• 한국가스학회:학술대회논문집
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• 한국가스학회 2005년도 추계학술발표회 논문집
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• pp.175-181
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• 2005

• 한국안전학회지
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• 제29권4호
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• pp.110-115
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• 2014

It is crucial for important facilities to withstand strong earthquakes because their damage may cause undesirable socio-economic effect. A liquefied natural gas (LNG) receiving terminal is one of the lifeline facilities whose seismic safety needs to be guaranteed. Even though all operating LNG receiving terminals in Korea were seismically designed, old design codes do not guarantee to comply with the current seismic design codes. In addition, if the constructional materials have been deteriorated, the seismic capacity of facilities may be also deteriorated. Therefore, it is necessary that the seismic performance of LNG receiving terminals is evaluated and the facilities that lack of seismic capacity have to be rehabilitated. In this paper, a procedure of seismic performance evaluation of such facilities is developed such that the procedure consists of three phases, namely pre-analysis, analysis, and evaluation phases. In the pre-analysis phase, design documents are reviewed and walk-on inspection is performed to determine the current state of the material properties. In the analysis phase, a structural analysis under a given earthquake or a seismic effect is performed to determine the seismic response of the structure. In the evaluation phase, seismic performance of the structure is evaluated based on limit states. Two of the important facilities, i.e. the submerged combustion vaporizer (SMV) and pipe racks of one of the Korean LNG receiving terminals are selected and evaluated according to the developed procedure. Both of the facilities are safe under the design level earthquake.

• 콘크리트학회지
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• 제13권4호
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• pp.89-93
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• 2001

• 한국건설관리학회논문집
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• 제16권1호
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• pp.82-91
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• 2015

최근 전 세계적으로 친환경 및 저탄소에 대한 관심이 증가하고 있으며, 이에 따라 대표적인 친환경연료인 천연가스의 사용량이 급속도로 증가하고 있다. 특히 국내에서도 산업용, 발전용, 가정용으로 사용되는 천연가스 수요증가에 대비하여 도입 물량을 확대하기 위한 전략을 수행하고 있으며, 이에 따른 LNG 저장용량의 확보를 위해 저장기지 증설을 계획하고 있다. 그러나 기존의 LNG 저장기지의 입지선정은 기업의 내부적인 절차나 용역을 통해 수행되어 LNG 및 LNG 저장기지의 특성을 반영하는 데는 미흡하였다. 또한 해외에서도 LNG 저장기지의 입지선정과 관련하여 주요 요인들에 대한 연구가 수행되고 있으나 프로세스 및 모델 등 체계적인 분석은 미흡한 상황이다. 따라서 본 연구에서는 LNG 저장기지의 특성을 고려한 입지선정 모델을 구축하고자 한다. 이를 위해 관련기업의 과거 사례를 분석하여 저장기지 입지선정 과정에서 요구되는 요인들과 기존에 연구되어온 플랜트시설, 공장, 산업단지, 관청청사 등의 입지선정에 대한 요인들을 취합하여 전문가 인터뷰를 실시하였고 최종적으로 47개의 입지선정요인을 도출하였다. 이후 기 수행된 5개 지역(PT지역, IC지역, TY지역, SC지역, BR지역)의 사례에 대한 설문을 기반으로 요인분석, 다중회귀분석을 통하여 지역별 입지선정에 대한 우선순위를 도출하였고 이를 토대로 LNG 저장기지 후보지에 대한 입지선정 모델의 활용 가능성을 검토하였다. 향후 LNG 저장기지의 추가 건설과정에서 본 연구를 기초자료로서 활용한다면, 보다 효과적이고 체계적인 입지선정이 가능할 것으로 기대된다.

• 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.

• 전기저널
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• 5호통권41호
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• pp.7-16
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• 1980

• 한국가스학회지
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• 제26권5호
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• pp.49-57
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• 2022

미래에 수소 산업이 활성화되면 LH2 멤브레인 저장탱크 인수기지는 대용량 액화수소를 저장하고 송출할 수 있는 주요한 방안이다. 현재 이러한 인수기지가 존재하지 않기에, 기존 LNG 멤브레인 저장탱크 인수기지 설계 자료를 참고하여 기지 공정모사 모델을 완성하였다. 이 모델을 베이스로 하여 멤브레인 저장탱크 인수기지 운영에서 매우 주요한 인자인 기지 설계조건 변화에 따른 BOG 발생량을 예측하였다. 이를 통하여 LH2 멤브레인 저장탱크 인수기지가 운영될 때를 대비하여 하역시 BOG 발생량을 최소화 할 수 있는 적절한 운전조건을 검토하고자 하였다.

• 대한기계학회:학술대회논문집
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• 대한기계학회 2003년도 추계학술대회
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• pp.1637-1641
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• 2003

Korea Gas Corporation(KOGAS) is a Liquified Natural Gas(LNG) supplier through out the Korea. LNG, which is imported wholly from foreign countries, is compressed 1/600 for easy transportation and is stored in a liquid state in the storage tanks at Incheon, Pyeongtaek and Tongyeong. At LNG receiving terminals, LNG is vaporized to natural gas before supplying to City Gas Consumer of Power Plant. The secondary pump is a equipment which compress LNG from 1- kgf/cm2 to 70 kgf/cm2. The secondary pump at Tongyeong LNG receiving terminal is consisted of two pumps in one underground PIT, and is connected to supporting structures. It is therefore expected that there is a vibration problem whit the pump and was found that high level vibration was occurred in a low frequency band($5^{\sim}10Hz$). In this paper, the vibration of secondary pump was analyzed, and the main cause of vibration was found out.

• Korean Chemical Engineering Research
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• 제49권1호
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• pp.35-40
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• 2011

가스호환성에 문제가 있는 저열량의 LNG가 도입되기 시작한 것은 2005년 동절기부터이다. 이러한 LNG의 도입량은 매년 증가하고 있으며 향후에는 극저열량(발열량 ${\leq}$ 9,500 kcal/$Nm^3$)의 CBM(Coal Bed Methane), Shale LNG도 대량 도입될 예정에 있다. 따라서 호환 가능한 발열량의 가스를 인수기지에서 송출하기 위해서는 저장 탱크별 LNG 발열량을 실시간으로 모니터링할 수 있는 방법이 필요하게 되었다. 본 연구에서는 이러한 방법의 일환으로 저장 탱크 내설치된 밀도계를 이용하여 LNG 발열량을 실시간으로 측정할 수 있는 방법을 개발하고자 하였다. 이를 위해 액상 LNG와 발열량 간의 정밀 정확한 상관식을 도출하고 이 방법의 불확도를 계산하였으며 또 인수기지 내 발열량 측정 시스템을 시험 구축하였다. 본 방법의 유효성을 확인하기 위해 현장 LNG 분석데이터와 비교하였으며 그 결과 0.17~0.47%정도의 편차를 확인하였다.

• Korean Chemical Engineering Research
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• 제53권2호
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• pp.150-155
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• 2015

최근 전세계적인 액화천연가스(LNG) 수요의 증가로 인해 LNG 터미널의 건설이 크게 늘어나고 있으며 기존의 LNG 터미널도 저장시설을 확장하고 있는 추세이다. 이에 따라 LNG 터미널의 다수의 저장탱크가 존재할 때 LNG를 송출하게 될 탱크와 각 송출량을 선택하는 것은 전체 공정 운전에 중대한 영향을 미칠 수 있다. 본 연구에서는 전체 송출량이 정해져 있을 경우 레벨이 각기 다른 탱크들에 대해 발생하는 BOG 양을 최소화 할 수 있도록 각 탱크의 송출량을 최적화하는 연구를 수행하였다. 저장 탱크의 특성과 구조에 맞게 벽면과 바닥면에서 유입되는 열과 탱크 재질의 열전도도를 고려한 동적모델을 구성하였고, 레벨을 변화시켜 각 레벨에 따른 BOG 양을 계산하여 얻은 BOG 발생량을 탱크 레벨에 따라 지수함수로 회귀분석하였다. 이를 통해 탱크의 특성과 레벨에 따라 BOG 발생량을 예측할 수 있는 BOR(Boil-off Rate) 모델을 얻을 수 있었다. 개발한 BOR 모델을 이용하여 BOG 발생량을 최소화하는 목적함수를 설정하고 요구되는 송출량, 탱크내 레벨 제한, 탱크 당 가능한 송출량을 제한조건으로 설정하여 각 탱크의 최적 송출량을 결정하는 운전 최적화를 수행하였다. 이를 실제 운전되고 있는 인천 LNG 터미널의 18개 저장탱크에 적용하여 다양한 레벨이 분포되어 있고 총 송출량이 80,000 m3/day(최대 송출량)이 요구되는 시나리오에 대해 최적화를 수행하여 가정한 기존의 운전방법과 비교하였을 때 BOG 양을 약 9% 감소시킬 수 있었다.