는 내부압력이 개폐압력치를 넘을 때 개방되는 안전밸브를 포함한다. 상기 안전밸브는 상기 LNG 저장탱크에 저장된 LNG의 양에 따라 둘 이상의 서로 상이한 개폐압력치를 갖는다.An LNG FSRU having a regeneration device capable of regasifying LNG stored in an LNG storage tank is disclosed.
The LNG storage tank is a membrane type tank. The LNG storage tank includes a safety valve that is opened when an internal pressure exceeds an opening / closing pressure value. The safety valve has two or more different opening and closing pressure values depending on the amount of LNG stored in the LNG storage tank.

Description

[0001] LNG FSRU HAVING A REGASIFICATION APPARATUS WITH REGENERATION DEVICE [0002]

본 발명은, 재기화장치 및 LNG 저장탱크를 가지는 LNG FSRU에 관한 것이다.The present invention relates to an LNG FSRU having a regeneration device and an LNG storage tank.

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. In general, natural gas (hereinafter referred to as NG) is made into a state of liquefied natural gas (hereinafter referred to as LNG) liquefied at a cryogenic temperature at a production site and then transported to a destination by a LNG carrier over a long distance (LNG) floating storage and regasification unit (FSRU), or land terminal, and supplied to the consumer.

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. When LNG is transported by LNG regasification vessel, LNG is regenerated from the LNG regasification line itself without going through the LNG floating storage and regasification unit or the offshore terminal, and is supplied directly to the consumer .

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. Since the liquefaction temperature of natural gas is a cryogenic temperature of about -163 ° C at normal pressure, LNG is evaporated even if its temperature is slightly higher than -163 ° C at normal pressure. For example, in the case of a conventional LNG carrier, the LNG storage tank of the LNG carrier is heat-treated, but since the external heat is continuously transferred to the LNG, LNG is transported by the LNG carrier, It is constantly vaporized in the LNG storage tank and boil-off gas is generated in the LNG storage tank.

이렇게 LNG 저장 탱크 내에 증발가스가 발생하면, LNG 저장탱크의 압력이 상승하여 위험하게 된다. When the evaporation gas is generated in the LNG storage tank, the pressure of the LNG storage tank rises and becomes dangerous.

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. Conventionally, in order to keep the pressure of the LNG storage tank in a safe state, evaporative gas generated in the LNG storage tank has been used as propellant fuel of the LNG carrier. That is, in the case of an LNG carrier carrying LNG in a conventional low-temperature liquid state, the LNG temperature in the tank is maintained at about -163 ° C at ambient pressure while it is being transported, The BOG generated is discharged to the outside and processed.

LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 보일러에서 연소하여 발생하는 스팀으로 구동되는 스팀 터빈 추진 방식은 추진 효율이 낮은 문제점이 있다. There is a problem that the propulsion efficiency of the steam turbine propulsion system driven by steam generated by burning the evaporation gas generated in the LNG storage tank in the boiler is low.

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. In addition, the dual fuel diesel electric propulsion system, which compresses the evaporation gas generated from the LNG storage tank and uses it as fuel for the diesel engine, is more efficient than the steam turbine propulsion system, The complexity of the propulsion system makes it difficult to maintain the equipment. In addition, since this method needs to supply the evaporation gas as the fuel, the gas compression method having a larger installation ratio and operation ratio than the liquid compression is inevitably applied.

그리고, 이렇게 증발가스를 추진용 연료로서 사용하는 방식은, 어떠한 경우에도 일반선박에 사용되는 2행정 저속 디젤 엔진의 효율에는 미치지 못한다. The method of using the evaporation gas as fuel for propulsion does not reach the efficiency of the two-stroke low-speed diesel engine used in a general ship in any case.

한편, LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 재액화하여 다시 LNG 저장탱크로 복귀시키는 방식도 있다. 그러나, 이렇게 증발가스를 재액화하는 방식은 LNG 운반선에 복잡한 시스템의 증발가스 재액화 장치를 설치해야 하는 문제점이 있다. On the other hand, there is a method of re-liquefying the evaporated gas generated in the LNG storage tank and then returning it to the LNG storage tank. However, the method of re-liquefying the evaporated gas has a problem in that it is necessary to install an evaporating gas re-liquefying apparatus of a complex system in the LNG carrier.

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. In the case where the propellant can be used as fuel or an evaporation gas having an amount exceeding the amount that can be processed by the evaporation gas remelting device is generated, the surplus evaporation gas must be incinerated in a gas combustor or the like, There is a problem in that additional equipment such as a gas combustor for adding a gas is added.

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 연료 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.For example, as shown in FIG. 4, the LNG carrier having the basic concept of maintaining the pressure of the conventional LNG storage tank at about the same level as that of the conventional LNG storage tank is as follows. LNG carriers are initially loaded (3-5 days after shipment) Since the storage tank is somewhat hot, an excess BOG (Excessive BOG) occurs as compared with the BOG generation amount (NBOG, natural BOG) during operation as indicated by the upper solid line. Fuel diesel electric propulsion system. Therefore, the BOG corresponding to the shaded portion representing the difference between the lower dotted line showing the amount of BOG used in the boiler or the engine is inevitably burned through the GCU (Gas Combustion Unit). In addition, when the LNG carrier passes through the canal (for example, 5-6 days in FIG. 4), the BOG is not consumed in the boiler or the engine (when the canal is waiting) I can not but discard it. In addition, when the LNG carriers are waiting for entry into the ship or when entering the ship, there is no or little consumption of the BOG, and the BOG of the surplus is forced to be burned.

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.The amount of BOG to be burned in this way amounts to 1500-2000 tons per year in an LNG carrier of 150,000m ³ capacity. Furthermore, the problem of environmental pollution also occurs due to burning of BOG.

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. Unlike the low-pressure tank described above, the LNG storage tank is maintained at a high pressure of about 200 bar (gauge pressure) in the LNG storage tank without forming an adiabatic wall in the LNG storage tank, thereby suppressing generation of evaporation gas in the LNG storage tank Are disclosed in Korean Patent Publications KR2001-0014021, KR2001-0014033, KR2001-0083920, KR2001-0082235, and KR2004-0015294. However, in order for the LNG storage tank to be able to accommodate the evaporation gas at a high pressure of about 200 bar or so, the thickness of the LNG storage tank must be considerably thick, thereby increasing the manufacturing cost and increasing the evaporation gas to about 200 bar And a high-pressure compressor for maintaining the high-pressure compressor. Unlike these technologies, there is also a technology known as a pressure tank. Such a pressure tank also stores a volatile liquid in a tank of room temperature and high pressure, so there is no processing problem of the BOG, but there is a limitation that the tank can not be made large, There is a problem that this increases.

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 소요된다는 문제점이 있다.As described above, conventionally, the LNG tank of the LNG carrier is a method of maintaining the pressure of the liquid at a very low temperature at a pressure near the atmospheric pressure during transportation and allowing the generation of BOG, and the consumption of BOG is large, There has been a problem that the device must be mounted. Unlike a tank that transports the liquid at the extremely low temperature state at a low pressure of atmospheric pressure, the method of transporting the tank to a tank capable of withstanding a high pressure at a high temperature, such as a pressure tank, is not limited to the BOG treatment, There is a problem that it is expensive.

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.SUMMARY OF THE INVENTION Accordingly, the present invention has been made in order to solve the problems of the conventional technology, and it is possible to manufacture a large-capacity tank without increasing the manufacturing cost of the tank with respect to a somewhat high-pressure tank near the atmospheric pressure carrying the liquefied gas at a cryogenic temperature And an object of the present invention is to provide an LNG storage tank capable of reducing the waste of BOG and a method of transporting LNG using the same or a method of treating evaporative gas using the LNG storage tank.

전술한 목적을 달성하기 위해, 본 발명은 극저온 상태의 액화가스를 운반하는 상압 근처의 다소 고압 탱크에 관한 것으로 운송중에 탱크내의 압력변화를 어느 정도 허용하는것을 특징으로 한다. In order to achieve the above object, the present invention relates to a rather high pressure tank near ambient pressure carrying a liquefied gas in the cryogenic condition, characterized by allowing a certain degree of pressure variation in the tank during transport.

본 발명의 한 실시예에 따르면, LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스(BOG)를 처리하는 BOG 처리수단을 가지는 LNG운반선에 있어서, 상기 LNG 저장탱크의 LNG의 운송중에 상기 탱크내의 증기 압력과 상기 LNG의 온도의 증가를 허용하는 것을 특징으로 하는 LNG 운반선과 그 방법이 제공된다.According to an embodiment of the present invention, there is provided an LNG carrier having BOG processing means for processing evaporative gas (BOG) generated in an LNG storage tank, characterized in that during the transportation of the LNG of the LNG storage tank, And the temperature of the LNG carrier is allowed to increase.

BOG 처리 수단으로서, 일반적으로 LNG 저장탱크로부터 발생하는 BOG는 보일러(예컨대, 스팀터빈추진용 보일러)에 사용되거나, DFDE나 MEGI와 같은 가스엔진의 연료로 사용되거나, 가스 터빈에 사용되거나, 재액화하여 LNG 저장탱크로 돌려보내는 방법이 알려져 있다.(예컨대, 한국특허공개 2004-0046836, 한국특허등록 0489804, 0441857, 한국실용공보 2006-0000158 등) 그런데, 이들 방법에서는 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. As a BOG processing means, BOG generated from an LNG storage tank is generally used for a boiler (for example, a steam turbine propelling boiler), as a fuel for a gas engine such as DFDE or MEGI, for a gas turbine, (For example, Korean Patent Publication No. 2004-0046836, Korean Patent Registration No. 0489804, 0441857, Korean Utility Specification No. 2006-0000158, etc.). However, in these methods, the amount of processing by the usual processing means When the processing by the processing means is impossible, such as when excess BOG is generated (for example, after loading of LNG), port entrance / departure, canal passage, etc., BOG combustion by BOG combustion means such as GCU (Gas Combustion Unit) Waste was inevitable.

본 발명에서는 BOG 처리의 유연성이 증대되어 이와 같은 BOG 낭비가 제거되는 장점이 있다. 본 발명에 따른 LNG운반선은 GCU가 필요 없을 수도 있고, 경우에 따라서는 비상시의 BOG 처리나 BOG 관리의 유연성 향상을 위하여 GCU가 필요할 수도 있다. In the present invention, flexibility of the BOG treatment is increased, and the BOG waste is eliminated. The LNG carrier according to the present invention may not require a GCU, and in some cases a GCU may be needed to enhance the flexibility of BOG management and BOG management in an emergency.

본 발명은 LNG 운송선에 BOG를 LNG 탱크로부터 배출하여 처리하는 수단(보일러, 재액화장치, 가스엔진 등)이 구비된 것이다. The present invention is equipped with a means (a boiler, a liquefaction device, a gas engine, etc.) for discharging the BOG from the LNG tank to the LNG transportation line.

본 발명의 또 다른 실시예에 따르면,LNG를 운반하는 LNG 운반선에 설치되는 LNG 저장탱크의 상부에 설치되는 안전밸브의 조절방법에 있어서, 상기 LNG 저장탱크에 LNG를 선적할 때와 상기 LNG 운반선이 운항할 때에 있어서 상기 안전밸브의 개폐 압력치를 달리하는 것을 특징으로 하는 안전밸브의 개폐방법이 제공된다. 본 발명에서는 상기 구성을 특징으로 하는 안전밸브, LNG 저장탱크, LNG 운반선이 제공된다.According to another embodiment of the present invention, there is provided a method of adjusting a safety valve installed on an LNG storage tank installed in an LNG carrier carrying LNG, the method comprising: when the LNG is to be loaded into the LNG storage tank, And the opening / closing pressure of the safety valve is varied when the vehicle is operated. In the present invention, a safety valve, an LNG storage tank, and an LNG carrier are provided.

종래에는 극저온의 액화천연가스 상태로 운반하는 LNG선의 저장탱크의 상부에 안전밸브를 설치하여 LNG 저장탱크의 내부의 압력을 안전하게 관리하였다. 안전밸브로 탱크의 폭발 등에 대한 안정성을 확보하고, LNG 적재후 발생하는 BOG에 대해서는 상기에서와 같이 보일러(예컨대, 스팀터빈추진용 보일러)에 사용되거나, DFDE나 MEGI와 같은 가스엔진의 연료로 사용되거나, 가스 터빈에 사용되거나, 재액화하여 LNG 저장탱크로 돌려보내는 방법이 알려져 있다. 그런데, 이들 방법에서는 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 방법으로 LNG 운반선의 LNG 저장 탱크의 압력을 소정의 범위내에서 일정하게 유지하였다. Conventionally, a safety valve was installed on a storage tank of an LNG carrier carrying cryogenic liquefied natural gas to safely manage the pressure inside the LNG storage tank. The safety valve ensures stability against the explosion of the tank and the BOG generated after LNG loading can be used for a boiler (for example, a steam turbine propelling boiler) as described above, or as a fuel for a gas engine such as DFDE or MEGI Or used for gas turbines, or re-liquefied and returned to the LNG storage tank. However, in these methods, when the processing by the processing means is not possible, such as in the case of excessive BOG occurrence (after LNG loading) exceeding the throughput by the usual processing means, or port entrance / departure, Gas Combustion Unit) was inevitable waste of BOG by BOG combustion means. In this way, the pressure of the LNG storage tank of the LNG carrier was kept constant within a predetermined range.

이러한 LNG 운반선은 안전 밸브의 설정치가 0.25바일 경우 LNG의 선적시 LNG 저장탱크의 98% 정도의 부피까지 LNG를 선적하고 나머지 2%는 여유 공간으로 둔다. 98% 이상을 LNG로 채우게 되면 LNG 저장 탱크의 압력이 0.25바 도달 시LNG 상부의 돔으로부터 LNG가 흘러넘치게 된다(overflow). 그런데, 본 발명의 다른 실시예에서와 같이 LNG의 선적후부터 LNG 압력의 상승을 계속 허용하는 경우, 적은 양의 LNG를 적재하여도 본 발명에 따른 안전밸브 설정압력에서 LNG의 온도 상승으로 인한 LNG팽창으로 LNG가 오버플로할 가능성이 있다. 예컨대 LNG 탱크의 증기 압력이 0.7 바일 경우 LNG의 적재량이 97% 정도에서도 오버플로 현상이 발생할 수 있음을 발견하였다. 이는 LNG 적재량이 줄어드는 문제점으로 직결된다. If the set value of the safety valve is 0.25 bar, these LNG carrier will ship LNG to 98% of the LNG storage tank and leave the remaining 2% of the LNG storage space. Filling more than 98% of the LNG will overflow the LNG from the dome above the LNG when the LNG storage tank pressure reaches 0.25 bar. However, when the LNG pressure is continuously increased after the LNG is shipped as in the other embodiments of the present invention, even if a small amount of LNG is loaded, the LNG expansion due to the temperature rise of the LNG at the safety valve set pressure according to the present invention There is a possibility that the LNG will overflow. For example, when the steam pressure of the LNG tank is 0.7 bar, overflow phenomenon may occur even when the LNG load is 97% or so. This is directly related to the problem of LNG load reduction.

이런 문제 때문에 LNG 저장탱크의 상부에 설치되는 안전밸브의 개폐압력치를 상압 근처의 다소 고압에서 일정하게 고정하는 것보다는 적재시에는 기존 LNG 운반선에서와 같이 낮은 압력, 예컨대 0.25바에서 고정하고, 운항을 시작하여 BOG를 다소 사용(예컨대, 보일러, 엔진 등에 연료로 사용)하여 LNG 저장 탱크내의 LNG의 양이 감소한 경우에는 본 발명의 다른 실시예에서와 같이 안전밸브의 개폐 압력치를 상향하여 초기 선적량의 감소없이 BOG의 낭비를 줄이거나 BOG 처리의 유연성을 높일 수 있다. 본 발명은 BOG를 LNG 탱크로부터 배출하여 처리하는 수단(보일러, 재액화장치, 가스엔진 등)이 구비된 LNG 운송선에 적용되면 BOG의 낭비가 없다는 점에서 그 효과가 크다. For this reason, rather than fixing the opening and closing pressure of the safety valve installed at the upper part of the LNG storage tank constantly at a somewhat high pressure near the normal pressure, it is fixed at a low pressure, for example, 0.25 bar as in the conventional LNG carrier, And when the amount of LNG in the LNG storage tank is reduced by using BOG somewhat (for example, as a fuel for a boiler or an engine), the opening / closing pressure of the safety valve is increased to decrease the initial amount of shipment as in the other embodiments of the present invention It is possible to reduce the waste of the BOG or increase the flexibility of the BOG processing. The present invention is effective in that there is no waste of BOG when it is applied to an LNG transportation line equipped with a means for discharging the BOG from the LNG tank and treating the same (boiler, liquefier, gas engine, etc.).

따라서, 본 발명에서는 안전밸브의 개폐 압력치는 상기 LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스가 외부로 배출되어 상기 LNG 저장탱크내에 적재된 LNG의 양이 줄어든 이후에 상승되며, 바람직하게는 상기 LNG를 선적할 때의 개폐 압력치는 0.25 바 이하에서 설정되고, 상기 LNG 운반선이 운항할 때의 압력치는 0.25 초과 내지 2바에서 설정되고, 특히 바람직하게는 상기 LNG 운반선이 운항할 때의 압력치는 0.25 초과 내지 0.7바에서 설정된다. 여기에서, LNG 운반선이 운항할 때 안전밸브의 개폐 압력치는 운항 조건에 따른 증발가스의 사용량에 따라 예를 들어, 0.4 바, 0.7 바 등 단계적으로 상승시킬 수 있다.Accordingly, in the present invention, the opening / closing pressure of the safety valve is increased after the evaporation gas generated in the LNG storage tank is discharged to the outside and the amount of LNG stored in the LNG storage tank is reduced, preferably, the LNG is shipped Is set at 0.25 bar or less, the pressure value at the time of operating the LNG carrier is set at more than 0.25 to 2 bar, and particularly preferably, the pressure value at the time of operating the LNG carrier is more than 0.25 to 0.7 bar Lt; / RTI > Here, when the LNG carrier is operated, the opening / closing pressure of the safety valve can be increased stepwise, for example, 0.4 bar or 0.7 bar depending on the usage amount of the evaporation gas according to the operating conditions.

따라서, 본 발명에서 LNG 운반선이 운항할 때라함은 LNG선에 LNG를 적재한 후 운항을 시작하여 BOG를 어느 정도 사용한 후 LNG 저장탱크내의 LNG의 부피가 다소 줄어든 경우를 의미한다. 예를 들어, LNG의 부피가 98.5%일 때 안전밸브의 개폐 압력치를 0.25바로 세팅하고, LNG의 부피가 98.0%일 때 안전밸브의 개폐 압력치를 0.4바로 세팅하고, LNG의 부피가 97.6%일 때 안전밸브의 개폐 압력치를 0.5바로 세팅하고, LNG의 부피가 97.2%일 때 안전밸브의 개폐 압력치를 0.7바로 세팅하는 것이 바람직하다.Accordingly, in the present invention, when the LNG carrier is operated, it means that the volume of the LNG in the LNG storage tank is slightly reduced after the operation of the LNG is started after the LNG is loaded and the BOG is used to some extent. For example, when the volume of the LNG is 98.5%, the opening and closing pressure of the safety valve is set to 0.25, and when the volume of the LNG is 98.0%, the opening and closing pressure of the safety valve is set to 0.4 and when the volume of the LNG is 97.6% It is desirable to set the opening / closing pressure value of the safety valve at 0.5 bar and to set the opening / closing pressure value of the safety valve at 0.7 when the volume of the LNG is 97.2%.

본 발명의 또 다른 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.According to another embodiment of the present invention, there is provided a storage tank for an LNG carrier to be transported in a cryogenic liquefied natural gas state, wherein the opening / closing pressure of the safety valve provided on the storage tank is in the range of more than 0.25 to 2, To 0.7 bar, and more preferably to 0.7 bar. In the present invention, a method for opening and closing a safety valve, an LNG storage tank, and an LNG carrier are provided.

이와 같은 방법은 BOG의 손실이 심하고 LNG 운반선의 제조비용이 증가하는 문제점이 있는 바, 본 발명에서는 LNG 저장탱크 안전밸브의 압력치를 높여 LNG의 선적후부터 하적전까지 운항하면서 탱크 내부 압력과 LNG의 온도의 상승을 허용하도록 하여 상기와 같은 문제점을 해결하였다.In the present invention, the pressure of the LNG storage tank safety valve is increased and the pressure inside the tank and the temperature of the LNG are increased while the LNG is operated after the loading and unloading of the LNG. So that the above problem is solved.

본 발명의 다른 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 분포를 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. According to another embodiment of the present invention, there is provided a storage tank for an LNG carrier carrying cryogenic liquefied natural gas, wherein the vapor pressure in the tank is regulated within a pressure range near atmospheric pressure, The LNG storage tank for an LNG carrier is provided which allows an increase in the temperature of the LNG. The steam pressure in the tank is more than 0.25 to 2 bar, preferably more than 0.25 to 0.7 bar, more preferably 0.7 bar. Further, the LNG storage tank and the LNG storage tank are mixed with the evaporation gas in order to uniform the temperature distribution inside the LNG tank. It is desirable to maintain the temperature of LNG or BOG in the LNG storage tank uniformly because evaporation of LNG tends to occur more locally at higher temperatures in the LNG storage tank. In view of the above, the evaporation gas at the upper portion of the LNG storage tank may have an increased pressure due to the temperature rise due to the external influent heat because the heat capacity of the LNG storage tank is lower than that of the LNG at the lower portion of the tank. So that an abrupt pressure increase of the LNG tank can be suppressed.

또한, 본 발명의 다른 실시예에 따르면, LNG 터미널에서 하역받는 탱크의 압력에 맞추어 LNG 운반선의 LNG 탱크내 증기압력을 조절할 수 있다. 예를 들면, 하역받을 LNG 터미널, LNG-RV, FPSO 등에서의 탱크 압력이 높은 경우(예컨대 0.4-0.7바 내외)에는 LNG 운반선의 탱크 압력을 계속 상승시켜 운항하고, 탱크의 압력이 종래와 같이 낮은 경우(0.2바 내외)에는 본 발명에 따른 BOG 처리의 유연성을 이용하여 BOG 낭비를 줄여가면서 하역 받는 탱크의 압력에 맞출 수 있다.According to another embodiment of the present invention, the steam pressure in the LNG tank of the LNG carrier can be adjusted according to the pressure of the tank to be unloaded from the LNG terminal. For example, when the tank pressure at the LNG terminal, LNG-RV, FPSO, etc. to be unloaded is high (for example, about 0.4-0.7 bar), the tank pressure of the LNG carrier is continuously increased and the tank pressure is low (About 0.2 bar), the flexibility of the BOG process according to the present invention can be utilized to reduce the waste of BOG and to match the pressure of the tank to be unloaded.

또한, 본 발명의 다른 실시예에 따르면, 상기 특징을 가지는 극저온 상태의 액화천연가스의 운반 방법 및 상기 탱크가 설치된 LNG 운반선을 제공한다.According to another embodiment of the present invention, there is provided a method for transporting liquefied natural gas at a cryogenic temperature state having the above characteristics and an LNG carrier with the tank installed therein.

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. In particular, according to another embodiment of the present invention, the present invention relates to a membrane-type LNG tank at a somewhat higher pressure near atmospheric pressure carrying a liquefied gas at cryogenic temperatures, characterized by allowing a certain degree of pressure variation in the tank during transport . The membrane tank described in this invention means the membrane tank defined in the IGC Code (2000) for the cargo hold of the LNG tank. Specifically, the membrane tanks are non-self-supporting tanks, which means that an insulation wall is formed on the hull and a thin sealing membrane is formed on the insulation wall. It also includes semi- membrane tanks.

하기에서는 GTT NO 96, Mark III, 한국특허 제499710호 및 제644217호 등에 기재된 탱크가 멤브레인형 탱크의 예이다.In the following, the tanks described in GTT NO 96, Mark III, Korean Patent 499710, and 644217 are examples of membrane type tanks.

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.Such membrane tanks may be designed to withstand tank pressures up to 0.7 bar (gauge pressure), but generally not exceed 0.25 bar. All conventional membrane-type tanks comply with these regulations and are managed so that the tank's internal vapor pressure is less than 0.25 bar and the temperature and pressure of the LNG during operation are almost constant. In contrast, the present invention is characterized in that the pressure in the tank and the temperature of the LNG are allowed to rise at a pressure exceeding 0.25 bar, preferably from 0.25 to 2 bar, more preferably from 0.25 bar to 0.7 bar. Further, the method of treating the evaporative gas using the LNG storage tank of the present invention is characterized in that the temperature distribution inside the LNG storage tank is uniformly maintained.

본 발명의 또 다른 실시예에 따르면 본 발명은 대형의 LNG 운반선에 관한 것이다. 바람직하게는 100,000 m³의 LNG 저장 능력을 가지는 LNG 운반선에 관한 것이다. 대형 용량의 LNG 운반선은 LNG 탱크를 고압탱크로 제작하기 위해서는 탱크의 두께 상승으로 그 제조 비용이 급격히 증가하는데, 본원 발명에서와 같이 대기압에 가까운 상대압 1 바 내외로 탱크를 제조할 경우 그 제조 비용도 크게 증가하지 않으면서 실질적으로 증발가스 발생에 의한 압력을 지탱하면서 BOG 처리 없이도 LNG의 운반이 가능하다.According to another embodiment of the present invention, the present invention relates to a large LNG carrier. Lt; RTI ID = 0.0 > 100,000 < / RTI > m < ^{3 &} gt ;. In order to manufacture LNG tank with high pressure tank, the manufacturing cost of LNG tanker with large capacity is rapidly increased due to increase in thickness of tank. In case of manufacturing tank at about 1 bar relative to atmospheric pressure as in the present invention, It is possible to transport LNG without BOG treatment while substantially supporting the pressure generated by the evaporation gas.

전술한 바와 같이, 본 발명에 의하면, BOG 처리수단을 가지는 LNG운반선에서 LNG 저장탱크의 LNG의 운송중에 상기 탱크내의 증기 압력과 상기 LNG의 온도의 증가를 허용하므로 BOG의 낭비를 줄이거나 BOG 처리의 유연성을 높일 수 있다.As described above, according to the present invention, it is possible to increase the steam pressure in the tank and the temperature of the LNG during the transportation of the LNG in the LNG storage tank in the LNG carrier having the BOG processing means, thereby reducing the waste of BOG, Flexibility can be enhanced.

특히, 본 발명에 의하면, LNG의 운반중 발생하는 증발가스가 소모량보다 많을 경우에도 증발 가스의 손실 없이 보존할 수 있어 경제성 및 효율성을 가져온다. 예컨대, 도 4에서 도시된 바와 같은 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 대부분이었지만 본 발명의 기술을 적용하면 이와 같은 BOG의 낭비를 줄일 수 있다.Particularly, according to the present invention, even when the evaporation gas generated during the transportation of LNG is larger than the consumption amount, it can be stored without loss of the evaporation gas, resulting in economical efficiency and efficiency. For example, in the case of an LNG carrier equipped with an engine for evaporative gas treatment as shown in FIG. 4, an excess occurrence BOG occurring during several days after shipment of the LNG occurs during passage of the canal, Conventionally, the BOG exceeding the engine consumption amount is conventionally burned out by using the GCU, but the waste of the BOG can be reduced by applying the technique of the present invention.

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. In addition, when the gas / liquid combined engine is used in the LNG carrier, the fuel can be supplied using the liquid pump instead of the evaporative gas compressor, so the installation cost and the operating cost can be greatly reduced.

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.
도 5는 LNG 하역터미널의 탱크 압력 및 플래시 가스 설비에 따라 LNG 운반선의 LNG 저장탱크의 압력 운영 형태를 나타내는 모식도이다.
도 6은 LNG 탱크 상부의 BOG를 하부의 LNG로 분사하는 방법을 나타내는 모식도이다.BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS FIG. 1 is a view showing a concept of absorption of an incoming calorific value in an LNG storage tank for an LNG carrier according to a preferred embodiment of the present invention; FIG.
2 is a schematic view of an LNG storage tank for an LNG carrier according to a preferred embodiment of the present invention.
FIG. 3 is a schematic view illustrating a configuration for processing an evaporative gas at an unloading terminal using an LNG storage tank for an LNG carrier according to a preferred embodiment of the present invention. Referring to FIG.
FIG. 4 is a schematic diagram showing the waste of the evaporation gas of the LNG carrier having the basic concept that the pressure of the conventional LNG storage tank is kept almost the same.
5 is a schematic view showing a pressure operating mode of the LNG storage tank of the LNG carrier according to the tank pressure of the LNG unloading terminal and the flash gas facility.
6 is a schematic diagram showing a method of spraying BOG at the upper portion of the LNG tank to the lower LNG.

이하에서는 첨부한 도면을 참조하여 본 발명에 대한 바람직한 실시예를 상세하게 설명한다. Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.

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.The LNG storage tanks of the present invention can be applied to LNG storage tanks such as LNG carriers, LNG floating storage and regasification units (FSRU), offshore loading terminals, and LNG regeneration lines (RV). By solving the problem of processing the BOG while allowing the pressure and temperature rise of the LNG carrier tank to be solved, it is possible to reduce the waste of the BOG and to store the LNG in the various LNG tanks for a long period of time considering the demand amount of LNG in the customer, There is also an advantage that flexibility is enhanced for transportation and storage.

본 실시예에서는, LNG 운반선에 적용되는 LNG 저장탱크를 중점적으로 예를 들어 설명하기로 한다. In this embodiment, the LNG storage tank applied to the LNG carrier will be mainly described.

도 1은 본 발명에 의한 LNG 운반선용 LNG 저장탱크 내에서의 유입 열량 흡수에 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 의한 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. FIG. 1 shows the concept of absorption of an incoming calorie in an LNG storage tank for an LNG carrier according to the present invention. Conventionally, the pressure in the LNG storage tank for an LNG carrier is maintained within a certain range, In the present invention, the pressure in the LNG storage tank for the LNG carrier is allowed to be increased, and thereby the LNG and the LNG in the tank due to the saturation temperature rise due to the pressure increase can be prevented. The increase in the sensible heat of natural gas (hereinafter referred to as " NG ") absorbs most of the input heat, thereby significantly reducing the generation of the evaporative gas. For example, when the pressure of the LNG storage tank for an LNG carrier is 0.7 bar, the saturation temperature rises about 6 ° C compared to the initial 0.06 bar.

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 압력이 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. FIG. 2 schematically shows an LNG storage tank for an LNG carrier according to a preferred embodiment of the present invention. In the case of LNG storage tank (1) for LNG carrier with insulation wall, when the LNG is normally loaded, the internal pressure is about 0.06 bar (gauge pressure) and the evaporation gas is generated during the operation period of the LNG carrier, The pressure gradually increases. For example, after loading LNG from the LNG production site, the internal pressure of the LNG storage tank (1) for the LNG carrier is 0.06 bar. After the LNG carrier starts to operate for about 15-20 days and arrives at the destination, The pressure inside the LNG storage tank 1 can be increased to 0.7 bar.

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 기준으로 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.Describing this in terms of temperature, LNG generally contains various impurities and is generally lower than the boiling point of pure methane liquid. Pure methane has a boiling point of -161 ° C at 0.06 bar. Actually, LNG transported by LNG transport contains a little impurity such as nitrogen and ethane, and boiling point is around -163 ℃. Based on pure methane, the LNG temperature in the tank is about -161 ° C at 0.06 bar after LNG shipment. When the steam pressure in the tank is controlled to 0.25 in consideration of the transport distance and the BOG consumption amount, the LNG temperature is about -159 ° C If the steam pressure in the tank is controlled to 0.7, the LNG temperature will rise to about -155 ℃, and if the steam pressure in the tank is controlled to 2, the LNG temperature will rise to about -146 ℃.

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. The LNG storage tank for an LNG carrier of the present invention is designed in consideration of a rise in pressure due to the generation of such evaporation gas with a heat insulating wall, that is, it is designed to have a strength enough to withstand a pressure increase due to generation of evaporation gas . Therefore, the evaporated gas generated inside the LNG storage tank 1 for the LNG carrier during the operation period of the LNG carrier is accumulated in the LNG storage tank 1 for the LNG carrier.

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.For example, the LNG storage tank 1 for an LNG carrier according to an embodiment of the present invention is preferably designed to withstand a pressure of more than 0.25 to 2 bar (gauge pressure), with a heat insulating wall, Is designed to withstand pressures of 0.6 to 1.5 bar (gauge pressure). Considering the distance of LNG transport and the current IGC Code, it is desirable to be designed to withstand pressures of more than 0.25 bar to 0.7 bar, especially 0.7 bar. However, if the pressure is too low, the distance to transport the LNG becomes too short, which is not preferable. If the pressure is too high, the tank is not easily manufactured.

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 충분히 실현 가능하므로 제작 비용면에서 경제적이다. The LNG storage tank 1 for an LNG carrier according to the present invention may be designed to have a thick thickness at the initial design or to add a reinforcing material to the existing LNG storage tank for a conventional LNG storage tank, It is economical in terms of production cost.

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. On the other hand, the conventional LNG storage tank for LNG carrier having a heat insulating wall is variously known as described below. Therefore, in FIG. 1, illustration of the heat insulating wall is omitted.

먼저, LNG 운반선의 내부에 설치되는 LNG 저장탱크는 독립탱크형(Independent Type)과 멤브레인형(Membrane Type)으로 나눌 수 있다. 그 구체적 내용은 아래와 같다. First, LNG storage tanks installed inside the LNG carrier can be divided into independent tank type and membrane type. The concrete contents are as follows.

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. The names GTT NO 96-2 and GTT Mark III were changed to GTT (Gaztransport & Technigaz) company in 1995 by Gaz Transport (GT) and Technigaz (TGZ) -2 type, and the TGZ type is replaced by the GTT Mark III type.

전술된 GT형 및 TGZ형 탱크구조는 미합중국특허 US6,035,795, US6,378,722, US5,586,513, 미합중국특허공개US2003-0000949와, 대한민국특허공개KR2000-0011347호, KR2000-0011346호 등에 기재되어 있다. The GT and TGZ type tank structures described above are described in U.S. Patent Nos. 6,035,795, 6,378,722, 5,586,513, and U.S. Patent Publication No. 2003-0000949, and Korean Patents Nos. 2,000-0011347 and 2,000-0011346.

한국특허 제499710호 및 제0644217호에는 다른 개념으로서 단열벽이 개시되어 있다. Korean Patent No. 499710 and No. 0644217 disclose an insulating wall as another concept.

다양한 형태의 단열벽을 가지는 LNG 운반선용 LNG 저장탱크가 기존에 개시되어 있는데 이들은 가능한 LNG의 기화를 억제하기 위한 것이다. LNG storage tanks for LNG carriers with various types of insulating walls have been previously disclosed, which are intended to inhibit vaporization of LNG as much as possible.

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 0.1 바가 되도록 증발가스를 추진 연료로 소모하거나 재액화하다가 그 이상의 압력에 도달하면 증발가스의 일부 또는 전부를 GCU로 태워버린다. 또한, LNG 저장탱크에는 안전밸브(safty valve)가 설치되어 상기의 제어에 실패할 경우에는 안전밸브(보통 개폐 압력이 0.25바)를 통해 외기로 배출한다. It is possible to apply the present invention to an LNG storage tank for an LNG carrier having various heat insulating functions as described above. Most of the LNG storage tanks for LNG carriers are designed to withstand pressures of 0.25 bar or less. When the evaporation gas is consumed or re-liquefied such that the pressure is 0.2 bar or less, for example, 0.1 bar, Or burn it all up in the GCU. In addition, a safty valve is installed in the LNG storage tank, and if the control fails, the safety valve (usually the opening and closing pressure of 0.25 bar) is discharged to the outside air.

이에 반해 본 발명에서는 LNG운반선의 운항중에 도 2의 LNG 저장탱크에서 상부, 보통 돔부에 LNG 저장탱크로부터 발생하는 증발가스로 인하여 압력이 상승할 경우 이의 배출을 제어하는 안전밸브가 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.On the other hand, in the present invention, when the pressure of the LNG storage tank is increased due to the evaporation gas generated from the LNG storage tank in the upper and the lower dome of the LNG storage tank of FIG. 2 during the operation of the LNG carrier, In the present invention, the pressure value of the safety valve is set to be in the range of more than 0.25 to 2 bar, preferably more than 0.25 to 0.7 bar, more preferably 0.7 bar.

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. Additionally, the LNG storage tanks according to the present invention are configured to reduce the pressure of the LNG storage tanks by reducing local elevations of temperature and pressure, thereby reducing the relatively low temperature LNG below the LNG storage tanks for the LNG carriers The relatively high temperature evaporation gas at the upper portion of the LNG storage tank for LNG carrier is sprayed to the lower portion of the LNG storage tank for the LNG carrier, and the LNG carrier LNG for the LNG carrier is sprayed to the lower portion of the LNG storage tank for the relatively high temperature LNG carrier. Thereby keeping the temperature distribution of the storage tank uniform.

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. 2, an LNG pump 11 and an evaporation gas injection nozzle 21 are provided below the LNG storage tank 1 for the LNG carrier. An LNG storage tank 1 for the LNG carrier is provided with an LNG storage tank 1, A spray 13 and a compressor 23 for evaporative gas are provided. Here, the LNG pump 11 and the evaporative gas compressor 23 can be freely installed at the upper and lower portions. The LNG storage tank 1 for the LNG carrier is supplied to the upper LNG spray 13 by the LNG pump 11 to be supplied to the LNG storage tank 1 for the LNG carrier at a relatively high temperature, And the relatively high temperature evaporation gas at the upper portion of the LNG storage tank 1 for the LNG carrier is supplied to the lower evaporation gas injection nozzle 21 by the evaporation gas compressor 23 so as to be supplied at a relatively low temperature The LNG storage tank 1 for LNG carrier is uniformly maintained in the LNG storage tank 1 so that the amount of evaporation gas generated can be reduced.

이와 같이 증발 가스의 발생량을 줄이는 것은 BOG 처리수단을 가지지 않은 LNG 운반선에서는 BOG 발생은 탱크내 압력 상승과 직결되므로 압력을 천천히 상승시키기 위해서 특히 유용하고, BOG 처리 수단을 가지는 LNG 운반선의 경우에는 탱크의 압력이 상승하면 일정량의 BOG를 배출시켜 탱크내 증발가스의 압력을 조절할 수 있으므로 LNG 운반선의 운항 중에 이와 같은 LNG의 분사나 BOG의 분사가 필요 없을 수 있다. In the LNG carrier having no BOG treatment means, the generation of the evaporation gas is reduced because the BOG generation is directly related to the pressure rise in the tank. Therefore, in the case of the LNG carrier having the BOG treatment means, When the pressure rises, it is possible to control the pressure of the evaporative gas in the tank by discharging a certain amount of BOG. Therefore, it is not necessary to inject such LNG or BOG during the operation of the LNG carrier.

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. In addition, if LNG is shipped to an LNG carrier in a sub-cooled state at a production terminal producing LNG, the evaporation gas (pressure rise) generated during transportation can be further reduced. The pressure in the LNG storage tank for the LNG carrier can be negative (<0 bar) after supercooled loading at the production terminal. To prevent this, nitrogen can be charged.

이상과 같은 LNG 운반선용 LNG 저장탱크를 이용하여 증발가스를 처리하는 방법을 설명하면 다음과 같다. Hereinafter, a description will be made of a method of treating the evaporation gas using the LNG storage tank for the LNG carrier as described above.

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. The LNG storage tank (1) for an LNG carrier according to the present invention at the time of operation of an LNG carrier allows the increase of the internal pressure of the tank without treating the evaporation gas, Of LNG and NG, and when the LNG carrier arrives at the destination, it handles the evaporated gas accumulated in the LNG storage tank (1) for the LNG carrier at the unloading terminal.

도 3은 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크를 이용하여 하역 터미널에서 증발가스를 처리하기 위한 구성을 개략적으로 나타내고 있다. FIG. 3 schematically shows a configuration for treating an evaporating gas at an unloading terminal using an LNG storage tank for an LNG carrier according to a preferred embodiment of the present invention.

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. A plurality of unloading terminal LNG storage tanks 2, a high pressure compressor 3a, a low pressure compressor 3b, a recondenser 4, a high pressure pump P and a vaporizer 5 are provided at the unloading terminal.

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.Since the evaporation gas accumulated in the LNG storage tank (1) for the LNG carrier is large, it is usually compressed 70-80 times by the high-pressure compressor (3a) at the unloading terminal and then supplied directly to the consumer. Meanwhile, a part of the evaporated gas accumulated in the LNG storage tank 1 for the LNG carrier is compressed to about 8 bar by the low-pressure compressor 3b, then re-condensed while passing through the recondenser 4, It may be re-vaporized and supplied to consumers.

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.When the LNG storage tank is unloaded from the LNG storage tank for the LNG carrier to the LNG storage tank for the unloading terminal at the unloading terminal, the pressure of the LNG storage tank for the LNG carrier is larger than that of the LNG storage tank for the unloading terminal, The LNG storage tank of the LNG carrier is directly connected to the inlet of the high pressure discharge pump of the unloading terminal to supply the LNG to the supply source . The LNG storage tank for an LNG carrier according to the present invention has an advantage that the unloading time is reduced by 10-20% as compared with a conventional LNG carrier because the pressure in the LNG tank is high.

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. The LNG stored in the LNG storage tank 1 for the LNG carrier is not supplied to the LNG storage tank 2 for the unloading terminal of the unloading terminal but is supplied to the recondenser 4 to recondense the evaporated gas, And can be supplied directly to the consumer.

다른 한편, 하역 터미널에 재응축기가 설치되어 있지 않은 경우에는, LNG를 고압 펌프(P)의 흡입구로 직접 공급할 수도 있다. On the other hand, when the re-condenser is not provided at the unloading terminal, the LNG may be directly supplied to the suction port of the high-pressure pump (P).

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.As described above, when a plurality of storage tanks 2 for the unloading terminal are provided in the unloading terminal, the LNG storage tanks 1 for the LNG carriers of the LNG carriers are equally divided into the plurality of storage tanks 2 for the unloading terminals The generation of the evaporation gas is dispersed to the plurality of LNG storage tanks 2 of the unloading terminal so that the influence of the generation of the evaporative gas in each LNG storage tank 2 is minimized. Since the evaporation gas generated in the storage tank 2 for the unloading terminal is a small amount, it is usually compressed to about 8 bar by the low-pressure compressor 3b, then recycled while passing through the recondenser 4, And is supplied to consumers.

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. According to the present invention, since the LNG storage tank for the LNG carrier is operated at a pressure higher than the conventional design pressure, in order to maintain the pressure in the LNG storage tank for the LNG carrier when the LNG cargo is unloaded, The process becomes unnecessary.

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. The LNG storage tank for the LNG terminal or the LNG storage tank for the LNG floating storage and regeneration unit (FSRU) may be modified or the LNG storage tank for the new LNG terminal may be modified so that the storage pressure corresponds to the storage tank pressure of the LNG carrier of the present invention. If the LNG storage tank for the storage tank or the LNG storage and regasification unit (FSRU) is constructed, there is no generation of additional evaporative gas when the LNG carrier is unloaded. Therefore, there is no problem even if the conventional unloading method is applied.

본 발명에 의하면 LNG 부유식 저장 및 재기화 장치(FSRU)의 경우 증발가스의 관리 유연성이 커지므로 재응축 장치의 설치가 불필요할 수 있다. According to the present invention, in the case of the LNG floating storage and regasification apparatus (FSRU), the management flexibility of the evaporation gas is increased, and therefore, the installation of the recondenser may not be necessary.

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. According to the present invention, the LNG regeneration line (RV) can have all the advantages of the above-described LNG carrier and the LNG floating storage and regeneration unit (FSRU).

도 5는 LNG 하역터미널의 탱크 압력 및 플래시 가스 설비에 따라 LNG 운반선의 LNG 저장탱크의 압력 운영 형태를 나타내는데, F 모드는 하역 터미널의 탱크 압력이 높거나 적당한 플래시 가스 처리 설비를 가지는 경우에는 LNG 운반선의 탱크 압력을 계속 상승시키면서 운항할 수 있다. 이 경우에는 특히 BOG 처리수단을 구비하지 않은 LNG 운반선에서 유용하다.5 shows the pressure operating mode of the LNG storage tank of the LNG carrier according to the tank pressure of the LNG unloading terminal and the flash gas facility. In the F mode, when the tank pressure of the unloading terminal is high or has a suitable flash gas treatment facility, The tank pressure of the tank can be continuously increased. In this case, it is particularly useful in an LNG carrier without BOG processing means.

하역 터미널 탱크의 압력이 낮거나 플래시 가스의 처리가 용이하지 않은 경우에는 S모드나 V모드가 적당하다, 이 둘의 모드는 BOG 처리수단을 가지는 LNG 운반선에서 적용이 가능한 형식이다. S모드는 LNG 운반선의 탱크내 압력을 일정하게 조금씩 상승을 허용하면서 운항하는 것이다. V모드는 탱크내 압력의 운영 폭을 넓힌 것으로서 BOG 처리수단에 의한 BOG 소비량을 초과하는 발생하는 BOG에 대해서는 LNG 저장탱크내에서 보관하여 BOG 낭비를 줄일 수 있는 장점이 있다. When the pressure of the unloading terminal tank is low or the treatment of the flash gas is not easy, the S mode or the V mode is suitable. These modes are applicable to the LNG carriers having BOG processing means. The S mode is to operate the tank pressure of the LNG carrier with a constant incremental allowance. V mode is a widening of the operation pressure of the tank. BOG generated by the BOG processing means exceeding BOG consumption amount is stored in the LNG storage tank, thereby reducing BOG waste.

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. While the present invention has been particularly shown and described with reference to specific embodiments thereof, it will be understood by those skilled in the art that various changes and modifications may be made without departing from the spirit and scope of the present invention as defined by the appended claims. And should not be construed as limiting the scope of the invention.

1 : LNG 운반선용 LNG 저장탱크 2 : 하역 터미널용 LNG 저장탱크
3 : 압축기 4 : 재응축기
5 : 기화기 P : 고압 펌프
11 : LNG용 펌프 13 : LNG용 스프레이
21 : 증발가스용 분사 노즐 23 : 증발가스용 압축기1: LNG storage tank for LNG carrier 2: LNG storage tank for unloading terminal
3: compressor 4: re-condenser
5: carburetor P: high pressure pump
11: LNG pump 13: LNG spray
21: injection nozzle for evaporation gas 23: compressor for evaporation gas

Claims

An LNG FSRU having a regenerator capable of regasifying LNG stored in an LNG storage tank,
The LNG storage tank is a membrane type tank,
Wherein the LNG storage tank includes a safety valve that is opened when an internal pressure exceeds an opening / closing pressure value,
Wherein the safety valve has two or more different opening and closing pressure values depending on the amount of LNG stored in the LNG storage tank.

The method according to claim 1,
Wherein the safety valve has a first opening / closing pressure value selected from 0.25 bar or less and a second opening / closing pressure value selected from 0.25 bar to 2 bar.

delete

The method according to claim 1,
Wherein the safety valve has a first opening and closing pressure value set to 0.25 and a second opening and closing pressure value set to 0.4, and the safety valve can be set to any one of the first opening and closing pressure value and the second opening and closing pressure value Wherein the LNG FSRU is characterized by the presence of the LNG FSRU.

The method according to claim 1,
Wherein the safety valve has a first opening / closing pressure value set to 0.25 and a second opening / closing pressure value set to 0.7, and the safety valve can be set to any one of the first opening / closing pressure value and the second opening / Wherein the LNG FSRU is characterized by the presence of the LNG FSRU.

The method of claim 2,
Wherein the first opening / closing pressure value is 0.25 V, and the second opening / closing pressure value is increased stepwise as the stored LNG amount decreases.