KR20120064912A - 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법 - Google Patents

부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법 Download PDF

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Abstract

부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법이 개시된다. 본 발명의 실시예에 따른 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법은, 액화천연가스 운반선(LNGC : liquified natural gas carrier)을 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(LNG FPSO, LNG floating production storage offloading)와 나란히 해상에 부유시키는 LNGC 고정단계; 상기 액화천연가스 운반선으로부터 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비의 화물창으로 LNG를 공급받으며, 상부구조물 중 외부 연결배관의 상태를 확인하는 인렛(inlet)라인 확인단계; 상기 화물창 내부의 LNG를 기화시켜 생성된 LNG 증발가스(BOG, boil off gas)를, LNG 액화 테스트를 위해 LNG 액화장치와 LNG 액화설비의 발전기로 공급하여, 상기 화물창과 LNG 액화장치, 내부 배관의 상태를 확인하는 저장, 처리설비 확인단계; 및 상기 화물창으로부터 상기 액화천연가스 운반선으로 LNG를 공급하며, 상기 외부 연결배관의 상태를 확인하는 아웃렛(outlet)라인 확인단계;를 포함한다.

Description

부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법{testing method of LNG floating production storage offloading}
본 발명은 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법에 관한 것이다.
액화천연가스(LNG, liquefied natural gas)는 메탄을 주성분으로 하는 천연가스를 비등점(-163℃) 이하로 냉각시켜 액화한 것으로, 연소 시 오염물질이 거의 배출되지 않으며, 최근 생산과 이송기술이 발달함 따라 그 사용량이 급격히 증가하고 있다.
이러한 액화천연가스를 생산하거나 이송하기 위해 재기화 액화천연가스 운반선(LNG RV, LNG regasification vessel)이나, 부유식 액화천연가스저장 및 재기화선(FSRU, floating storage and regasification unit), 부유식 액화천연가스 생산저장설비(LNG FPSO, LNG floating production storage offloading)와 같은 설비들이 등장하고 있다.
부유식 액화천연가스 생산저장설비는, 해상 LNG 가스전 근처에 위치하여 생산되는 가스를 처리하여 LNG로 액화하는 시설과 저장하는 탱크, 그리고 하역하는 설비를 탑재한 해상구조물로서, LNG의 생산, 처리, 보관 등이 가능하며 필요에 따라 이동할 수 있다.
작업장에서 부유식 액화천연가스 생산저장설비의 건조가 완료되면, 천연가스가 생산되는 가스전(Gas Field)으로 이동시킨 후, 천연가스를 생산, 액화시키면서 부유식 액화천연가스 생산저장설비에 구비된 각종 장치의 작동이 잘 되는지를 테스트하게 된다.
이와 같이, 부유식 액화천연가스 생산저장설비의 테스트를, 지상으로부터 수십일 내지 수개월에 해당되는 운항시간이 소요되는 거리에 위치한 해상의 가스전에서 직접 수행하는 경우, 부유식 액화천연가스 생산저장설비에 문제가 있다고 판단되면, 그 수리에 비용과 시간 소모가 크다는 어려움이 있다.
본 발명의 실시예는, 부유식 액화천연가스 생산저장설비의 건조 후, 건조장소 인근에서 직접 성능을 테스트할 수 있도록 함으로써, 부유식 액화천연가스 생산저장설비의 테스트 및 수리에 소요되는 시간과 비용을 절감하고자 한다.
본 발명의 일측면에 따르면, 화물창(11a)을 포함한 선체(hull)(11)와, LNG 액화설비를 포함하는 상부구조물(topside)(13)로 구성되는 부유식 액화천연가스 생산저장설비(LNG FPSO, LNG floating production storage offloading)(10)를 테스트하는 방법에 있어서, 액화천연가스 운반선(LNGC : liquified natural gas carrier)(20)을 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)와 나란히 해상에 부유시키는 LNGC 고정단계(S1); 상기 액화천연가스 운반선(20)으로부터 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비의 화물창(11a)으로 LNG를 공급받으며, 상기 상부구조물 중 외부 연결배관(13a)의 상태를 확인하는 인렛(inlet)라인 확인단계(S2); 상기 화물창(11a) 내부의 LNG를 기화시켜 생성된 LNG 증발가스(BOG, boil off gas)를 LNG 액화 테스트를 위해 LNG 액화장치(13c)와 LNG 액화설비의 발전기로 공급하여, 상기 화물창(11a)과 LNG 액화장치(13c), 내부 배관(13d)의 상태를 확인하는 저장, 처리설비 확인단계(S3); 및 상기 화물창(11a)으로부터 상기 액화천연가스 운반선(20)으로 LNG를 공급하며, 상기 외부 연결배관(13a)의 상태를 확인하는 아웃렛(outlet)라인 확인단계(S4);를 포함하는 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법이 제공될 수 있다.
또한, 상기 LNGC 고정단계(S1)는, 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)를 근해상에 정박시킨 상태나, 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)와 액화천연가스 운반선(20)을 근해상에서 동일한 속도로 운행시키면서 이루어질 수 있다.
또한, 상기 저장, 처리설비 확인단계(S3)는, LNG 증발가스 공급량 중, LNG 액화 테스트용 공급량: LNG 액화설비의 발전기 연료 공급량 = 1:3의 비율로 운용시킬 수 있다.
또한, 상기 LNG 액화설비의 발전기 연료 공급량 중, LNG 팽창기 가동용 공급량 : LNG 액화장치(13c) 가동용 공급량 = 2 : 3의 비율로 운용될 수 있다.
또한, 상기 저장, 처리설비 확인단계(S3)는, 상기 화물창(11a) 내부의 LNG를 기화시켜 생성된 LNG 증발가스(BOG, boil off gas) 중 일부를, 상기 화물창(11a)의 내부 압력을 일정하게 유지하는 데 사용할 수 있다.
또한, 상기 아웃렛라인 확인단계(S4) 이후에, 상기 화물창(11a)을 상온으로 복귀시키고, 내부 잔류가스를 제거한 후, 내부를 대기에 노출시키는 화물창 복귀단계(S5);를 더 포함하여 구성될 수 있다.
또한, 상기 저장, 처리설비 확인단계(S3)는, LNG 기화장치(13b)(vaporizer)를 이용해, 상기 화물창(11a) 내부의 LNG를 기화시켜 LNG 증발가스(BOG, boil off gas)를 생성할 수 있다.
본 발명의 실시예는, 부유식 액화천연가스 생산저장설비의 건조 후, 건조장소 인근에서 직접 성능을 테스트할 수 있도록 함으로써, 해상의 가스전에서 직접 테스트를 수행하던 종래에 비해, 부유식 액화천연가스 생산저장설비의 테스트 및 수리에 소요되는 시간과 비용을 보다 절감할 수 있도록 한다.
또한, 화물창을 포함한 선체(hull)와, LNG의 공급배관, 액화 처리설비 등을 포함한 상부구조물(topside)의 테스트가, 화물창 내외부로의 LNG 공급 및 LNG 증발가스 액화처리 과정에서 종합적으로 수행될 수 있도록 한다.
도 1 - 본 발명의 일실시예에 따른 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법을 도시한 순서도
도 2 - 부유식 액화천연가스 생산저장설비의 테스트 시스템의 일례를 도시한 개념도
도 3 - 도 2의 A부분 상세도
도 1은 본 발명의 일실시예에 따른 부유식 액화천연가스 생산저장설비(LNG FPSO, LNG floating production storage offloading)(10) 테스트 방법을 도시한 순서도이고, 도 2는 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)의 테스트 시스템의 일례를 도시한 개념도를 도시한 것이다.
부유식 액화천연가스 생산저장설비는, 액화천연가스(LNG) 생산설비, 액화설비, 저장설비를 모두 갖추어, 해상에서 액화천연가스를 생산한 뒤 저장하고 있다가 액화천연가스 운반선(LNGC : liquified natural gas carrier)(20)에 액화 상태로 옮겨 실을 수 있는 대형 특수선박이다.
이러한 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)는, 크게 화물창(11a) 등의 저장설비를 포함하여 하부측에 위치하게 되는 선체(hull)(11)와, 인렛(inlet)라인, 아웃렛(outlet)라인 등의 외부 연결배관(13a), LNG 기화장치(vaporizer)(13b), LNG 액화장치(13c) 등의 액화설비, 내부 배관(13d)을 포함하여 상기 선체(11) 상측에 위치하게되는 상부구조물(topside)(13)로 구분된다.
본 발명의 일실시예는, 근해상에서 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)의 시험가동이 이루어질 수 있으면서도, 상기 선체(11)와 상부구조물(13)의 상태를 종합적으로 확인할 수 있는 테스트 방법을 제시한다.
도 1을 참조하면, 본 발명의 일실시예는, LNGC 고정단계(S1), 인렛라인 확인단계(S2), 저장, 처리설비 확인단계(S3), 아웃렛라인 확인단계(S4), 화물창 복귀단계(S5)로 구성된다.
상기 LNGC 고정단계(S1)에서는, 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)의 시험가동에 필요한 LNG를 상기 액화천연가스 운반선(20)으로부터 공급받기 위해, 상기 액화천연가스 운반선(20)의 운항이 가능한 근해상으로 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)를 이동시키고, 상기 액화천연가스 운반선(20)을 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)상에 정박, 고정한다.
상기 인렛라인 확인단계(S2)에서는, 상기 액화천연가스 운반선(20)으로부터 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비의 화물창(11a)으로 LNG를 공급받으며, 상기 상부구조물 중 외부 연결배관(13a)의 상태를 확인한다.
상기 화물창(11a)은, 상기 화물창(11a) 내부로 공급된 LNG의 저장이 안정적으로 이루어질 수 있도록 -163℃로 냉각시킨 상태에서 수행되며, 상기 액화천연가스 운반선(20)으로부터 상기 화물창(11a)으로 LNG를 공급하는 과정에서는, 상기 외부 연결배관(13a)의 일부 구간에서 -163℃ 보다 높은 기화온도를 가지는 불순물을 증발가스로 기화시켜, 제거(vent)한다.
상기 저장, 처리설비 확인단계(S3)에서는, 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10) 시험가동용 연료와 액화성능 테스트 대상물질로서 요구되는 상기 LNG 증발가스를 지속적으로 생성, 공급하면서, 상기 화물창(11a)과 LNG 액화장치(13c), 내부 배관(13d)의 상태를 확인한다.
상기 화물창(11a)에 저장된 LNG가 기화되어 생성된 LNG 증발가스(도 2에서 20ton/h) 중, 일부는 LNG 액화 테스트를 받게 되는 LNG 액화 테스트용(도 2에서 5ton/h)으로 사용되고, 다른 일부는 LNG 증발가스를 액화시키는 상기 LNG 액화장치(13c) 등을 시험가동시키기 위한 LNG 액화설비의 발전기 연료 공급용(도 2에서 6ton/h, 9ton/h)으로서 사용된다.
액화 테스트용으로 사용되는 LNG 증발가스는, 상기 LNG 기화장치(13b), LNG 액화장치(13c) 등의 액화설비, 내부 배관(13d)을 거치며 압축 및 냉각되어, 액체상태로 LNG 플래쉬 탱크(flash tank)로 공급, 임시저장된 후, 상기 화물창(11a)으로 이송, 공급된다.
LNG 액화설비의 발전기 연료가 되는 LNG 증발가스 중 일부(도 2에서 6ton/h)는, 연료가스 압축기(fuel gas compressor)에서, 가스 터빈 발전기(gas turbine generator) 연료로서 적합한 압력으로 압축되고, 중압 연료가스 스크러버(middle pressure fuel gas scrubber)를 거쳐 세정되어 상기 가스 터빈 발전기로 공급된다.
가압된 LNG 가스를 터빈(LNG 팽창기(이하 설명)에 구비되는 터빈)내에서 급격히 단열팽창시키면 팽창된 LNG 증발가스의 온도가 급강하하여 액체상태로 바뀌게 되는데, 이러한 장치를 LNG 팽창기(LNG expander)라 하며, 상기 가스 터빈 발전기는 상기 LNG 팽창기로 동력을 공급한다.
LNG 액화설비의 발전기 연료가 되는 LNG 증발가스 중 다른 일부(도 2에서 9ton/h)는, 증발가스 압축기(boil off gas compressor)에서 상기 LNG 액화장치(13c)를 가동시키는 발전기 연료로서 적합한 압력으로 압축된 후, 열교환 냉각물질로 상기 LNG 액화장치(13c) 내부로 공급되거나, 고압 연료가스 스크러버(high pressure fuel gas scrubber)를 거쳐 세정되어 상기 LNG 액화장치(13c) 가동용 발전기로 공급된다.
도 2에 도시된 실시예에서, LNG 증발가스 전체 공급량(20ton/h) 중, 액화 테스트용 공급량과, 액화설비의 발전기 연료 공급용 공급량의 비율은, 5ton/h : 15ton/h(6ton/h + 9ton/h)로서, 1 : 3의 비율로 운용되며, 상기 LNG 팽창기 가동용 공급량과 LNG 액화장치(13c) 가동용 공급량의 비율은 6ton/h : 9ton/h로서, 2 : 3의 비율로 운용된다.
도 2에 도시된 실시예는, 본 발명을 구체적으로 설명하기 위한 하나의 실시예일 뿐으로, 상기 선체(11)와 상부구조물(13)의 구조는, 도 2에 도시된 바에 한정되지 않고 다양한 사양을 가질 수 있으며, LNG 증발가스의 액화 테스트용 공급량과, 상기 LNG 팽창기 가동용 공급량, LNG 액화장치(13c) 가동용 공급량 또한, 도 2에 도시된 바에 한정되지 않고, 상기 선체(11)와 상부구조물(13)의 사양에 따라 다양하게 적용될 수 있다.
그러나, 다양한 사양의 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비에 적용함에 있어서도, 액화 테스트용 공급량과, 액화설비 및 발전기 연료 공급용 공급량을 1 : 3의 비율로 운용하는 것에 의해, 연료의 과다소모나 액화성능 미확보 등의 문제없이 시험가동에 적합한 25%의 재액화 효율을 기대할 수 있다.
LNG 증발가스를 생성함에 있어서는, 히터(heater)나 스프레이(spray) 장치 등을 별도로 구비하여 생성할 수도 있으나, 20ton/h 정도에 해당되는 대량의 LNG 증발가스를 생성할 수 있을 정도의 용량을 확보하기 어렵고, LNG 증발가스 생성량을 일정하게 유지, 조정하는 컨트롤(control) 또한 까다롭다.
상기 상부구조물 중 LNG 기화장치(13b)는, 상기 화물창(11a)의 내부 압력을 일정하게 유지하고, 상기 상부구조물 중 LNG 액화장치(13c) 등의 액화설비 가동에 필요한 연료 가스를 공급하는 등의 용도를 위해, 일반적으로 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)에 구비되는 설비로, 시험가동을 위해 별도로 제작, 설치할 필요가 없고, 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)의 가동에 필요한 대량의 LNG 증발가스 생성량을 보장할 수 있다.
도 3은 도 2의 A 부분을 도시한 상세도이다.
도 3을 참조하면, 상기 상부구조물 중 LNG 기화장치(13b)를 이용해, 상기 화물창(11a)에 저장된 LNG를 강제 기화시켜 생성한 LNG 증발가스와, 상기 화물창(11a) 내부 상측에 자연생성되는 LNG 증발가스를 함께 상기 LNG 액화장치(13c) 및 LNG 액화설비의 발전기측으로 공급한다.
상기 아웃렛라인 확인단계(S4)에서는, 상기 화물창(11a)으로부터 상기 액화천연가스 운반선(20)측으로 LNG를 공급하며, 상기 외부 연결배관(13a)의 상태를 재확인하며, 여기서, 상기 인렛라인과 아웃렛라인은 일부 중복되거나, 상호 독립되게 형성될 수 있으며, 상호 동일한 경우, 외향이송상태인지, 내향이송상태인지에 따라 구분한다.
상기 화물창 복귀단계(S5)에서는, 상기 외부 연결배관(13a)을 포함한 상기 액화천연가스 운반선(20)과의 연결부를 단절시키고, 상기 아웃렛라인 확인단계(S4)를 거쳐 LNG 미적재 상태가 된 상기 화물창(11a)의 온도를 상온으로 복귀시킨 후, 내부 잔류가스를 제거하고, 대기에 노출시킴으로써 테스트 이전상태로 복귀시킨다.
상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법의 전 공정은, 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)를 근해상에 정박시킨 상태나, 근해상에서 일정한 속도로 운행(예를 들어 5knots)하면서 이루어진다.
지금까지 본 발명의 실시예들을 들어 설명하였다. 그러나, 이는 본 발명의 이해와 설명의 편의를 도모하기 위한 실시예에 불과하며, 본 발명은 이에 한정되지 아니한다.
10 : 부유식 액화천연가스 생산저장설비 11 : 선체
11a : 화물창 13 : 상부구조물
13a : 외부 연결배관 13b : LNG 기화장치
13c : LNG 액화장치 13d : 내부 배관
20 : 액화천연가스 운반선 S1 : LNGC 고정단계
S2 : 인렛라인 확인단계 S3 : 저장, 처리설비 확인단계
S4 : 아웃렛라인 확인단계 S5 : 화물창 복귀단계

Claims (7)

  1. 화물창(11a)을 포함한 선체(hull)(11)와, LNG 액화설비를 포함하는 상부구조물(topside)(13)로 구성되는 부유식 액화천연가스 생산저장설비(LNG FPSO, LNG floating production storage offloading)(10)를 테스트하는 방법에 있어서,
    액화천연가스 운반선(LNGC : liquified natural gas carrier)(20)을 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)와 나란히 해상에 부유시키는 LNGC 고정단계(S1);
    상기 액화천연가스 운반선(20)으로부터 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비의 화물창(11a)으로 LNG를 공급받으며, 상기 상부구조물 중 외부 연결배관(13a)의 상태를 확인하는 인렛(inlet)라인 확인단계(S2);
    상기 화물창(11a) 내부의 LNG를 기화시켜 생성된 LNG 증발가스(BOG, boil off gas)를, LNG 액화 테스트를 위해 LNG 액화장치(13c)와 LNG 액화설비의 발전기로 공급하여, 상기 화물창(11a)과 LNG 액화장치(13c), 내부 배관(13d)의 상태를 확인하는 저장, 처리설비 확인단계(S3); 및
    상기 화물창(11a)으로부터 상기 액화천연가스 운반선(20)으로 LNG를 공급하며, 상기 외부 연결배관(13a)의 상태를 확인하는 아웃렛(outlet)라인 확인단계(S4);
    를 포함하여 구성되는 것을 특징으로 하는 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법.
  2. 제1항에 있어서, 상기 LNGC 고정단계(S1)는,
    상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)를 근해상에 정박시킨 상태나, 상기 부유식 액화천연가스 생산저장설비(10)와 액화천연가스 운반선(20)을 근해상에서 동일한 속도로 운행시키면서 이루어지는 것을 특징으로 하는 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법.
  3. 제1항에 있어서, 상기 저장, 처리설비 확인단계(S3)는,
    LNG 증발가스 공급량 중, LNG 액화 테스트용 공급량: LNG 액화설비의 발전기 연료 공급량 = 1:3의 비율로 운용시키는 것을 특징으로 하는 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법.
  4. 제3항에 있어서, 상기 LNG 액화설비의 발전기 연료 공급량 중,
    LNG 팽창기 가동용 공급량 : LNG 액화장치(13c) 가동용 공급량 = 2 : 3의 비율로 운용되는 것을 특징으로 하는 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법.
  5. 제1항에 있어서, 상기 저장, 처리설비 확인단계(S3)는,
    상기 화물창(11a) 내부의 LNG를 기화시켜 생성된 LNG 증발가스(BOG, boil off gas) 중 일부를, 상기 화물창(11a)의 내부 압력을 일정하게 유지하는 데 사용하는 것을 특징으로 하는 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법.
  6. 제1항에 있어서,
    상기 아웃렛라인 확인단계(S4) 이후에, 상기 화물창(11a)을 상온으로 복귀시키고, 내부 잔류가스를 제거한 후, 내부를 대기에 노출시키는 화물창 복귀단계(S5);
    를 더 포함하여 구성되는 것을 특징으로 하는 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법.
  7. 제1항 내지 제6항 중 어느 한 항에 있어서, 상기 저장, 처리설비 확인단계(S3)는,
    LNG 기화장치(13b)(vaporizer)를 이용해, 상기 화물창(11a) 내부의 LNG를 기화시켜 LNG 증발가스(BOG, boil off gas)를 생성하는 것을 특징으로 하는 부유식 액화천연가스 생산저장설비 테스트 방법.
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