• 해양환경안전학회지
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• 제26권6호
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• pp.732-741
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• 2020

최근 환경규제가 강화됨에 따라 액화천연가스(Liquefied Natural Gas)를 이용하여 전력을 생산해내는 신규발전설비인 부유식 LNG 발전설비(floating LNG power plant)가 개발되고 있다. 부유식 LNG 발전설비는 운용 시 증발가스가 발생하고 이를 제거하거나 회수할 수 있는 시스템의 설계가 필요하다. 그러나 해양플랜트는 해상요건에 따라 설계가 상이하고, 부유식 LNG 발전설비의 설계 전 시행착오를 줄이기 위해 지속적으로 수정이 가능한 BOG 회수시스템 공정모사 모델이 필요하다. 따라서 본 연구에서는 상용공정시뮬레이션 프로그램을 통해 부유식 LNG 발전설비에 적합한 모델을 모델링하고자 냉매사용 유무에 따라 서로 다른 BOG(Boil-Off Gas) 회수시스템을 모델링하여 BOG의 회수율과 액화점을 비교 및 분석하였으며, 그 결과 질소냉매를 사용한 BOG 회수시스템 모델을 부유식 LNG 발전설비용 BOG 회수시스템 모델로 제안하고자 한다.

• 플랜트 저널
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• 제15권2호
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• pp.46-55
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• 2019

기존 메탄 & 질소 팽창 사이클의 효율 개선을 위해 2개의 메탄 팽창 공정 (cold composite curve에 변곡점을 하나 더 추가하기 위해 warm & cold 2개 공정으로 나눔)과 1개의 질소 팽창 공정을 사용한 천연가스 액화 사이클을 소개하기 위한 논문이다. 이전 질소 팽창 사이클 및 메탄 & 질소 사이클과 비교했을 때, 13.92 및 13.13에서 12.08 kW/ton/day로 효율이 8~15% 정도 개선되었다. 순 현재가치(NPV) 기준으로 한 수명 주기 비용 분석(LCC analysis) 또한 약간의 CAPEX 증가는 있지만 프로젝트 순 현재가치가 개선된 결과를 보여준다.

• 플랜트 저널
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• 제9권1호
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• pp.43-49
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• 2013

본 연구에서는 국내 P복합발전소에서 실제 운전 중인 순환수계통 수직펌프를 대상으로 고유진동수를 측정하고, 유체와 구조가 연성된 경우의 진동이론으로부터 고진동의 원인을 파악하였다. 현장 상황에 가장 적합하며 경제적인 공진방지 대책을 선정하여 수치해석을 통해 실효성을 미리 확인한 후 실제 시스템에 적용하는 실증시험을 실시하였다.

• 해양환경안전학회지
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• 제22권7호
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• pp.900-905
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• 2016

해양구조물에 전기 안전사고가 급증하면서 전력시스템 고조파 분야가 최근 많은 관심 받고 있다. 이것은 주로 비선형 (또는 고조파 생성) 부하가 일반적인 산업플랜트 전력시스템에서 계속 증가되고 있기 때문이다. 해양플랜트에서는 전력시스템의 안전설계로 인하여 고조파 문제의 발생률은 낮지만, 고조파 문제에 대한 인식은 전력시스템 설계의 신뢰성을 향상시키는데 여전히 도움이 될 수 있다. 전력시스템에 고조파 문제가 드물게 발생되는 경우, 이는 생성된 고조파의 크기 혹은 전력시스템의 공진 때문이다. 이 고조파 비교분석에 관한 연구는 전력부하를 고려한 부유식 액화천연가스 생산 저장 하역 (FLNG) 설비의 하역 운전 시나리오에 대한 전기적인 구성으로 비교분석하였다. 전기적인 네트워크 구성은 전기적인 네트워크 부하 흐름에서 볼 수 있다. 본 연구는 해양플랜트 전력시스템의 안전을 보장하기 위해 전기 모터 시스템의 고조파 효율에 초점을 맞추어 전력시스템 성능을 시뮬레이션을 통해 검증하였다. 또한, 본 연구의 설계분야에서도 운전 및 유지 보수의 향상시키기 위해 FLNG 설비의 전력시스템을 분석하였다.

• 플랜트 저널
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• 제9권3호
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• pp.38-42
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• 2013

지속적인 유가 상승과 환경규약 및 안전성, NIMBY현상 등의 문제로 해상 가스전에 대한 관심이 높아지고 있다. LNG-FPSO는 해양 가스전에서 채취된 천연가스의 불순물을 제거하고, condensate와 LPG를 회수하며, 정제된 가스를 이송 가능한 형태로 액화시키는 최첨단 해양플랜트이다. 반면 작업 시 해상 환경에 많은 영향을 받으므로 선체 운동을 고려한 전처리 공정 효율을 파악하고 설계에 반영해야 한다. 본 연구는 LNG-FPSO의 선체 운동 영향 및 제한된 선상 공간의 최적화를 고려한 해상 전처리 기술을 개발하기 위한 기초 연구이다. 이에 아민 흡수공정과 멤브레인 공정을 혼합한 hybrid 공정을 검토하였으며, 일반 아민흡수공정에 비하여 낮은 용매 순환량, 낮은 열용량, 작은 컬럼 크기가 요구되어 해상용 전처리 공정에 적합함을 확인하였다. 이것은 또한 6자유도 운동 실험 및 CFD 해석을 병행하여 시뮬레이션을 가시화함으로써 다양한 해상상태에 따른 LNG-FPSO의 공정 효율을 검토할 수 있다.

• 플랜트 저널
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• 제8권4호
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• pp.40-44
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• 2012

천연가스를 사용하기 위한 전처리공정에서 제거되는 물질인 산성 가스는 주로 아민계열 흡수제를 이용한 흡수공정을 통해 제거된다. 흡수공정 중 흡수탑에서 일어나는 흡수제의 산성가스 흡수반응은 발열반응이기 때문에 상대적으로 낮은 온도가 요구되며 역 반응이 일어나는 재생탑은 흡열반응을 위한 높은 온도 환경이 요구된다. 이는 두 탑의 흐름들 간에 열교환의 가능성이 있음을 의미한다. 본 연구에서는 DEA 흡수제를 이용한 흡수공정을 다양한 조건에서 사례연구를 시행하여 에너지 시스템을 분석하였으며, 흡수탑과 재생탑의 측면유출이 흡수공정의 전체 효율을 향상시킬 수 있음을 확인하였다.

• Journal of Advanced Marine Engineering and Technology
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• 제34권6호
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• pp.798-805
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• 2010

LNG FPSO 액화 플랜트와 같은 초저온 분야에서 플레이트 핀 열교환기의 국내 연구 실적은 전무한 상태이다. 본 연구에서는 플레이트 핀 열교환기의 독자적 기술을 확보하기 위해 응축 열전달 특성을 이론 및 실험적으로 검증하였다. 시뮬레이션 결과 Plain fin을 제외한 Serrated, Wavy fin은 압력 69bar, 온도 $-140^{\circ}C$에서 응축되었고, 국소열전달계수는 Serrated, Wavy, Plain fin 순으로 높게 나타났다. 실험결과는 정상상태에서 10분간 데이터를 획득하였고 시뮬레이션 데이터값과 12% 미만의 오차범위를 만족하였다.

• 대한조선학회논문집
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• 제53권5호
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• pp.435-446
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• 2016

In this study, hydrodynamic and mooring analysis for LNG FSRU moored by an internal turret with 9 mooring lines are numerically performed using commercial softwares, Hydrostar and Ariane. Met-ocean combinations for screening method are taken from wave governed condition(BV Rule Note NR 493) with relative heading between wave and wind between −45° and +45° and relative heading between wind and current between −30° and +30°. Extreme mooring analysis and sensitivity analysis are performed for intact and damaged (=one line missing) conditions and the parameters for sensitivity analysis are wave peak period, peak enhancement factor and line pretension. In the viewpoint of the design tension in mooring line, chain diameter is designed to satisfy safety factor for each conditions. As the chain diameter is increased from 152mm to 171mm, the designtension is reduced while the minimum breaking load is increased.

• 한국해양공학회지
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• 제32권2호
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• pp.95-105
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• 2018

An FLNG (floating liquefied natural gas) or LNG FPSO (floating production, storage and offloading) unit is a notable offshore unit with the increasing demand for LNG. The liquefaction process on an FLNG unit is the most important process because it determines the economic feasibility, but would be a hazard source because of the large quantity of hydrocarbons. While a high efficiency process such as C3MR has been preferred for onshore liquefaction processes, a relatively simple process such as the SMR (single mixed refrigerant) or DMR (dual mixed refrigerant) liquefaction process has been selected for offshore units because they require a more compact size, lighter weight, and higher safety due to their space limitation for facilities and long distance from shore. It is known that an SMR has the advantages of a simple configuration, small footprint, and lower risk. However, with an increased production rate, the inherent safety of SMR needs to be evaluated because of its small train capacity. In this study, the potential explosion risks of the SMR and DMR liquefaction processes were evaluated at the conceptual design stage. The results showed that an SMR has a lower overpressure than a DMR at the same frequency, only with a small production capacity of 0.9 MTPA. With increased capacity, the overpressure of the SMR was higher than that of the DMR. The increased number of trains increased the frequency in spite of the small amount of equipment per train. This showed that the inherent risk of an SMR is not always lower than that of a DMR, and an additional risk management strategy is recommended when an SMR is selected as the concept for an FLNG liquefaction process compared to the DMR liquefaction process.

• 가스산업과 기술
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• 제5권1호
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• pp.39-47
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• 2002

With the expansion of natural gas demands in many countries, the necessity of LNG receiving terminals has been increased. The offshore LNG Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) attracts attentions not only for a land based LNG receiving terminal alternative, but also for a feasible and economic solution. Nowadays, as the reliability of offshore oil and gas floating facilities and LNG carriers gains with proven worldwide operations, the FSRU can achieve a safety level that can be comparable to an onshore terminal. The design development related with safety features of the FSRU has been extensively carried out by oil and gas companies, shipyards, engineering companies, and equipment vendors, and has been successful so far in many fields. The construction of the FSRU can be achieved by integrating various technologies and experiences from many disciplines and many participating companies and vendors. In this paper, reviews on some of the important design features and design improvements on FSRU together with the practical construction aspects in cargo containment, vaporization system, ESD system, and operation modes, have been covered in comparison with actual LNG carrier, onshore receiving terminal, and FPSO systems. In order to materialize an FSRU project, the technical and economic justification has to be preceded. It is believed that once the safety and technical soundness is convinced, the FSRU can bring a higher project feasibility by reducing the overall construction time and cost. Through this study, an FSRU design readily applicable to an actual project has been developed by incorporating experiences gained from many marine and offshore projects. The wide use of proven standard technologies adopted in the series construction of LNG carriers and offshore FPSOs will bring the project efficiency and reliability.