KR20080095391A

KR20080095391A - Bog treating method

Info

Publication number: KR20080095391A
Application number: KR1020070039780A
Authority: KR
Inventors: 이정한; 최동규; 한성곤
Original assignee: 대우조선해양 주식회사
Priority date: 2007-04-24
Filing date: 2007-04-24
Publication date: 2008-10-29

Abstract

A LNG storage tank and LNG transporting method using the same and BOG TREATING METHOD are provided to reduce waste of BOG(Boil Off Gas) in a storage tank. An LNG carrier comprises a BOG treatment unit treating BOG generating in an LNG storage tank The evaporative pressure and the increment of temperature is allowed inside the LNG storage tank. An open and shut pressure value of a safety valve in loading LNG in the LNG storage tank LNG carrier is different when the LNG carrier runs.

Description

ＧＯＧ treatment method {BOG TREATING METHOD}

도 1은 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크 내에서의 유입열량의 흡수에 대한 개념을 나타내는 도면이다. 1 is a view showing the concept of the absorption of heat intake in the LNG storage tank for LNG carriers according to a preferred embodiment of the present invention.

도 2는 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크를 개략적으로 나타낸 도면이다. 2 is a view schematically showing an LNG storage tank for an LNG carrier according to a preferred embodiment of the present invention.

도 3은 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크를 이용하여 하역 터미널에서 증발가스를 처리하기 위한 구성을 개략적으로 나타낸 도면이다. 3 is a view schematically showing a configuration for treating the boil-off gas at the unloading terminal using the LNG storage tank for LNG carriers according to a preferred embodiment of the present invention.

도 4는 종래의 LNG 저장탱크의 압력을 거의 동일한 상태로 유지하는 것을 기본 개념으로 하는 LNG 운반선의 증발가스의 낭비를 나타내는 모식도이다.Figure 4 is a schematic diagram showing the waste of the boil-off gas of the LNG carrier ship based on the concept that the pressure of the conventional LNG storage tank is maintained at about the same state.

도 5는 LNG 하역터미널의 탱크 압력 및 플래시 가스 설비에 따라 LNG 운반선의 LNG 저장탱크의 압력 운영 형태를 나타내는 모식도이다.5 is a schematic diagram showing a pressure operating mode of the LNG storage tank of the LNG carrier according to the tank pressure and flash gas equipment of the LNG unloading terminal.

도 6은 LNG 탱크 상부의 BOG를 하부의 LNG로 분사하는 방법을 나타내는 모식도이다.It is a schematic diagram which shows the method of injecting BOG of LNG tank upper part into LNG of lower part.

<도면의 주요 부분에 대한 부호의 설명 > <Explanation of symbols for main parts of the drawings>

1 : LNG 운반선용 LNG 저장탱크 2 : 하역 터미널용 LNG 저장탱크 1 LNG storage tank for LNG carrier 2 LNG storage tank for cargo terminal

3 : 압축기 4 : 재응축기 3: compressor 4: recondenser

5 : 기화기 P : 고압 펌프 5: carburetor P: high pressure pump

11 : LNG용 펌프 13 : LNG용 스프레이 11 LNG pump 13 LNG spray

21 : 증발가스용 분사 노즐 23 : 증발가스용 압축기 21: injection nozzle for boil-off gas 23: compressor for boil-off gas

본 발명은, LNG 저장탱크에서 발생하는 증발가스(BOG)를 처리하는 BOG 처리수단을 가지는 LNG운반선에 관한 것이다.. The present invention relates to an LNG carrier having a BOG treatment means for treating boil-off gas (BOG) generated in 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 (NG) is produced in the form of liquefied liquefied natural gas (Liquefied Natural Gas, hereinafter referred to as LNG) at the production site, and then transported over a long distance to the destination by LNG carriers. Thereafter, the gas is regasified and supplied to a consumer through an LNG Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) or an offshore loading terminal.

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 an LNG Regasification Vessel (RV), LNG is regasified from the LNG Regasification Vessel itself and supplied directly to the consumer without having to go through an LNG floating storage or regasification unit or a land unloading terminal. .

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. The liquefaction temperature of natural gas is about -163 ° C at ambient pressure, so 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 insulated, but since the external heat is continuously transferred to the LNG, LNG is transported while the LNG carrier is transporting the LNG. Boil-off gas is generated in the LNG storage tank by continuously evaporating in the LNG storage tank.

이렇게 LNG 저장 탱크 내에 증발가스가 발생하면, LNG 저장탱크의 압력이 상승하여 위험하게 된다. When the boil-off gas is generated in the LNG storage tank in this way, 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 maintain the pressure of the LNG storage tank in a safe state, the boil-off gas generated in the LNG storage tank was used as a fuel for propulsion of the LNG carrier. That is, in the case of a LNG carrier that carries LNG in a low temperature liquid state of the related art, the basic concept is that the LNG temperature in the tank is maintained at about the same temperature and the same pressure at around -163 ° C. As a result, the generated BOG was discharged to the outside and treated.

LNG 저장탱크에서 발생된 증발가스를 보일러에서 연소하여 발생하는 스팀으로 구동되는 스팀 터빈 추진 방식은 추진 효율이 낮은 문제점이 있다. A steam turbine propulsion method driven by steam generated by burning an evaporated gas generated in an LNG storage tank in a boiler has a problem of low propulsion efficiency.

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 boil-off gas generated in the LNG storage tank and uses it as a fuel for a diesel engine, is more efficient than the steam turbine propulsion method, but the medium speed engine and the electric The propulsion device is complex and there are many difficulties in the maintenance of the equipment. In addition, since this method requires the supply of boil-off gas as fuel, a gas compression method having a large installation cost and an operating cost is inevitably applied.

그리고, 이렇게 증발가스를 추진용 연료로서 사용하는 방식은, 어떠한 경우 에도 일반선박에 사용되는 2행정 저속 디젤 엔진의 효율에는 미치지 못한다. In this case, the method of using the boil-off gas as the fuel for propulsion is, in any case, less than the efficiency of the two-stroke low speed diesel engine used for the general ship.

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 also a way to re-liquefy the boil-off gas generated in the LNG storage tank to return to the LNG storage tank. However, this method of reliquefaction of the boil-off gas has a problem that the LNG carrier to install a boil-off gas reliquefaction device of a complex system.

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 addition, when the amount of evaporation gas generated in the propulsion system that can be used as fuel or can be processed by the boil-off gas reliquefaction apparatus is generated, the excess boil-off gas must be incinerated and treated in a gas combustor, so that the treatment of the excess boil-off gas There is a problem in that additional equipment such as a gas burner 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 Figure 4, when looking at the LNG carriers based on the basic concept of maintaining the pressure of the conventional LNG storage tank in almost the same state, after the LNG is shipped (3-5 days after shipment) LNG As the storage tank is a little hot, as indicated by the solid upper line, a considerable amount of excess BOG occurs compared to the BOG generation (NBOG, natural BOG) in operation. The fuel consumption of fuel diesel electric propulsion system is more than. Therefore, the BOG corresponding to the hatched portion representing the difference with the lower dotted line showing the amount of BOG used in the boiler or engine is inevitably burned out through the gas combustion unit (GCU). In addition, even when LNG carriers pass through the canal (e.g., 5-6 days in FIG. 4), there is no BOG consumption in the boiler or engine (when waiting for the canal), or less (when passing the canal), so that the BOG more than the engine needs is burned. I have to throw it away. In addition, even when the LNG carrier is waiting to enter or enter the port while the consumption of the BOG occurs or a small amount, there is no choice but to burn the excess BOG.

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 ll ride like this when converted to the amount reaches to 1500-2000 tons per year of LNG carriers at 150,000m ³ capacity is equivalent to 600 million won. Furthermore, the burning of BOG also causes environmental pollution.

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. On the other hand, unlike the low-pressure tank as described above, without forming a thermal insulation wall in the LNG storage tank to maintain a high pressure of about 200 bar (gauge pressure) in the LNG storage tank to suppress the generation of boil-off gas in the LNG storage tank The technique is disclosed in Korean Patent Publication No. KR2001-0014021, KR2001-0014033, KR2001-0083920, KR2001-0082235, KR2004-0015294 and the like. However, in order for the LNG storage tank to receive the boil-off gas at a high pressure of about 200 bar, the thickness of the LNG storage tank must be considerably thick. There is a problem in that separate equipment such as a high pressure compressor for maintaining is added. Unlike this technology, there is a technology known as a pressure tank, which stores a highly volatile liquid in a tank of high temperature at room temperature, so that there is no problem in treating the BOG, but there is a limitation that the size of the tank cannot be increased, and the manufacturing cost thereof There is an increasing problem.

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 문제점 이 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, the LNG tank of the LNG carrier conventionally is a way to maintain the pressure of the cryogenic liquid at a pressure near the normal pressure during transport and to allow the generation of BOG, the consumption of BOG is large or separate reliquefaction There was a problem to mount the device. In addition, unlike the tank for transporting the cryogenic liquid at atmospheric pressure and low pressure, the method of transporting the tank to a tank capable of withstanding high pressure at a somewhat high temperature such as a pressure tank does not have a treatment of BOG, but the size of the tank is limited and manufactured. There is a problem that the cost is high.

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. Accordingly, the present invention is to solve such a problem of the prior art, and relates to a somewhat high pressure tank near normal pressure for carrying a liquefied gas in a cryogenic state, and it is possible to manufacture a large capacity tank without increasing the manufacturing cost of the tank. It is an object of the present invention to provide an LNG storage tank and a method of transporting LNG using the same or an evaporation gas treatment method using the same, which can reduce BOG waste.

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 somewhat high pressure tank near normal pressure for carrying a liquefied gas in a cryogenic state, characterized in that it allows a certain pressure change in the tank during transportation.

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 one embodiment of the present invention, in an LNG carrier having a BOG treatment means for treating boil-off gas (BOG) generated in the LNG storage tank, the vapor pressure in the tank and the LNG during the transportation of LNG in the LNG storage tank An LNG carrier and its method are provided for allowing an increase in the temperature of the gas.

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 means for treating BOG, BOG, which is generally generated from LNG storage tanks, is used in boilers (for example, steam turbine propulsion boilers), as a fuel for gas engines such as DFDE or MEGI, in gas turbines, or reliquefaction Is known to return to the LNG storage tank (for example, Korean Patent Publication No. 2004-0046836, Korean Patent Registration 0489804, 0441857, Korean Utility Publication 2006-0000158, etc.). If excess BOG is generated (e.g. after loading LNG), or if it cannot be processed by processing means such as port entry / departure, canal passage, etc., the BOG may be removed 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, the flexibility of the BOG process is increased, such BOG waste is removed. The LNG carrier according to the present invention may not require a GCU, and in some cases, a GCU may be required for improving BOG treatment or BOG management flexibility in an emergency.

본 발명은 LNG 운송선에 BOG를 LNG 탱크로부터 배출하여 처리하는 수단(보일러, 재액화장치, 가스엔진 등)이 구비된 것이다. In the present invention, the LNG carrier is provided with means for discharging and processing BOG from the LNG tank (boiler, reliquefaction apparatus, gas engine, etc.).

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, in the control method of the safety valve installed on the upper portion of the LNG storage tank installed in the LNG carrier for transporting the LNG, when the LNG carrier and the LNG carrier Provided is a method for opening and closing a safety valve, wherein the opening and closing pressure values of the safety valve are different at the time of operation. In the present invention, a safety valve, an LNG storage tank, and an LNG carrier are provided.

종래에는 극저온의 액화천연가스 상태로 운반하는 LNG선의 저장탱크의 상부 에 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, safety valves were installed on top of storage tanks of LNG carriers transported in cryogenic liquefied natural gas to safely manage the pressure inside the LNG storage tanks. The safety valve ensures stability against explosion of the tank, and the BOG generated after loading LNG is used in boilers (for example, steam turbine propulsion boilers) as above, or as fuel for gas engines such as DFDE and MEGI. Known, used in gas turbines, or liquefied and returned to LNG storage tanks. However, in these methods, when the processing by the processing means is not possible, such as the generation of excess BOG (for example, after loading LNG) or the port entry / departure, the passage of the canal, etc., exceeding the throughput by the usual processing means, the GCU ( Waste of BOG by BOG combustion means such as Gas Combustion Unit is inevitable. 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. Such LNG carriers ship LNG to a volume of about 98% of the LNG storage tank when the safety valve is set at 0.25 bar, leaving the remaining 2% as free space. If more than 98% of the LNG is filled, LNG will overflow from the dome on top of the LNG when the LNG storage tank reaches 0.25 bar. However, when the LNG pressure is continuously allowed to increase after the LNG is shipped as in another embodiment of the present invention, the LNG expands due to the temperature rise of the LNG at the safety valve set pressure according to the present invention even when a small amount of LNG is loaded. As a result, LNG may overflow. For example, when the vapor pressure of the LNG tank is 0.7 bar, it was found that the overflow may occur even when the LNG load is about 97%. This is directly connected to the problem of decreasing LNG load.

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. Due to this problem, rather than fixedly opening and closing the pressure of the safety valve installed in the upper portion of the LNG storage tank at a relatively high pressure near the normal pressure when loading, it is fixed at a low pressure, such as 0.25 bar, as in conventional LNG carriers, If the amount of LNG in the LNG storage tank is reduced by slightly using BOG (for example, as a fuel in a boiler, engine, etc.), the initial load is decreased by increasing the opening / closing pressure value of the safety valve as in another embodiment of the present invention. This can reduce BOG waste or increase the flexibility of BOG processing. The present invention has a great effect in that there is no waste of BOG when applied to an LNG carrier equipped with means for discharging and processing BOG from an LNG tank (boiler, reliquefaction apparatus, 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.Therefore, in the present invention, the opening and closing pressure value of the safety valve is raised after the evaporated gas generated in the LNG storage tank is discharged to the outside to reduce the amount of LNG loaded in the LNG storage tank, and preferably to load the LNG. The open / close pressure value at the time of setting is below 0.25 bar, the pressure value at the time of the LNG carrier operation is set at more than 0.25-2 bar, Especially preferably, the pressure value at the time of the LNG carrier is more than 0.25-0.7 bar Is set in. Here, the opening and closing pressure value of the safety valve when the LNG carrier is operating can be increased step by step, for example, 0.4 bar, 0.7 bar according to the amount of use of the boil-off 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 압력치 를 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.Therefore, when the LNG carrier operates in the present invention means the case where the volume of LNG in the LNG storage tank is somewhat reduced after using the BOG to start the operation after loading the LNG in the LNG carrier. For example, when the volume of LNG is 98.5%, the open / close pressure value of the safety valve is set to 0.25 bar. When the volume of LNG is 98.0%, the open / close pressure value of the safety valve is set to 0.4 bar, and the volume of LNG is 97.6%. It is preferable to set the open / close pressure value of the safety valve to 0.5 bar, and to set the open / close pressure value of the safety valve to 0.7 bar when the volume of 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, in a storage tank of an LNG carrier carrying in a cryogenic liquefied natural gas state, the opening and closing pressure value of the safety valve installed above the storage tank is more than 0.25 to 2 bar, preferably 0.25 It is characterized by setting to more than 0.7 bar, more preferably about 0.7 bar. In the present invention, there is provided a method for opening and closing a safety valve, an LNG storage tank, and an LNG carrier, characterized in that the above configuration.

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.Such a method has a problem that the loss of BOG and the manufacturing cost of the LNG carrier is increased, in the present invention, the pressure of the LNG storage tank safety valve is increased, so that the pressure inside the tank and the temperature of the LNG are operated after the LNG is shipped from loading to unloading. The above problem was solved by allowing the rise.

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, as a storage tank for LNG carriers carried in the state of cryogenic liquefied natural gas, the steam pressure in the tank is regulated within a pressure range near normal pressure, and the steam pressure and the steam pressure in the tank during transportation of LNG are controlled. An LNG storage tank for an LNG carrier is provided, which allows an increase in the temperature of the LNG. The vapor pressure in the tank is characterized in that more than 0.25 to 2 bar, preferably more than 0.25 to 0.7 bar, more preferably about 0.7 bar. In addition, in order to make the temperature distribution inside the LNG tank uniform, the LNG of the lower portion of the LNG storage tank and the boil-off gas of the upper portion of the LNG storage tank are mixed. Since evaporation of LNG tends to occur more locally at high temperatures in the LNG storage tank, it is desirable to maintain a uniform temperature of LNG or BOG in the LNG storage tank. In addition, from the viewpoint, the boil-off gas in the upper portion of the LNG storage tank has a smaller heat capacity than the LNG in the bottom of the tank, which may cause a sudden increase in pressure due to a rise in temperature due to external inflow heat. As a result, a sudden increase in pressure 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.In addition, according to another embodiment of the present invention, it is possible to adjust the steam pressure in the LNG tank of the LNG carrier according to the pressure of the tank 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, around 0.4-0.7 bar), the tank pressure of the LNG carrier is continuously increased and the tank pressure is lowered as before. In the case (about 0.2 bar), the flexibility of the BOG treatment according to the present invention can be used to match the pressure of the tank being unloaded while reducing the BOG waste.

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

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 somewhat high-pressure membrane-type LNG tank near normal pressure that carries a liquefied gas in a cryogenic state, characterized in that it allows a certain degree of pressure change in the tank during transportation. . The membrane tank described in the present invention means a membrane tank defined in the IGC Code (2000) regarding the cargo hold of the LNG tank. Specifically, Membrane tanks are non-self-supporting tanks, which means that a heat insulating wall is formed on the hull and a thin membrane is formed thereon. This 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 Nos. 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 a membrane tank can be designed to withstand up to 0.7 bar (gauge pressure) by reinforcement of the tank, but is generally designed to not exceed 0.25 bar. All conventional membrane-type tanks are in compliance with this regulation and managed so that the vapor pressure inside the tank is 0.25 bar or less, and the temperature and pressure of LNG are almost constant during operation. In contrast, the present invention is characterized in that the management to allow a rise in the tank internal pressure and the temperature of the LNG at a pressure exceeding 0.25 bar, preferably more than 0.25 bar 2 bar or less, more preferably more than 0.25 bar 0.7 bar or less. In addition, the boil-off gas treatment method using the LNG storage tank of the present invention is characterized in that to maintain a uniform temperature distribution inside the LNG storage tank.

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. Preferably it relates to an LNG carrier having an LNG storage capacity of 100,000 m ³ . In order to manufacture LNG tanks into high pressure tanks, LNG carriers of large capacity rapidly increase their manufacturing costs due to the increase in the thickness of the tanks. In addition, LNG can be transported without BOG treatment while substantially supporting the pressure caused by the generation of boil-off gas without significantly increasing.

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

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 tank of the present invention can be applied to LNG storage tanks such as LNG carriers, LNG floating storage and regasification apparatus (FSRU), land unloading terminal, LNG regasification vessel (RV). As the LNG transport tanks allow for an increase in pressure and temperature while solving the BOG problem, the waste of BOG can be reduced, and LNG can be stored for a long time in the various LNG tanks in consideration of LNG demand at the destination. It also has the advantage of greater flexibility in transportation and storage.

본 실시예에서는, LNG 운반선에 적용되는 LNG 저장탱크를 중점적으로 예를 들어 설명하기로 한다. In the present embodiment, the LNG storage tank to be applied to the LNG carrier will be described by way of example.

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. 1 is a view illustrating a concept of absorbing inflow heat in an LNG storage tank for an LNG carrier according to the present invention. In the related art, inlet heat from outside is maintained by maintaining a pressure in a LNG storage tank for an LNG carrier within a predetermined range. While most contribute to the generation of boil-off gas and also process all the boil-off gas generated in the LNG carrier, in the present invention, by allowing the pressure in the LNG storage tank for LNG carriers to rise, the LNG in the tank due to the saturation temperature rise due to the pressure rise Since most of the incoming heat is absorbed by the sensible heat increase of natural gas (hereinafter referred to as NG), the generation of boil-off gas is greatly reduced. For example, when the pressure of the LNG storage tank for LNG carriers 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. 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 carriers with heat insulation walls, when the LNG is normally loaded, the internal pressure is about 0.06 bar (gauge pressure) at the start, and the evaporation gas is generated during the operation of the LNG carrier. Pressure increases gradually. For example, after loading LNG at the LNG production site, the pressure inside the LNG storage tank 1 for LNG carriers becomes 0.06 bar, and when the LNG carriers start and operate for about 15 to 20 days and arrive at their destinations, the LNG carriers The pressure inside the LNG storage tank 1 can rise 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.When this is described in relation to temperature, LNG generally contains various impurities and is lower than the boiling point of pure methane liquid. Pure methane has a boiling point of -161. ℃ at 0.06 bar, but LNG transported in LNG transport actually has a boiling point of around -163 ℃ because it contains some impurities such as nitrogen and ethane. In terms of pure methane, the LNG temperature in the tank is around -161 ℃ at 0.06 bar after LNG shipment. If the steam pressure in the tank is controlled at 0.25 bar in consideration of the transport distance and BOG consumption, the LNG temperature is around -159 ℃. If the steam pressure in the tank is controlled to 0.7 bar, the LNG temperature rises to around -155 ° C. If the steam pressure in the tank is controlled to 2 bar, the LNG temperature rises to around -146 ° C.

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 운 반선의 운항 기간 동안에 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)의 내부에서 발생된 증발가스는 LNG 운반선용 LNG 저장탱크(1)에 축적된다. LNG storage tank for LNG carrier of the present invention is designed in consideration of the pressure rise caused by the generation of the boil-off gas while having a heat insulating wall, that is, it is designed to withstand the pressure rise caused by the generation of boil-off gas. . Therefore, the boil-off gas generated inside the LNG storage tank 1 for LNG carriers during the operation of the LNG carrier is accumulated in the LNG storage tank 1 for the LNG carriers.

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 LNG carriers according to the 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, more preferably. It is designed to withstand a pressure of 0.6 to 1.5 bar (gauge pressure). Given the distance of LNG transport and the current IGC Code, it is desirable to be designed to withstand pressures greater than 0.25 bar to 0.7 bar, in particular around 0.7 bar. However, if the pressure is too low, the distance for transporting the LNG is too short, it is not preferable, if too high there is a problem that the production of the tank is not easy.

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. In addition, the LNG storage tank (1) for LNG carriers according to the present invention is designed to increase the thickness of the initial design, or to add a reinforcement only without adding a reinforcement to the existing LNG storage tanks for general LNG carriers appropriate reinforcement It is economical in terms of production cost because it can be fully realized.

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, there are various known LNG storage tanks for LNG carriers according to the prior art having a heat insulation (heat dissipation) wall as described below. Therefore, in FIG. 1, illustration of the heat insulation 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, the LNG storage tank installed inside the LNG carrier can be divided into an independent tank type and a membrane type. The details 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. In Table 1, aka GTT NO 96-2 type and GTT Mark III type were renamed Gaz Transport (GT) and Technigaz (TGZ) in 1995 as GTT (Gaztransport & Technigaz), respectively, GT type was GTT NO 96 -2 type, TGZ type is renamed 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. GT and TGZ tank structures described above are described in US Pat.

한국특허 제499710호 및 제0644217호에는 다른 개념으로서 단열벽이 개시되어 있다. Korean Patent Nos. 499710 and 0644217 disclose a heat 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 having various types of insulating walls have been previously disclosed, which are intended to suppress possible vaporization of LNG.

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. As described above, it is possible to apply the present invention to LNG storage tanks for LNG carriers having various types of thermal insulation functions. Most LNG storage tanks for LNG carriers are designed to withstand a pressure of 0.25 bar or less, and when the pressure reaches or exceeds the pressure of 0.2 bar or less, for example, 0.1 bar, the evaporation gas is consumed as part of the vaporized gas. Or burn everything to the GCU. In addition, a safety valve (safty valve) is installed in the LNG storage tank is discharged to the outside air through a safety valve (usually opening and closing pressure is 0.25 bar) when the above control fails.

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 contrary, in the present invention, a safety valve is installed to control the discharge of the pressure when the pressure rises due to the evaporation gas generated from the LNG storage tank in the upper portion and the normal dome portion of the LNG storage tank of FIG. 2 during the operation of the LNG carrier (not shown). In the present invention, the pressure value of the safety valve is set to more than 0.25 to 2 bar, preferably more than 0.25 to 0.7 bar, more preferably about 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. In addition, the LNG storage tank according to the present invention is configured to reduce the pressure of the LNG storage tank by reducing the local rise in temperature and pressure, thereby reducing the relatively low temperature LNG at the bottom of the LNG storage tank for LNG carriers. LNG carrier for LNG carriers by injecting into the upper part of the LNG storage tank for relatively high temperature LNG carriers and injecting relatively high temperature boil-off gas of the upper part of the LNG carrier tank for LNG carriers to the lower part of the LNG storage tank for LNG carriers that are relatively low temperature. Maintain a uniform temperature distribution in the storage tank.

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. In FIG. 2, a pump 11 for LNG and an injection nozzle 21 for boil-off gas are provided at a lower portion of the LNG storage tank 1 for an LNG carrier, and a LNG storage tank 1 for an LNG carrier is provided at an upper portion of the LNG storage tank 1 for an LNG carrier. A spray 13 and a compressor 23 for the boil-off gas are provided. Here, the LNG pump 11 and the boil-off compressor 23 can be freely installed at the upper and lower parts. The relatively low temperature LNG in the lower portion of the LNG storage tank 1 for LNG carriers is supplied to the upper LNG spray 13 by the LNG pump 11 so that the LNG storage tank 1 for the LNG carrier is relatively hot. And the relatively high temperature boil-off gas of the upper portion of the LNG storage tank 1 for LNG carriers is supplied to the lower boil-off gas injection nozzle 21 by the boil-off compressor 23 for relatively low temperature. The amount of generation of the boil-off gas can be reduced by spraying the lower portion of the LNG storage tank 1 for LNG carriers and maintaining the temperature distribution of the LNG storage tank 1 for LNG carriers uniformly.

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. Reducing the amount of boil-off gas is especially useful for LNG carriers without BOG treatment, in order to increase the pressure slowly, since BOG generation is directly related to the pressure increase in the tank.In the case of LNG carriers with BOG treatment means, When the pressure rises, a certain amount of BOG may be discharged to adjust the pressure of the boil-off gas in the tank, so the LNG injection or BOG injection may not be necessary 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 the LNG is shipped to the LNG carrier in a supercooled state at the production terminal that produces LNG, it is possible to further reduce the boil-off gas (pressure rise) generated during transportation. After loading under supercooling at the production terminal, the LNG storage tank for LNG carriers may be underpressure (0 bar or less), which can be filled with nitrogen to prevent this.

이상과 같은 LNG 운반선용 LNG 저장탱크를 이용하여 증발가스를 처리하는 방법을 설명하면 다음과 같다. Referring to the method of processing the boil-off gas using the LNG storage tank for LNG carriers as described above are as follows.

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. When the LNG carrier operates, the LNG storage tank 1 for LNG carrier according to the present invention does not process the boil-off gas, thereby allowing a pressure increase in the tank thereby allowing most of the heat inflow by the internal temperature rise of the tank. Accumulated by the elevated thermal energy of LNG and NG, and when the LNG carrier arrives at the destination, the boil-off terminal processes the boil-off gas accumulated in the LNG storage tank 1 for LNG carrier.

도 3은 본 발명의 바람직한 실시예에 따른 LNG 운반선용 LNG 저장탱크를 이용하여 하역 터미널에서 증발가스를 처리하기 위한 구성을 개략적으로 나타내고 있다. Figure 3 schematically shows a configuration for processing the boil-off gas at the unloading terminal using the LNG storage tank for LNG carriers 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 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 in the cargo 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 boil-off gas accumulated in the LNG storage tank 1 for LNG carriers is large, it is usually compressed to 70-80 bar by the high-pressure compressor 3a at the unloading terminal and then supplied directly to the consumer. On the other hand, a part of the boil-off gas accumulated in the LNG storage tank (1) for LNG carriers is usually compressed to around 8 bar by the low pressure compressor (3b) and then recondensed through the recondenser (4) and in the vaporizer (5) It may be vaporized again and supplied to the consumer.

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 unloading LNG from LNG storage tank for LNG carrier to LNG storage tank for cargo terminal at the loading terminal, the pressure of LNG storage tank for LNG carrier is greater than the pressure of LNG storage tank for cargo terminal. When high pressure LNG is introduced into the gas, additional boil-off gas is generated.To minimize this, the LNG is directly connected to the inlet of the high-pressure pump at the unloading terminal from the LNG storage tank for the LNG carrier. There is this. LNG storage tank for LNG carrier according to the present invention has the advantage that the unloading time is shortened by 10-20% compared to the conventional LNG carrier because the pressure in the LNG tank is high when unloading.

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 LNG carriers is not supplied to the LNG storage tank (2) for the loading terminal of the cargo terminal, but is supplied to the recondenser (4) to recondense the boil-off gas and then vaporize in the vaporizer (5). 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 recondenser is not provided in the unloading terminal, LNG can also be supplied directly to the inlet 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 for the cargo terminal 2 are installed in the cargo terminal, the LNG is equalized to the plurality of cargo storage tanks 2 for the cargo terminal from the LNG storage tank 1 for the LNG carrier. When distributed and unloaded, the generation of the boil-off gas is distributed to the plurality of LNG storage tanks 2 of the loading terminal to minimize the influence of the generation of the boil-off gas in the respective LNG storage tanks 2. Since the amount of boil-off gas generated in the storage tank 2 for the unloading terminal is small, it is usually compressed to around 8 bar by the low pressure compressor 3b and then recondensed through the recondenser 4 and vaporized again in the vaporizer 5. And is supplied to the consumer.

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. In addition, according to the present invention, since the LNG storage tank for LNG carriers is operated above the existing design pressure, to fill the boil-off gas or NG in the LNG storage tanks for LNG carriers to maintain the pressure in the LNG storage tanks for LNG carriers when the LNG unloading 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. In addition, the LNG storage tank for LNG terminal or LNG storage tank for LNG floating storage and regasification unit (FSRU) can be adapted or new LNG terminal LNG so that the storage pressure corresponds to the storage tank pressure for LNG carrier of the present invention. When the LNG storage tank for the storage tank or LNG floating storage and regasification unit (FSRU) is constructed, there is no problem even if the existing unloading method is applied as it does not generate additional boil-off gas during LNG unloading.

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), since the management flexibility of the boil-off gas is increased, the installation of the recondensation apparatus may be unnecessary.

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 regasification vessel (RV) may have all of the advantages of the aforementioned LNG carrier and the LNG floating storage and regasification apparatus (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.Figure 5 shows the operating pressure of the LNG storage tank of the LNG carrier according to the tank pressure and the flash gas equipment of the LNG unloading terminal, the F mode LNG carrier if the tank pressure of the unloading terminal is high or has a suitable flash gas treatment equipment Can be operated while increasing the tank pressure. This is particularly useful in LNG carriers that do not have a BOG treatment.

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. If the unloading terminal tank is low in pressure or the flash gas is not easy to handle, either S or V mode is suitable. Both modes are applicable to LNG carriers with BOG treatment. The S mode is to operate while allowing a constant increase in pressure in the tank of the LNG carrier. The V mode has an advantage of reducing the BOG waste by storing the generated BOG in the LNG storage tank that exceeds the BOG consumption by the BOG treatment means.

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 invention has been described above with reference to specific embodiments, various modifications, changes or modifications may be made in the art within the spirit and scope of the appended claims, and thus, the foregoing description and drawings It should be construed as illustrating the present invention, not limiting the technical spirit of the present invention.

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, an LNG carrier having a BOG treatment means allows an increase in the vapor pressure in the tank and the temperature of the LNG during transportation of LNG in the LNG storage tank, thereby reducing the waste of BOG or Increased flexibility

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.In particular, according to the present invention, even if the amount of boil-off gas generated during transportation of LNG is more than the consumption amount can be preserved without loss of the boil-off gas, bringing economical efficiency and efficiency. For example, in the case of an LNG carrier equipped with an engine for treating boil-off gas as shown in FIG. 4, an excess occurrence that occurs several days after shipment of LNG occurs during passage of a canal or during arrival of a canal or during arrival of a port or when entering a port The BOG more than the engine consumption to be burned off in the past using a GCU in most cases, but by applying the technology of the present invention can reduce the waste of such BOG.

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 a gas / liquid combined engine is used in an LNG carrier, fuel can be supplied using a liquid pump instead of an evaporative gas compressor, thereby greatly reducing installation and operating costs.

Claims

A method for treating boil-off gas (BOG) generated in large LNG storage tanks carrying cryogenic LNG.