Disclaimer - s-space.snu.ac.krs-space.snu.ac.kr/bitstream/10371/122764/1/000000140833.pdf · Comparative Study of Formations of NGL Recovery and Liquefaction Process for Lean Gas

저 시-비 리- 경 지 2.0 한민

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공학석사 학위논문

Lean Gas를 위한 NGL회수공정과

액화공정의 구성 방법에 대한 비교

Comparative Study of Formations of NGL

Recovery and Liquefaction Process for Lean

Gas

2017년 2월

서울대학교 대학원

조선해양공학과 조선해양공학전공

이 준 효

Lean Gas를 위한 NGL회수공정과

액화공정의 구성 방법에 대한 비교

Comparative Study of Formations of NGL

Recovery and Liquefaction Process for Lean

Gas

지도 교수 임 영 섭

이 논문을 공학석사 학위논문으로 제출함

2017년 2월

서울대학교 대학원

조선해양공학과 조선해양공학전공

이 준 효

이준효의 공학석사 학위논문을 인준함

2017년 2월

위 원 장 서 유 택 (인)

부위원장 임 영 섭 (인)

위 원 노 명 일 (인)

1

초 록

해상에서 천연가스를 생산하기 위한 FLNG의 Gas Processing 과정은

양질의 에너지원을 얻는 데에 아주 중요하다. 저류층에서 올라온 Raw

Fluid는 Pretreatment 공정을 거친 후 액화공정을 거치게 되는데 이

과정에서 온도가 섭씨 영하 160도 정도까지 떨어지게 된다. 이 때

발생할 수 있는 Icing 등의 문제를 방지하고, 결과물로 나오는 LNG의

상품성 확보를 위해 액화과정 전에 Natural Gas Liquid(NGL)라 불리는

Heavy Hydrocarbon Component들을 제거하기 위해 NGL회수공정을

반드시 거쳐야 한다.

세계 주요 가스전에서 Lean Gas가 나오는 비율이 점점 증가하고,

미국을 중심으로 Heavy Hydrocarbon의 함유량이 매우 낮은 Shale

Gas 개발이 활발해짐에 따라 Lean Gas를 처리하기 위한 설비들의

수요는 증가할 것으로 예상되지만, 최근 들어 LNG와 NGL의

판매가격이 모두 과거보다 많이 낮아져 기업들의 상품판매에 의한

총수익은 감소할 수 밖에 없는 상태이다. 이와 같은 시기에는

기술개발을 통해 비용을 줄여 순이익을 증가시켜야 하는데,

NGL회수공정과 액화공정을 통합하는 방법으로 에너지의 효율을 높이는

방법이 많이 제시되어 왔다.

기존에 진행된 연구에서는 Rich Gas를 대상으로 한 연구와

NGL회수공정과 액화공정의 구성에 대해 LNG 생산효율을 기준으로

비교를 하는 연구가 많았다. 공정의 Input과 Output이 동일한 경우

LNG 생산효율을 비교 기준으로 해도 큰 문제가 되지 않지만, 동일하지

않은 경우에는 적절한 비교기준이 될 수 없다.

따라서 본 연구에서는 Lean Gas를 대상으로, 경제성을 계산하여

NGL회수공정과 액화공정의 구성을 비교하였다. NGL회수공정으로

GSP를 선택하고, 액화공정으로 PRICO SMR을 선택하여, 두 공정을

순차적으로 연결하여 독립구성을 마련하고, 기존 연구에서 제시된

통합구성을 이용하여 Lean Gas를 Feed Gas로 적용하고 LNG와

NGL의 가격에 따라 각각 경제성을 계산하였다. 경제성 계산에는 유전

알고리즘을 이용한 최적화 과정을 수행하였다. 최적화는 LNG와 NGL의

가격에 따라 서로 다르게 진행되어 더욱 비싸게 팔릴 수 있는 상품을

많이 생산하는 방향으로 결과가 나오게 된다.

그 결과, LNG와 NGL의 가격에 따라 독립구성과 통합구성의 경제성이

2

달라질 수 있음이 확인되었다. 경제성에 가장 큰 영향을 미치는 요인은

LNG와 NGL의 생산량 및 압축기에 필요한 에너지 비용임을 알 수

있었다. 최종적으로 NGL의 가격이 LNG보다 비싼 경우에 통합구성이

독립구성보다 더 좋은 경제성을 보이는 구성이 될 수 있다. 이러한

결과는 LNG와 NGL의 가격을 고려한 NGL회수공정과 액화공정 구성의

가이드가 될 수 있다.

주요어 : NGL회수, 액화, Lean, GSP, PRICO SMR 학 번 : 2015-21174

3

목 차

제 1 장 서 론 ......................................................................... 6 제 1 절 연구의 배경 ...................................................................... 6 제 2 절 연구의 동기 .................................................................... 13 제 3 절 기존 연구 조사 ............................................................... 15 제 4 절 연구의 목표 .................................................................... 16

제 2 장 공 정 소 개 ................................................................. 17 제 1 절 NGL회수공정의 분류 ...................................................... 17 제 2 절 NGL회수공정의 종류 ...................................................... 18 제 3 절 액화공정의 분류 ............................................................. 21 제 4 절 액화공정의 종류 ............................................................. 23

제 3 장 연 구 방 법 ................................................................. 27 제 1 절 FEED ............................................................................. 27 제 2 절 독립구성 ......................................................................... 27 제 2 절 통합구성 ......................................................................... 28 제 3 절 경제성 평가 .................................................................... 31 제 4 절 공정 최적화 .................................................................... 42

제 4 장 연 구 결 과 및 분석 .................................................... 46 제 1 절 2010년 가격 .................................................................. 46 제 2 절 2016년 가격 .................................................................. 47 제 3 절 결과 분석 ........................................................................ 48

제 5 장 결론 및 향후 연구 방향 ............................................... 50

APPENDIX 1 EP Result Specific ............................................. 51

APPENDIX 2 MATLAB Code .................................................. 52

참고 문헌 ................................................................................... 62

Abstract .................................................................................... 64

4

표 목차

[표 1] LNG 운송방법에 따른 장단점 ......................................... 9 [표 2] 주요탄화수소들의 끓는점과 녹는점 ................................ 9 [표 3] 세계 주요가스전의 가스 성분과 Recoverable Liquid .. 11 [표 4] NG회수공정의 분류에 따른 주요 방법의 장단점 .......... 17 [표 5] FEED Composition and Recoverable Liquid .............. 27 [표 6] Purchase Cost 계산식 .................................................. 32 [표 7] Correlation Constant for Purchase Cost .................... 33 [표 8] Vessel의 Diameter를 구하기 위한 Parameter ........... 34 [표 9] Estimated Value of β ................................................. 37 [표 10] CEPCI Index .............................................................. 39 [표 11] Lang Factor ................................................................ 39 [표 12] LNG와 NGL, Feed의 가격 ......................................... 41 [표 13] 각 공정 별 변수의 개수 ............................................. 42 [표 14] 최적화 제약 조건 ........................................................ 42 [표 15] 2010년 가격 기준의 EP ............................................. 46 [표 16] 2016년 가격 기준의 EP ............................................. 47 [표 17] 공정간 상세 비교 ........................................................ 48 [표 18] LNG와 NGL의 가격비 추가 ....................................... 49

5

그림 목차 [그림 1] 해상에서 천연가스 처리과정 ....................................... 6 [그림 2] NGL을 구성하는 원소들의 쓰임 .................................. 7 [그림 3] 세계 주요국가들의 천연가스 수출입 현황 ................... 8 [그림 4] 탄화수소 함유량의 예시 ............................................ 11 [그림 5] 미국에서 생산되는 Shale Gas의 평균 성분 .............. 13 [그림 6] LNG와 NGL의 가격 추세 .......................................... 14 [그림 7] ISS ............................................................................. 18 [그림 8] GSP............................................................................ 19 [그림 9] CRR ........................................................................... 20 [그림 10] RSV ......................................................................... 21 [그림 11] Classification of Liquefaction Processes ............. 22 [그림 12] Cascade ................................................................... 23 [그림 13] PRICO SMR ............................................................ 24 [그림 14] C3 MR ..................................................................... 25 [그림 15] DMR ........................................................................ 26 [그림 16] GSP와 PRICO SMR의 독립구성 ............................. 28 [그림 17] PRICO INTEGRATED ............................................ 29 [그림 18] CASE1 Integrated .................................................. 30 [그림 19] CASE2 Integrated .................................................. 31 [그림 20] Composite Curve 의 예시 ...................................... 36 [그림 21] Multi Stream Heat Exchanger의 Purchase Cost . 38 [그림 22] 생산비의 구성 .......................................................... 40 [그림 23] 최적화 과정 Flow Chart ......................................... 44 [그림 24] 2010년 가격 기준의 EP ......................................... 46 [그림 25] 2016년 가격 기준의 EP ......................................... 47 [그림 26] LNG와 NGL의 가격비 추가 .................................... 49 [그림 27] 열교환기의 부피 비교 ............................................. 50

6

제 1 장 서 론

제 1 절 연구의 배경 꾸준히 증가하는 에너지의 수요는 화석연료의 수요로 상당기간 이어질

것으로 예측되고 있다. 이에 따라 석유나 석탄에 비하여 환경 오염

물질이 적게 배출되는 천연가스의 수요도 장기적으로 꾸준히 증가할

것으로 예상되며, 그에 따라 천연가스를 생산하기 위해 기존의

육상에서뿐만 아니라 해상①에서도 천연가스를 생산해내게 되었다.

해상에서 천연가스 생산을 위한 처리과정을 살펴보면 [그림 1]과 같다.

[그림 1] 해상에서 천연가스 처리과정

저류층에서 올라온 Raw Gas는 일반적으로 3개의 Separator로 구성된

Main Separation을 지나면서 압력이 점차 낮아지면서 기체와 액체로

분리된다. 그 후, CO2나 SO2 같은 산성가스를 제거하는 공정, 수분을

제거하는 공정, 수은 등의 불순물을 제거하는 과정을 거치게 된다. 그

다음, Methane과 Ethane을 주성분으로 하는 천연가스와 그 외의

탄화수소들을 분리하는 NGL회수공정을 거치게 된다. 천연가스가 아닌

주요 탄화수소들을 Natural Gas Liquid, NGL이라고 한다. NGL 속에

들어있는 원소들은 Fractionation을 거쳐서 순수한 형태로 분리가

되는데, 화학제품의 원료에서부터, 생활용품의 원료로 다양하게

사용된다.

① Offshore 혹은 오프쇼어란 용어도 널리 쓰임

7

[그림 2] NGL을 구성하는 원소들의 쓰임②

이렇게 생산된 천연가스는 운송방법에 따라 액화공정 같은 추가과정을

거칠 수도 있다.

NGL회수공정의 목적은, 안전하게 운송 가능한 가스를 생산하고,

시장에서 LNG가 상품으로서 가져야 할 Specification을 만족시키는

것이다.

세계 주요국가들의 천연가스 수출입 현황은 [그림 3]와 같다.

② http://www.uncoverenergy.com/liquid-gold/

8

[그림 3] 세계 주요국가들의 천연가스 수출입 현황③

가스를 가장 많이 생산하는 러시아, 미국, 노르웨이는 생산량의 전부

또는 90% 이상을 배관으로 운송하고 있는 반면, 말레이시아,

인도네시아, 카타르 같은 국가들은 LNG 운송의 비중이 높다. 이것은

판매하는 국가에 따라 서로 다른 운송 방법을 택하게 되는데, 전체적인

양에서 봤을 때, 기체의 형태로 배관을 통해서 운송하는 방법이 더 많이

쓰이고 있지만, 일본이나 한국같이, 육상을 통해서 가스를 운송하는

방법이 없는 경우, 액체의 형태로 LNG를 수입하게 된다.

운송방법의 장단점 및 각 운송 방법에서 NGL회수공정을 거치지

않았을 때의 문제점은 하기의 [표 1]과 같이 요약할 수 있다.

③ http://russiancouncil.ru/en/inner/?id_4=2182#top-content

9

[표 1] LNG 운송방법에 따른 장단점

OFFSHORE By Carrier (Liquid,

LNG) By Pipe lines (Gas)

w/o NGL Recovery

약 -160°C 까지 온도를 내리는 과정에서 Icing 으로 인한 장비들에 피해 가능성

- 2 Phase 발생 시, 별도의 Slug Catcher 필요

- 2 Phase 발생 시, 1 Phase 대비 동일 압력강화를 위해 대구경 배관 필요

장점 부피가 1/600 로 감소 Long term solution 으로서 경제적

단점 별도의 복잡한 액화공정 필요

- 운영에 있어 Flexibility가 떨어짐

- 해저에서 2000 마일 이상일 경우, 비경제적

[표 2] 주요탄화수소들의 끓는점과 녹는점④

Alkane 기호 끓는점 [°C] 녹는점 [°C]

Methane CH4 −162 −182

Ethane C2H6 −89 −183

Propane C3H8 −42 −188

Butane C4H10 0 −138

Pentane C5H12 36 −130

Hexane C6H14 69 −95

Heptane C7H16 98 −91

Octane C8H18 126 −57

Nonane C9H20 151 −54

Decane C10H22 174 −30

NGL회수공정 없이 배관으로 운송을 하게 되면, 운송 중에 파이프

내부의 온도가, 일부 Component의 끓는점보다 낮아지면서, 액체가

발생하여 2 Phase가 될 수 있다. 그렇게 되면 운송도중 배관 내부에서

Surge가 발생할 수 있다. Surge는 기체와 액체의 운송 속도가 서로

다름으로 인해, 배관 내부의 압력과 밀도가 균일하게 분포하지 못해서

④ ‘Alkane’ in Wikipedia

10

유량의 변화가 크고 짧은 시간 안에 일어나는 현상을 말한다.

천연가스를 받는 쪽에서는 일정한 유량으로 받아야 장비들을 보호 할 수

있기 때문에, Surge로 인한 갑작스런 유량 변화를 흡수할 별도의 Slug

Catcher가 필요하다. 또한 2 Phase 일 때의 압력강하가 1 Phase 일 때

보다 더욱 크게 일어나게 되므로, 동일한 수준의 압력강하를 위해서는

좀 더 큰 사이즈의 배관이 필요해, 배관 설치 비용이 증가한다.

NGL을 분리하지 않고 액화를 해서 LNG로 운송을 하게 되면, 액화

과정 중에 온도가 영하 160°C 정도까지 내려가게 되는데, 이 때

온도가 일부 탄화수소들의 녹는점보다 낮아지게 되어, Icing이 생길 수

있다. 그렇게 되면 액화공정을 구성하는 Valve나 열 교환기 같은

장비들에 손상을 입힐 가능성이 있다.

결과적으로 운송방법에 상관없이 NGL회수공정은 반드시 필요하다고

할 수 있다.

또한 LNG 운송의 단점인 별도의 액화공정은, 80년대 이후 기술

발달에 따른 열역학적 효율 증가와, 건설비용의 감소로 많이 해소되어,

최근에는 LNG로 운송하는 방법이 많이 이용되고 있다. 액화공정에 대한

단점이 해결되고, 배관으로 운송할 때의 단점들을 극복하기 위해서는,

해상에서 생산되는 천연가스의 LNG 운송을 위한 액화공정이 꼭

필요하다.

[그림 1]에서 Main Separation으로 들어가기 전의 Raw Gas는

Recoverable Liquid 값에 따라서 Lean Gas와 Rich Gas로 분류할 수

있다. Recoverable Liquid는 60°F(약 15.6°C), 1기압에서 완전히

응축되었을 때, 액체가 되어 회수할 수 있는 양을 의미한다. 그 단위는

Gallon per 1000 ft3, GPM⑤ 이다.

⑤ 로마자 M은 1000을 의미한다.

11

[그림 4] 탄화수소 함유량의 예시

(Manning & Thompson, 1991)의 기준을 참고하면, 수치가 2.5

미만이면 Lean Gas, 2.5 이상이면 Rich Gas로 분류된다. Recoverable

Liquid 수치는 얼마나 많은 양의 NGL이 포함되어 있는지 알려주는,

지표라고 할 수 있다.

Lean Gas를 대해 주목해야 할 필요가 있는데, 그 이유는 세계 주요

가스전에서 나오는 Gas의 성분을 보면 알 수 있다.

[표 3] 세계 주요가스전의 가스 성분과 Recoverable Liquid⑥

2005 N2

(mole%) C1

(mole%) C2

(mole%) C3

(mole%) C4+⑦

(mole%)

Recoverable

Liquid (GPM)

USA-Alaska 0.2 99.7 0.1 0.0 0.0 0.03 Egypt-Damietta 0.08 97.7 1.8 0.22 0.2 0.6 Egypt-Idku 0.0 97.2 2.3 0.3 0.2 0.8 Trinidad 0.1 96.8 2.7 0.3 0.1 0.8 Algeria-Bethioua 2 0.9 91.4 7.2 0.5 0.0 2.1 Algeria-Skikda 1.0 91.2 7.0 0.7 0.1 2.1 Nigeria 0.1 91.3 4.6 2.6 1.4 2.4

⑥ THE LNG INDUSTRY, GIIGNL ANNUAL REPORT 2005/2016 EDITION ⑦ C4이상의 탄화수소를 묶어서 표기

12

Indonesia-Badak 0.0 91.2 5.5 2.4 0.9 2.4 Indonesia-Arun 0.1 90.7 6.2 2.0 1.0 2.5 Qatar 0.4 90.1 6.2 2.3 1.0 2.6 Brunei 0.0 90.6 5.0 2.9 1.5 2.6 Malaysia 0.2 90.3 5.3 3.1 1.1 2.6 Algeria-Bethioua 1 1.2 87.6 8.4 2.1 0.7 3.1 Algeria-Arzew 0.5 88.0 9.0 2.0 0.5 3.1 Oman 0.3 87.9 7.3 2.9 1.6 3.3 Australia 0.1 87.4 8.3 3.4 0.8 3.4 Abu Dhabi 0.3 84.8 13.2 1.6 0.1 4.0

2016 N2

(mole%) C1

(mole%) C2

(mole%) C3

(mole%) C4+

(mole%)

Recoverable

Liquid (GPM)

USA Alaska 0.17 99.71 0.09 0.03 0.01 0.04 Eqypt Damietta 0.02 97.25 2.49 0.12 0.12 0.74 Indonesia Tangguh 0.13 96.91 2.37 0.44 0.15 0.80 Trinidad 0.01 96.78 2.78 0.37 0.06 0.86 Egypt Idku 0.02 95.31 3.58 0.74 0.34 1.27 Equatorial Guinea 0.00 93.41 6.52 0.07 0.00 1.76 Yemen 0.02 93.17 5.93 0.77 0.12 1.83 Norway 0.46 92.03 5.75 1.31 0.45 2.04 Russia Sakhalin 0.07 92.53 4.47 1.97 0.95 2.04 Algeria Skikda 0.63 91.40 7.35 0.57 0.05 2.13 Indonesia Arun 0.08 91.86 5.66 1.60 0.79 2.21 Malaysia 0.14 91.69 4.64 2.60 0.93 2.26 Nigeria 0.03 91.70 5.52 2.17 0.58 2.26 Qatar 0.27 90.91 6.43 1.66 0.74 2.41 Oman 0.20 90.68 5.75 2.12 1.24 2.52 Algeria Bethioua 0.64 89.55 8.20 1.30 0.31 2.65 Indonesia Badak 0.01 90.14 5.46 2.98 1.40 2.73 Brunei 0.04 90.12 5.34 3.02 1.48 2.74 Peru 0.57 89.07 10.26 0.10 0.01 2.77 Algeria Arzew 0.71 88.93 8.42 1.59 0.37 2.80 Australia Darwin 0.10 87.64 9.97 1.96 0.33 3.31 Australia NWS 0.04 87.33 8.33 3.33 0.97 3.45

[표 3]를 보면 Lean Gas가 나오는 가스전의 비율이 2005년에는 44%,

2016년에는 61%로 그 비율이 점점 증가하고 있음을 알 수 있다.

따라서 Lean Gas 처리를 위한 시설들의 수요도 증가할 것이라고

예상할 수 있다. 또한 미국을 중심으로 한 Shale Gas의 시추 관련

기술 개발이 활발히 이루어 지고 있는데, [그림 5]에 나와 있는 정보를

바탕으로 시추공에서 나오는 Shale Gas의 평균 Recoverable Liquid

수치를 계산해보면 1.02 GPM으로 굉장히 Lean한 Gas이다. 이러한

사실을 바탕으로 Shale Gas를 위한 처리 시설의 수요도 증가할 것으로

예상할 수 있다.

13

[그림 5] 미국에서 생산되는 Shale Gas의 평균 성분

제 2 절 연구의 동기

최근 몇 년간 LNG와 NGL의 가격이 과거와는 다른 양상을 보이며,

LNG의 가격이 NGL보다 높게 형성이 되어 있다.

14

[그림 6] LNG와 NGL의 가격 추세⑧

[그림 6]을 보면 2012년 이전에는 NGL의 가격이 더 높았으나,

이후에는 LNG의 가격이 더 높게 형성이 되어 있다. 이러한 최근의 가격

정보가 기존 연구 결과에 동일하게 적용할 수 있는지 확인해 볼 필요가

있다.

또한 2016년 들어서는 LNG와 NGL의 가격이 모두 2012년 이전 보다

낮게 형성되어 두 상품을 판해하여 얻을 수 있는 수익이 과거 대비 많이

줄어들게 된다. 이러한 시기에는 기술개발을 통해 각종 비용을 감소시켜

순이익을 끌어올리려는 노력이 많이 이루어지게 된다.

기존에 진행된 연구들을 살펴보면 NGL회수 공정과 액화공정을

통합하는 방법으로 에너지의 효율을 향상시키는 방법이 많이 제시되고

있다.

또한, 두 상품의 가격 자체가 굉장히 낮아진 시기에는, 상품판매에

의한 매출이 줄어들기 때문에, 기술 개발을 통해 비용을 감소시켜,

순이익을 끌어올리려는 노력이 많이 이루어진다.

(Khan, Chaniago, Gets, & Lee, 2014)에서는 NGL회수공정과

액화공정을 통합하는 방법으로, 에너지 효율을 향상시키는 방법이 많이

제시되고 있다. Rich Gas의 경우, NGL회수공정과 액화공정을 통합하여

구성하면 공정간의 Integrity를 증가시켜 LNG의 생산효율을 향상시킬 ⑧ http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/ngm_epg0_plc_nus_dmmbtum.htm

http://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9133us3m.htm

15

수 있다고 알려져 있는데, Lean 통합공정의 비교 기준으로 동일하게

사용할 수 있는지 확인할 필요가 있다.

제 3 절 기존 연구 조사

(Cuellar, Wilkinson, Hudson, & Pierce, 2002)

(United States Patent No. US6742358 B2, 2004)

4.41 GPM의 Rich Gas를 Feed Gas로 하여 NGL회수공정의 GSP와

액화공정의 PRICO SMR의 독립구성과 통합구성을 비교하여,

통합구성의 LNG 생산효율, 즉 Input Energy / LNG Production이 약

4~13% 개선된다는 결론을 내리고 있다. 그러나 해당 연구결과가 Lean

Gas에도 동일하게 적용되는지 알 수 없다.

(United States Patent No. US6889523 B2, 2005)

1.18 GPM의 Lean Gas를 Feed Gas로 하여, GSP와 단일압축

냉각공정의 독립구성과 GSP의 냉열을 이용한 새로운 액화공정의

통합구성을 비교하여, 통합공정의 LNG 생산효율이 약 2% 개선된다는

결론을 내리고 있다. 그러나 Fuel Gas를 열 교환에 이용하여 LNG의

생산량이 타 공정에 비해 현격히 줄어드는 경우, 공장 운영 입장에서

LNG 생산효율이 좋아 비용이 줄더라도, 판매 가능한 상품의 양이

줄어들어 총 매출이 줄어들게 되면 Operator 입장에서 더 나은 공정이

아닐 수 있다.

(Brussol & Gadelle, 2013)

0.68 GPM의 Lean Gas를 Feed Gas로 하여, RSV와 C3MR의

독립구성과 Scrub Column과 C3MR의 통합구성을 비교하여, RSV와

C3MR을 독립적으로 이용하는 것이 LNG 생산효율이 더 좋다는 결론을

내리고 있다. 그러나 독립구성과 통합구성을 비교하는데 있어 동일한

NGL회수공정을 비교하지 않아서 비교의 직접적인 의미가 약하다.

16

제 4 절 연구의 목표

본 연구는 Lean Gas를 처리하는 NGL회수공정과 액화공정을

구성하는데 있어, 독립구성과 기존연구에서 제시된 통합구성을 경제성을

기준으로 비교하여 더 나은 구성방법을 찾는 것을 목표로 진행되었다.

17

제 2 장 공 정 소 개

제 1 절 NGL회수공정의 분류

전통적인 NGL Recovery 공정은 방법에 따라 다음과 같이 나누어진다.

- Mechanical Refrigeration

- Joule-Thomson Expansion

- Expansion Turbine

- Oil Absorption

- Solid Bed Adsorption

현재에 많이 적용되는 공정은 Refrigeration, Expansion Turbine

방법이 주로 이용된다. 주요 방법에 대한 장단점은 [표 4]와 같다.

[표 4] NG회수공정의 분류에 따른 주요 방법의 장단점

Mechanical Refrigeration J-T Expansion Expansion Turbine

장점 단점 장점 단점 장점 단점

간단하며 성능이 어느 정도 입증되어 있음 Facility

Inlet Pressure = Outlet Pressure 일 때 가장 좋은 공정 Propane이

가장 널리 쓰이는 냉매 Feed Gas가

Rich Gas 일 때, Reasonable한 NGL 회수가 가능

Feed Gas Pressure 가 8000 kPa [1160psia] 작을 때 적용가능

“Free” Pressure Drop 이 가능할 경우, 최적의 가스처리 공정이 아님

Chiller Temperature가 -40°C 로 제한

냉매 Makeup 필요

Gas Conditioning에 주로 적용

낮은 CAPEX

이용 가능한 “Free” Pressure Drop이 큰 경우, 가장 좋은 공정

Cooling Gas를 위한 Rotating Equipment 불필요

Small volume system에서 많은 양의 NGL를 회수할 때 적용가능

낮은 열역학적 효율(Eisen=0%)

“Free” Pressure Drop 이 불가능할 경우, 최적의 가스처리 공정이 아님

높은 열역학적 효율(Eisen=85~88%)

Gas Conditioning과 많은 NGL 회수에 모두 적용 가능

“Free” Pressure Drop으로 인한 Expansion Ratio가 1.1~1.5일 때 Gas Conditioning을 위한 가장 좋은 공정

LTS, LTX, J-T Process 보다 높은 CAPEX

제한적인 Turndown

Feed 에 들어 있는 Liquid에 의한 추가적인 Impeller erosion의 발생 가능성

Expander/compressor에 필요한 복잡한 윤활 시스템

18

제 2 절 NGL회수공정의 종류

기존에 개발되어 있는 NGL회수공정의 PFD⑨와 설명은 다음과 같다.

1. ISS

[그림 7] ISS⑩

[그림 7]의 ISS공정은 가장 기본이 되는 NGL회수공정으로서

Industry Standard Single의 약어이다. 열 교환기와 하나의 Separator,

하나의 Distillation Column으로 구성되어 있다. 열 교환기를 지나면서

온도가 충분히 낮아진 Feed는 Separator에서 기체와 액체로 분리된다.

분리된 기체와 액체는 각각 Turbo Expander와 J-T Valve를 지나면서

압력이 낮아지고 온도는 매우 낮아지게 된다. 이렇게 낮은 온도에서

Distillation Column에 주입되어 증류되면, Column 하부로 NGL이

생성되고, 상부로 Natural Gas가 생성이 된다. 생산된 NGL은

Separator로 주입되기 전의 Feed의 온도를 낮추는데 이용된다. Natural

Gas 역시 Feed의 온도를 낮추는 데 이용되며, Turbo Expander에서

회수한 에너지는 액화공정으로 들어가기 전의 Residue Gas를 다시

⑨ Process Flow Diagram ⑩ 그림 안의 LTS는 Low Temperature Separator를 의미한다.

19

압축하는데 이용된다.

2. GSP

[그림 8] GSP

ISS는 가동유연성과 전반적인 회수율에 한계가 있으므로 이를

보완하기 위하여 이후 다양한 공정이 개발 되었다. [그림 8]은 ISS

공정을 개선한 GSP(Gas Subcooled Process)공정으로 에탄의 회수율이

95%까지 가능하며 CO2의 Freezing Risk를 줄여준다.

ISS와 가장 큰 차이점은 Column의 최상단으로 주입되는 Stream이

다르다는 것인데, GSP의 경우, Column 상부에서 나온 Stream과

열교환을 통해서 온도를 낮추게 되므로, ISS에 비해 더욱 낮은 온도의

Stream이 Column 최상단으로 들어가게 된다. 따라서 ISS보다 에탄의

회수율이 높을 수 있으며, LTS의 온도도 ISS보다 높아도 문제가 되지

않기 때문에 CO2의 Freezing이 발생할 가능성도 적어진다. 하지만

Turbo Expander로 보내는 유량이 적어질 수 있기 때문에 회수할 수

있는 에너지의 양은 GSP가 더 적을 수 있다.

20

3. CRR

[그림 9] CRR

[그림 9]는 Cold Residue Gas-Recycle(CRR)공정으로, GSP를

개선한 공정이다. GSP보다 많은 에너지를 회수할 수 있고, 에탄의

회수율을 높이는 것이 가능하다.

GSP에서 회수되는 에너지의 양을 늘리기 위해 Turbo Expander로

많은 유량을 보내게 되면, Column 최상단으로 들어가는 낮은 온도의

유량이 감소하여 에탄의 회수가 어렵게 되는데, 이 Stream을 CRR

공정에서는 Column 상부에서 생산된 Natural Gas의 일부와 열교환을

하여 Column 최상단으로 다시 주입하여 GSP에서 부족했던, Column의

최상단으로 들어가는 낮은 온도의 유량을 보충한다.

CO2 Freezing 방지를 위해 ISS보다 높은 GSP에서의 LTS의 온도를

더 낮추거나, Column의 운전압력을 낮추어 에탄의 회수율을 더욱 높일

수 있는데 후자의 경우, Residue Gas를 압축하기 위한 Compressor

Power가 더욱 많이 필요하게 되므로 전자의 방법이 현실적이다.

21

4. RSV

[그림 10] RSV

[그림 10]은 Recycle Split Vapor(RSV)공정으로, CRR 공정 이후에

개발이 되었다. NGL회수공정의 마지막에 생산된 Lean Gas의 일부를

Reflux로 이용하는 공정인데, Reflux의 유량을 조절함으로써 NGL로

회수할 대상 Component를 선택할 수 있어, NGL에 들어있는

Component들의 시장 가격에 따라 능동적으로 대처할 수 있는 장점이

있다.

제 3 절 액화공정의 분류

(Venkatarathnam, 2008)에서는 액화공정은 크게 3 그룹으로 분류할

수 있다고 언급하고 있다.

1. Cascade

2. Mixed refrigerant

3. Turbine-based

22

그리고 [그림 11]과 같이 세부적으로 나누어 질 수 있다.

[그림 11] Classification of Liquefaction Processes

Base-load Natural Gas Liquefaction Plant⑪로 가장 많이 운용되고

있는 것은 Mixed Refrigerant을 이용한 액화공정인데, Propane을

이용하여 Precooling을 이용한 C3 MR방법이 가장 많이 쓰이고 있으며,

순문질이 아닌 혼합물을 이용한 Cascade 공정도 최근 들어 많이

증가하고 있다. Mixed Refrigerant를 이용한 공정은 Phase

Separator를 사용하는 공정과 그렇지 않은 공정으로 나눌 수 있고,

Precooling을 하는 공정과 그렇지 않은 공정으로도 나눌 수 있다.

⑪ Base-load Plant는 일년 중, Maintenance를 위한 Shut Down을 제외한 모든

기간 동안 계속해서 운전하는 Plant를 의미한다.

23

Turbine Based 공정은 Peak Shaving Plant ⑫ 에서 자주 이용되는데,

공정이 간단하고 빠른 Startup이 가능하기 때문이다. ⑬

제 4 절 액화공정의 종류

기존에 개발되어 있는 액화공정의 PFD와 설명은 다음과 같다.

1. Cascade

[그림 12] Cascade⑭

순물질로 구성된 여러 개의 냉매사이클을 이용한 것이 Cascade

공정이다. 1941년 Ohio에서 최초로 Peak Shaving Plant에서

사용되었다. 냉매로 사용되는 물질은 끓는점이 낮은 Methane, Ethylene,

Propane 등이 있으며, 독립된 사이클의 개수로 인해 공간에 제약이

없는 육상플랜트에 주로 사용이 된다.

⑫ Peak Shaving Plant는 LNG의 수요나 가격에 따라, 일년 중 운전하는 기간이

150 ~ 200일 정도 되는 Plant를 의미한다. ⑬ (Venkatarathnam, 2008) ⑭ https://www.researchgate.net/figure/224830180_fig5_Fig-5-Triple-

cascade-liquefaction-cycle-with-pure-refrigerant

24

2. SMR (Single Mixed Refrigerant)

[그림 13] PRICO SMR

하나의 혼합 냉매 사이클을 사용하는 SMR 공정은, 구성이 간단한

장점이 있다. 혼합냉매의 성분은 Feed Composition, Feed Pressure,

Ambient Temperature 그리고 Operating Pressure에 크게 영향을

받는다. 최대 생산 가능한 LNG의 양이 1.2 MMTPA ⑮ 로 생산량이

적은 공장에 적용되거나, 패키지의 형태로 적용될 수 있다. [그림 13]은

Separator가 존재하여 NGL/Condensate를 분리해 낼 수 있지만 16 ,

Separator 없이 운영하는 것도 가능하다. 열교환기는 주로 Plate Fin

타입을 이용한다. 0.6 MTPA의 EXMAR Caribbean FLNG Barge와 4.8

MTPA(4 Trains)의 EE Lavacabay FLSO에 적용되었다.17

⑮ Million Metric Tonne Per Annum 16 License : Black & Veatch 17 FLSO는 추후에 Cancel 됨

25

3. C3 MR

[그림 14] C3 MR18

C3 MR공정은 Propane을 이용한 Precooling Circuit과 액화를

완성하는 Mixed Refrigerant Circuit으로 구성된다. Propane Cooling은

Feed Gas의 온도를 낮추고, 부분적으로 액화된 MR을

Precooling하는데 이용된다. Treated Inlet Gas Stream은 Propane과

열교환을 통해 약 영하 30~35도까지 온도가 떨어지게 된다. Propane

Cooling은 최대 4단계의 Flash Stage를 이용해 원하는 온도까지

떨어뜨릴 수 있고 일반적으로 Shell and Tube 타입의 열교환기를

이용한다.

Process Gas Stream의 냉각됨에 따라, Heavier Hydrocarbon들은

응축되어 액화공정으로 들어가기 전에 Lean Gas Stream으로 분리된다.

응축된 Heavier Hydrocarbon들은 NGL회수공정의 Feed로 보내질

수도 있다.

18 License : APCI

26

4. DMR (Dual Mixed Refrigerant)

[그림 15] DMR

마지막으로 두 개의 혼합냉매사이클을 사용하는 DMR 공정은 공정

자체가 크고 복잡한 단점이 있지만, 효율이 높아 SMR 대비, 보다 적은

에너지 투입으로 동일한 양의 LNG를 생산할 수 있다. Offshore

액화공정에 가장 많이 고려되고 있으며, 열교환기는 Spiral Wound

타입을 주로 사용한다. 2.5 MTPA의 INPEX Abadi FLNG와

3.3MTPA의 Coral LNG에 각각 적용되었다.

27

제 3 장 연 구 방 법

제 1 절 FEED 제 1장에서 소개한 선행연구들의 결과가 Lean Gas에도 적용될 수

있는지 확인하기 위해, [표 5]과 같이 3개의 서로 다른 Feed를

마련하였다

[표 5] FEED Composition and Recoverable Liquid

Mole % Feed 1 Feed 2 Feed 3

C1 0.9580 0.9232 0.8883

C2 0.0152 0.0314 0.0469

C3 0.0091 0.0176 0.0265

nC4 0.0078 0.0147 0.0223

nC5+ 0.0029 0.0061 0.0090

N2 0.0070 0.0070 0.0070

Sum 1.0000 1.0000 1.0000

Recoverable Liquids

1.0 GPM 2.0 GPM 3.0 GPM

Composition은 Recoverable Liquid 수치를 기준으로 임의로

결정되었으나, C1부터 C4의 분포가 자연스럽게 감소하도록 하였다.

제 2 절 독립구성

NGL회수공정과 액화공정의 독립구성은 두 공정을 순차적으로 직렬

연결한 구성이다. 대상이 될 NGL회수공정은 GSP를, 액화공정은

PRICO SMR을 선정하였다. 왜냐하면 가장 간단하면서도, 여전히 현업에

많이 사용되고 있기 때문이다. GSP는 2012년 DSME에서 건조된

Cabina Gulf Oil Mafumerira Sul LPG Plan에 적용되었고 19, PRICO

SMR은 Exmar FLNG에 적용되었다.20

PFD을 구성하고 계산하는 데에는, 상용 소프트웨어인 HYSYS v7.3을

19 http://www.ortloff.com/recovery/experience-list/

20 http://bv.com/docs/energy-brochures/lng

28

이용하였다.

[그림 16] GSP와 PRICO SMR의 독립구성

[그림 16]는 GSP와 PRICO SMR을 독립적으로 연결한 구성이다.

ISS를 개선한 GSP는 Column의 최상단으로 들어가는 유량의 온도를 더

낮추어 Column에 주입한다. Expander에서 회수된 에너지는 Residue

Gas의 재압축에 이용이 된다. GSP에서 나온 천연가스가 액화공정의

Feed가 되고, 하나의 혼합냉매사이클을 이용하여 온도를 낮춘다.

마지막으로, JT Valve를 이용하여 압력을 LNG 탱크의 저장 압력

수준으로 낮추어 주고, 이 때 발생한 Gas는 Fuel Gas 등으로 사용을

하게 된다.

제 2 절 통합구성

통합구성을 하는 방법은 Feed Composition, 구성 장비들의 제약

조건 등에 의해 경우에 따라 매우 다양하게 달라질 수 있다. 총 3개의

통합구성을 마련하여 비교 공정으로 채택하였다.

29

1. PRICO Integrated

[그림 17] PRICO INTEGRATED

[그림 17]은 PRICO SMR의 특허를 가지고 있는 Black &

Veatch에서 사용하고 있는 구성이다. Black & Veatch에서는

통합구성을 적용하는 경우, PRICO SMR을 기본으로, [그림 17]과 같은

구성을 통합구성 설계의 Starting Point로 사용하고 있다고 하였다.

기존 PRICO SMR 공정에 ISS의 핵심 부분을 통합하여, NGL

회수율을 더 높일 수 있고, 장비 개수도 줄었다. 현업에서 실제

사용되고 있는 구성이므로 개선 가능성이 높다고 판단하여 비교

공정으로 선택하였다.

30

2. CASE1 Integrated

[그림 18] CASE1 Integrated

[그림 18]은 사전 연구조사에서 참고한 (Cuellar, Wilkinson, Hudson,

& Pierce, 2002)와 (United States Patent No. US6742358 B2,

2004)에서 언급하고 있는 통합구성이다. 액화공정의 냉열을

NGL회수공정에 이용한다. PRICO SMR의 혼합냉매사이클을 이용하여

GSP의 열교환에 필요한 냉열을 제공을 하고, 천연가스를 냉각해서

LNG를 생산하게 된다. 이 공정은 Rich Gas에 대해 LNG 생산효율이

증가하고 있다고 결론을 짓고 있는데, Lean Gas에도 적용할 수 있는지

알아보기 위하여 비교 공정으로 선정하였다

31

3. CASE2 Integrated

[그림 19] CASE2 Integrated

[그림 19]은 사전 연구조사에서 참고한 (United States Patent No.

US6889523 B2, 2005)에서 언급하고 있는 통합구성이다. CASE1

통합구성과는 반대로, NGL회수공정의 냉열을 액화에 이용하는 공정이다.

별도의 액화공정을 두지 않고, Column 상부에서 나오는 유량의 일부와

Fuel Gas를 Cooling Medium으로 사용하여 천연가스의 온도를 낮추어

LNG를 생산할 수 있다.

사전 연구에서는 이 공정도 LNG 생산효율이 개선되는 것으로

나타나고 있다. LNG 생산효율은 Input Energy / LNG Production로

계산할 수 있으며, 그 값이 작을수록 좋은 공정이다. [그림 19]의

공정은 다른 공정에 비해 확실히 LNG 생산량이 적다. 그러나 별도의

액화공정이 없기 때문에 냉매를 압축하기 위한 에너지가 적게 필요하여

결과적으로는 LNG 생산효율의 향상을 가져오는 것이다. 그러나

생산효율이 좋다고 해서 절대적인 LNG의 생산량이 적은 이 공정을,

독립공정 대비 더 나은 공정으로 볼 수 있는지 확인해 볼 필요가 있다.

따라서 Feed의 양, Fuel Gas의 양을 모두 고려하여 경제성을 비교해

보기 위해 대상 공정으로 선택하였다.

제 3 절 경제성 평가 각 공정간에 경제성을 평가하여 LNG와 NGL의 가치와 공정 운영에

필요한 비용을 계산하여 보다 나은 경제성을 가지는 공정을 더 좋은

공정으로 선정하는 것이 Operator나 Owner 입장에 더욱 가까울

것이다.

32

경제성을 계산하기 위해 단순화된 순이익을 계산하여 이를

비교하였는데, 이 수치를 Economic Potential, EP로 부르기로 한다.

EP를 계산하기 위해서는 다음과 같은 항목이 필요하다.

- Total Capital Cost: 모든 장비에 대한 장치비

- Total Production Cost: 상품 생산에 필요한 생산비

- Revenue: LNG와 NGL의 판매로 생기는 총수익

이 세가지 항목에 대한 정보를 가지고 다음과 같이 EP를 계산할 수

있다.

EP = Revenue − (𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇 𝐶𝐶𝑇𝑇𝐶𝐶𝐶𝐶𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇 𝐶𝐶𝑇𝑇𝐶𝐶𝑇𝑇 + 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇 𝑃𝑃𝑃𝑃𝑇𝑇𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑇𝑇𝐶𝐶𝑇𝑇𝑃𝑃 𝐶𝐶𝑇𝑇𝐶𝐶𝑇𝑇)

각 항목에 대한 계산은 다음과 같다.

1. Total Capital Cost (TCC)

가) Compressor, Turbine and Pump

TCC 계산을 위해 먼저 장비들의 Purchase Cost를 계산하는데, 이를

위해서 (Turton, Bailie, Whiting, Shaeiwitz, & Bhattacharyya,

2013)에 나와있는 아래의 계산식을 참고하였다.

log10 𝐶𝐶𝑝𝑝0 = 𝐾𝐾1 + 𝐾𝐾1 log10(𝐴𝐴) + 𝐾𝐾3[log10(𝐴𝐴)]2

[표 6] Purchase Cost 계산식

Variable Meaning SI Unit

Cp

0 Purchased Cost USD

K1, K

2, K

3 Correlation Constant -

A Capacity or Size

parameter for each equipment

Various

각 장비에 따라 Correlation Constant는 다음과 같은 값을 이용한다.

33

[표 7] Correlation Constant for Purchase Cost

Compressor

Compressor Type

K1 K2 K3 Capacity,

Unit Min Max

Centrifugal 2.2897 1.3604 -0.1027 Fluid

Power, kW

450 3000

Axial 2.2897 1.3604 -0.1027 Fluid

Power, kW

450 3000

Reciprocating 2.2897 1.3604 -0.1027 Fluid

Power, kW

450 3000

Rotary 5.0355 -1.8002 0.8253 Fluid

Power, kW

18 950

Turbine

Turbine Type

K1 K2 K3 Capacity,

Unit Min Max

Axial 2.7051 1.4398 -0.1776 Fluid

Power, kW

100 4000

Radial 2.2476 1.4965 -0.1618 Fluid

Power, kW

100 1500

Pump

Pump Type K1 K2 K3 Capacity,

Unit Min Max

Centrifugal pump

3.3892 0.0536 0.1538 Fluid

Power, kW

1 300

Positive Displacement

3.4771 0.1350 0.14380 Fluid

Power, kW

1 100

Reciprocating pump

3.8696 0.3161 0.12200 Fluid

Power, kW

0.1 200

34

나) Vessel and Column

Vessel (including data for distillation towers and packed columns)

Pump Type K1 K2 K3 Capacity,

Unit Min Max

Vertical 3.4974 0.4485 0.1074 Volume,

m3 0.3 520

Horizontal 3.5565 0.3776 0.0905 Volume,

m3 0.1 628

Vessel과 Column의 경우, 주어진 식을 이용하기 위해, Volume이

필요하다. 장비에 유입되는 Stream의 상태를 이용하여 (Manning &

Thompson, 1991)에서 제시된 하기의 식을 이용하여 Vessel의

Diameter를 계산하고 Height는 Diameter의 4배로 일정하게 적용하여

Volume을 계산하였다.

𝑞𝑞𝑠𝑠 = 67824𝐾𝐾𝑠𝑠𝑃𝑃2(1 −𝑀𝑀)𝑃𝑃𝑃𝑃𝑠𝑠𝑇𝑇𝑠𝑠𝑇𝑇

1𝑧𝑧�𝜌𝜌𝑙𝑙 − 𝜌𝜌𝑔𝑔𝜌𝜌𝑔𝑔

�0.5

[표 8] Vessel의 Diameter를 구하기 위한 Parameter

Variable Meaning SI Unit

qs Standard Gas Flow

Rate std m3/d

Ks Gas Sizing

parameter m/s

d Diameter m

M Fraction of Area

Occupied by Fluid -

P, T Pressure,

Temperature kPa, K

Ps, Ts

Standard Pressure,

Standard

Temperature

kPa, K

Z Gas Compressibility

Factor -

35

ρl Liquid Density kg/m3

ρg Gas Density kg/m3

다) Multi Stream Heat Exchanger

Multi Stream Heat Exchanger의 경우, ESDU 97006에 언급하고 있는

B Value를 이용한 방법으로 Purchase Cost를 계산하였다. B Value는

Overall Volumetric Heat Transfer Coefficient를 의미한다. Shell and

Tube Heat Exchanger 설계 시, 열교환 면적을 설계인자로 사용되는

것과 다르게, 부피를 사용하는 방법이다. 열교환기 설계에서 Hot

Stream과 Cold Stream 의 Composite Curve를 그려서 각 부피를

구하기 위한 Zone을 나눈다.

36

[그림 20] Composite Curve 의 예시

[그림 20]에서 보는 것과 같이 열교환에 참여한 Stream이 바뀔

때마다 Composite Curve에 기울기가 바뀌게 된다. 따라서 기울기가

바뀌는 것을 기준으로 부피를 계산하기 위한 Zone을 나눈다. 그리고

다음의 식을 이용하여 각 Zone마다 열교환에 필요한 부피를 계산한다.

37

𝑉𝑉𝑧𝑧 =𝑄𝑄𝑧𝑧/∆𝑇𝑇𝑚𝑚,𝑧𝑧̇

𝐵𝐵𝑧𝑧

𝑉𝑉𝑧𝑧 = 𝐴𝐴𝑃𝑃𝑇𝑇𝐶𝐶𝑣𝑣𝑣𝑣 𝐻𝐻𝑣𝑣𝑇𝑇𝑇𝑇 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃ℎ𝑇𝑇𝑃𝑃𝑎𝑎𝑣𝑣𝑃𝑃 𝑉𝑉𝑇𝑇𝑇𝑇𝑃𝑃𝑉𝑉𝑣𝑣 𝑇𝑇𝐶𝐶𝐶𝐶𝑇𝑇𝑃𝑃𝐶𝐶𝑇𝑇𝑇𝑇𝑣𝑣𝑃𝑃 𝑤𝑤𝐶𝐶𝑇𝑇ℎ 𝑇𝑇ℎ𝑣𝑣 𝑧𝑧𝑡𝑡ℎ 𝑧𝑧𝑇𝑇𝑃𝑃𝑣𝑣

𝐵𝐵𝑧𝑧 = 𝑀𝑀𝑣𝑣𝑇𝑇𝑃𝑃 𝑉𝑉𝑇𝑇𝑇𝑇𝑃𝑃𝑉𝑉𝑣𝑣𝑇𝑇𝑃𝑃𝐶𝐶𝑃𝑃 𝐶𝐶𝑇𝑇𝑣𝑣𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑃𝑃𝐶𝐶𝑣𝑣𝑃𝑃𝑇𝑇 𝐶𝐶𝑇𝑇𝑃𝑃 𝑇𝑇ℎ𝑣𝑣 𝑧𝑧𝑡𝑡ℎ 𝑧𝑧𝑇𝑇𝑃𝑃𝑣𝑣

Mean Volumetric coefficient, Bz는 계산을 해서 값을 얻을 수도

있지만, Stream의 종류와 상태에 따라 제시하고 있는 Convection Heat

Transfer Coefficient, β를 [표 9]를 이용하여 계산할 수 있다.

1𝐵𝐵

=1𝛽𝛽1

+1𝛽𝛽2

[표 9] Estimated Value of β

Fluid β

(kW/m3K)

Hydrocarbons

Liquid 1100

Boiling and condensing 1400

Gaseous : low pressure (2 bar) 80

Gaseous : medium pressure (20 bar) 400

각 Zone 마다 필요한 부피를 구한 다음, 총합의 15%의 마진을 더해서

총 필요한 부피를 계산한다.

V = 1.15�𝑉𝑉𝑧𝑧, 𝑤𝑤ℎ𝑣𝑣𝑃𝑃𝑣𝑣 𝑃𝑃𝑧𝑧 𝐶𝐶𝐶𝐶 𝑇𝑇ℎ𝑣𝑣 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇 𝑃𝑃𝑃𝑃𝑉𝑉𝑛𝑛𝑣𝑣𝑃𝑃 𝑇𝑇𝐶𝐶 𝑧𝑧𝑇𝑇𝑃𝑃𝑣𝑣𝐶𝐶𝑛𝑛𝑧𝑧

𝑧𝑧=1

이렇게 계산된 총 부피를 가지고 ESDU 97006에서 제공하고 있는

[그림 21]을 이용하여 단위 부피당 가격을 읽을 수 있고, 총 부피를

곱해서 부피에 해당하고 Purchase Cost를 얻을 수 있다. active

Volume의 범위에 따라 Curve Fitting하여 수식으로 이용할 수 있도록

하였다.

38

[그림 21] Multi Stream Heat Exchanger의 Purchase Cost

라) 시간에 따른 가치 변환

(Turton, Bailie, Whiting, Shaeiwitz, & Bhattacharyya, 2013)에

제시된 계산 방법과 ESDU 97006에서 제시된 계산 방법은 각각

2001년과 1997년의 가격정보를 기준으로 하고 있다. 따라서 2010년과

2016년의 가치로 변환하여 비교할 필요가 있다. 시간에 따른 가치

변환을 할 때 자주 이용되는 수치인 CEPCI Index를 이용하여 각각

해당 년도에 맞는 가치로 변환을 해주었다. CEPCI Index는 [표 10]를

39

참고하였다.

[표 10] CEPCI Index

Year CEPCI

1997 386.5

2001 397.0

2010 550.8

2016 556.8

마) Lang Factor

지금까지 계산한 Purchase Cost로부터 Capital Cost를 계산해야 한다.

Capital Cost는 Purchase Cost에 Installation, Delivery등의

부대비용을 포함한 금액이다. Lang Factor를 이용하여 Purchase

Cost를 Capital Cost로 변환한다. Lang Factor는 [표 11]을 참고하여

4.74를 적용하였다.

[표 11] Lang Factor

Capital Cost = Lang Factor * Sum of Purchase Costs of All Major

Equipment

Type of Chemical Plant Lang Factor = FLang

Fluid Processing Plant 4.74

Solid-fluid Processing Plant 3.63

Solid Processing Plant 3.10

바) Annualized Cost

지금까지 계산된 Capital Cost를 가지고 Annualized Cost를

계산하는데, 이것은 부동산 할부금을 계산하는 방법과 비슷한 방법이다.

초기 투자금을 은행에 입금해 두었을 때 지정한 기간 후의 복리로

계산된 총 금액과 동일한 금액을 얻기 위해 같은 기간 동안 매년

입금해야 하는 금액을 계산하는 방법이다. (Peters, Timmerhaus, &

West)의 식을 이용하여 아래와 같이 계산할 수 있다.

40

S = A + A(1 + 𝐶𝐶) + 𝐴𝐴(1 + 𝐶𝐶)2+. . +𝐴𝐴(1 + 𝐶𝐶)𝑛𝑛−1 S(1 + 𝐶𝐶) = A(1 + 𝐶𝐶) + 𝐴𝐴(1 + 𝐶𝐶)2+. . +𝐴𝐴(1 + 𝐶𝐶)𝑛𝑛

Si = A[(1 + 𝐶𝐶)𝑛𝑛 − 1]

S = P(1 + 𝐶𝐶)𝑛𝑛 =𝐴𝐴𝐶𝐶

[(1 + 𝐶𝐶)𝑛𝑛 − 1]

A =𝐴𝐴[𝐶𝐶(1 + 𝐶𝐶)𝑛𝑛](1 + 𝐶𝐶)𝑛𝑛 − 1

S = total amount money to compensate

P = deposit total capital cost i = interest rate

n = total period of of time, years A = annual deposit

매년 갚아나가야 하는 금액에 해당하는 금액, A를 계산하고 이것을

365일, 24시간으로 나누어 Hourly Rate으로 계산하였다.

2. Total Production Cost (TPC)

상품 생산에 필요한 비용인 Total Production Cost는 보통 [그림

22]과 같이 구성된다.

[그림 22] 생산비의 구성

본 연구에서는 고정비를 생략하고 변동비만을 계산을 하였다. 왜냐하면

고정비를 계산하는데 필요한 정보들이 공정의 직접적인 성능과 무관하게

책정되기 때문이다. 고정비로 책정되는 비용들의 예시를 보면, 토지

임대비, 사무직 직원들의 월급 등 공정의 상황이 바뀌어도 전혀 영향을

받지 않고 매월 일정하게 지출되는 비용을 의미한다. 반면에 변동비는

상품의 생산량과 관계가 있기 때문에 HYSYS에서 나오는 수치들을

가지고 직접적인 계산을 할 수가 있다. 변동비의 예시를 보면, 장비들을

41

운전하는데 필요한 전기요금, 현장 직원들의 추가근무 수당 등이 있다.

가) Compressor

Compressor에 공급되는 전기 에너지 요금은 미국 에너지 정보청,

EIA21를 참고하여 0.1 USD/kWh로 계산하였다.

나) Cooler

Compressor 후단에 설치된 Cooler 들은 Seawater를 이용한 냉각을

가정하여, Pump 운전 비용을 계산하면 되는데, Compressor 대비

현저히 낮기 때문에 무시하였다.

다) Feed

Feed의 가격을 Cost로 책정하였다. 실제로는 [그림 1]의 Mercury

Removal 공정의 결과물로 나오는 것이므로 Cost가 아니지만,

판매상품인 LNG와 NGL의 입장에서 보면, NGL회수공정으로

들어오는‘재료’에 해당하기 때문에, Feed의 가치를 Cost로 가정하여

Revenue에서 빼서 최종 순이익을 계산하였다.

3. Revenue

공정의 결과물로 나오는 LNG와 NGL의 가격도 EIA의 정보를 이용해

[표 12] 와 같이 책정하였다.

[표 12] LNG와 NGL, Feed의 가격

USD/MMBTU Feed Gas LNG NGL

2010 4.19 9.65 13.46

2016 2.44 7.46 4.83

Feed의 가격은 NGL회수공정을 마치고 Pipe Line으로 이송되는

상품의 가격을 기준으로 책정하였다. NGL 회수공정을 마치기 전이므로

21 www.eia.gov

42

실제로는 이보다 가격이 더 낮을 것이지만, 완전한 상품이 아니므로

가격정보가 존재하지 않기 때문에 Conservative하게 책정하였다.

단위가 USD/MMBTU이므로 USD/h로 바꿔주기 위해 다음과 같은

계산을 한다.

Revenue�𝑈𝑈𝑈𝑈𝑈𝑈ℎ� = 𝑃𝑃𝑃𝑃𝐶𝐶𝑃𝑃𝑣𝑣 �

𝑈𝑈𝑈𝑈𝑈𝑈𝑀𝑀𝑀𝑀𝐵𝐵𝑇𝑇𝑈𝑈

� ∗ 𝑉𝑉𝑇𝑇𝐶𝐶𝐶𝐶 𝐶𝐶𝑇𝑇𝑇𝑇𝑤𝑤 �𝑘𝑘𝑎𝑎ℎ� ∗ 𝐻𝐻𝐻𝐻𝑉𝑉 𝑉𝑉𝑇𝑇𝐶𝐶𝐶𝐶 �

𝑘𝑘𝑘𝑘𝑘𝑘𝑎𝑎�

∗ �1 𝑀𝑀𝑀𝑀𝐵𝐵𝑇𝑇𝑈𝑈

1055.055𝑘𝑘𝑘𝑘�

2010년에는 NGL의 가격이 LNG보다 더 높았지만, 2016년에는

LNG의 가격이 NGL 보다 더 높다. 따라서 2010년 가격에서는 NGL을

많이 생산하는 것이 더욱 이득이 될 테고, 2016년 가격에서는 LNG를

많이 생산하는 것이 더 많은 순이익을 낼 수 있다. 따라서 2010년과

2016년의 LNG와 NGL의 가격을 각각 적용하여, 상품 가격에 따른

영향이 있는지 살펴볼 필요가 있다.

제 4 절 공정 최적화

각 공정간에 가장 좋은 경제성을 얻기 위하여, 즉, 가장 높은

Economic Potential을 얻기 위하여 EP를 목적함수로 최적화를

수행하였다. 최적화 방법은 많은 수의 변수를 다루기에 적합한 유전

알고리즘(Genetic Algorithm)을 선택하였다.

[표 13] 각 공정 별 변수의 개수

INDEPENDENT PRICO

INTEGRATED CASE 1

INTEGRATED CASE 2

INTEGRATED

변수 개수

18 14 24 16

최적화의 제약조건은 [표 14]와 같다.

[표 14] 최적화 제약 조건

Property Criteria

Heat Minimum Temp. App. Higher than 3℃

43

Exchanger

LNG C5+ mole % Less than 0.1

NGL Vapor Pressure at

37.8℃ Less than 41.37 bar

NGL C3+ Recovery Higher than 90%

NGL의 Vapor Pressure에 관한 제약 조건은 일반적으로는 적용하지

않는다. 그러나 본 연구에서는 적용하지 않으면, NGL의 가격이

LNG보다 높은 경우, C1과 C2 같은 Light Hydrocarbon이 NGL에서

회수되고 LNG의 양이 줄어드는 경우가 생길 수가 있는데 이것은

실제로 일어날 수 없는 일이기 때문에 이런 경우를 배제하기 위하여

적용하였다. 41.37 bar의 수치는 (Gas Processors Suppliers

Association, 2012)를 참고하였다.

44

[그림 23] 최적화 과정 Flow Chart

[그림 23]는 최적화 과정이 이루어지는 전체 흐름도를 보여주고 있다.

유전알고리즘의 구성과 실행은 MATLAB을 이용하였고, 열역학적

계산과 Economic Potential의 계산은 HYSYS를 이용하였기 때문에 두

개의 Software를 실시간 연동하여 사용하였다. MATLAB에서 구현한

유전 알고리즘은 APPENDIX 1에 첨부하였다.

유전 알고리즘을 구현하는데 있어, Selection Method는 Stochastic

Uniform을 사용하였고, Crossover Method는 Scattered With Binary

Random Vector 방법을 적용하였다. Population은 20을 기준으로 30,

50, 최대 100까지 적용하였으며, Generation은 10으로 고정하였다. 매

세대마다 Elite는 EP가 높은 상위 10%로 선정하였으며, Mutation은

MATLAB에서 제공하고 있는 기본적인 방법을 그대로 적용하였다.

유전 알고리즘 자체는 전역 최적화가 가능한 방법이지만, 변수들의

HYSYS

45

범위를 어떻게 잡아주느냐에 따라 지역최적이 나올 수도 있다. 그래서

각 변수들의 모든 범위에 대해서 최적화를 수행하여 Feasible

Solution을 먼저 찾고, EP가 증가하는 한도 내에서 그 해를 중심으로

변수들의 범위를 증가시키면서 최적화를 실시하여, 가능한 전역 최적을

찾을 수 있도록 하였다.

46

제 4 장 연 구 결 과 및 분석

4장에서는 Economic Potential의 최종값과 그 원인에 대해서

언급하고, EP를 구성하는 자세한 값은 APPENDIX 2에 첨부하였다.

제 1 절 2010년 가격 NGL의 가격이 LNG보다 더 높은 2010년의 경우, 최적화를 마친

공정들의 EP는 [표 15]와 같다.

[표 15] 2010년 가격 기준의 EP

Feed by Recoverable Liquid

1.0 2.0 3.0 INDEPENDENT 29964 31267 32979

PRICO INTEGRATED 29637 31177 32960 CASE1_INTEGRATED 30719 32649 34411 CASE2_INTEGRATED 22237 23152 25104

[그림 24] 2010년 가격 기준의 EP

47

NGL의 가격이 더 높은 2010년의 경우, 전체적으로는 Recoverable

Liquid의 수치가 커질수록, EP가 상승하였는데, 수치가 커질 수록 더

비싼 NGL이 많이 들어 있기 때문이다.

CASE1 통합구성이 가장 높은 경제성을 보여주었는데, 두 번째로 높은

독립구성과 비교했을 때, LNG와 NGL의 판매수익이 더 많았고,

Compressor Power 비용이 더 낮아 결과적으로 높은 EP가 나왔다.

제 2 절 2016년 가격

LNG의 가격이 NGL보다 더 높은 2016년의 경우, 최적화를 마친

공정들의 EP는 [표 16]과 같다.

[표 16] 2016년 가격 기준의 EP

Feed by Recoverable Liquid

1.0 2.0 3.0 INDEPENDENT 24489 24080 23543

PRICO INTEGRATED 24321 23314 22668 CASE1_INTEGRATED 23825 22743 22204 CASE2_INTEGRATED 18372 18221 17873

[그림 25] 2016년 가격 기준의 EP

48

2010년과 다르게 Recoverable Liquid 수치가 증가할 수록 EP가

낮아진다. 또한 가장 높은 EP를 보인 독립공정은, 2010 가격일 때와

동일하게, 다른 공정에 비해 Revenue가 높고 Compressor Power가

적게 들어, 가장 높은 EP를 보였다.

제 3 절 결과 분석

가장 좋은 경제성을 공정은, 높은 Revenue와 낮은 Compressor

Power 가지고 있었다.

[표 17] 공정간 상세 비교

2010, 1.0 GPM INDEPENDEN

T PRICO

INTEGRATED CASE 1

INTEGRATED CASE 2

INTEGRATED LNG mass flow

(tonne/h) 108 109 109 78

NGL mass flow (tonne/h)

10 9 10 16

FG mass flow (tonne/h)

1.6 1.5 0.5 25.7

COMP' power (kW)

43504 43636 40081 14712

2016, 1.0 GPM INDEPENDEN

T PRICO

INTEGRATED CASE 1

INTEGRATED CASE 2

INTEGRATED LNG mass flow

(tonne/h) 110 109 111 82

NGL mass flow (tonne/h)

9 9 8 13

FG mass flow (tonne/h)

1.2 1.4 0.5 24.8

COMP' power (kW)

42912 43779 52981 13598

[표 17]의 1.0 GPM의 Feed 1을 살펴보면, Revenue는 생산되는

LNG와 NGL의 양, 그리고 Fuel Gas로 나가는 양에 따라 조금씩 다르게

나왔다. Fuel Gas의 양을 최소로 줄이고, 최적화 제약조건을 만족하는

한에서 LNG와 NGL 중 판매가격이 높은 쪽을 많이 생산해야

Revenue가 높게 나온다.

또한 Compressor Power가 차이가 나는 이유는, 혼합냉매의 압력을

높이는데 필요한 에너지가 냉매의 양과 최종 압력에 따라 다르기

때문이다. 이것은 최적화 결과에 의해 따라 결정이 되는데, 특히

2016년 CASE 1 통합구성의 경우, LNG를 더 많이 생산하기 위해

결정되는 변수들의 값이 열교환기의 효율을 떨어뜨리는 쪽으로 진행되고,

49

이 떨어지는 효율을 냉매의 양이 증가하는 쪽으로 보상하고 있기 때문에

많은 양의 냉매를 압축하기 위한 에너지가 많이 필요하게 되었다.

NGL과 LNG의 가격비에 따른 EP의 추세를 더욱 자세히 보기 위해,

2010년, 2016년의 가격 외에, [표 18]과 같이 두 개의 가격을 추가로

설정하여 Recoverable Liquid 값이 1.0인 Feed 1에 적용하여 비교해

보았다. 두 개의 추가적인 비는 2010년과 2016년의 가격비를 보간하여

결정하였다.

[표 18] LNG와 NGL의 가격비 추가

USD/h LNG NGL NGL/LNG 2010 9.65 13.46 1.39

20XX_1 8.63 9.49 1.10 20XX_2 8.06 7.25 0.90 2016 7.46 4.83 0.65

[그림 26] LNG와 NGL의 가격비 추가

NGL과 LNG의 가격비가 1보다 커지는 구간, 즉, NGL이 LNG 보다

더 비싸지는 구간에서는 CASE1 통합구성이 독립구성보다 좋은 EP를

보이는 것을 알 수가 있다.

50

제 5 장 결론 및 향후 연구 방향

본 연구는 기존의 연구들이 LNG 생산효율을 기준으로 독립구성과

통합구성을 비교한 방법과는 다르게, 비용과 수익을 고려한 경제성을

기준으로 하여, 공정 구성을 비교하였다. 그리고 그 방법에 따라 GSP와

PRICO SMR의 독립구성과 통합구성을 비교하여, NGL과 LNG의 가격에

따라 다른 경제성을 보여줄 수 있다는 것을 확인하였다.

최종적으로 NGL이 LNG 보다 비쌀 때, 통합구성이 더 나은 경제성을

보일 수 있음을 확인하였다.

이러한 사실은 NGL회수공정과 액화공정을 구성할 때, LNG와 NGL의

시장가격을 고려한 공정 구성의 가이드 라인으로 참고할 수 있을 것이다.

[그림 27]은 열교환기의 부피의 비교를 나타낸 것이다.

[그림 27] 열교환기의 부피 비교

독립구성에 비해 통합구성의 열교환기의 부피가 훨씬 더 작은 것을

알 수 있다. FLNG Cargo Deck 위의 공간의 경제적 가치를 생각해 볼

때, 이것은 경제성 평가에 큰 영향을 미칠 것으로 생각된다. Cargo

Deck 위의 공간에 대한 경제성 평가 방법을 마련하여 이러한 영향을

반영할 수 있다면, 좀 더 다양한 시각을 고려한 경제성 평가방법이 될

수 있을 것이다.

51

APPENDIX 1 EP Result Specific

1.0 2.0 3.0 1.0 2.0 3.0

EP 29964 31267 32979 EP 24489 24080 23543

LNG 54289 51661 48205 LNG 42742 40788 38413NGL all 6769 10255 14757 NGL all 1964 3214 4593

Equip' cost 686 710 679 Equip' cost 728 714 694Comp. Power 4350 4147 3669 Comp. Power 4291 4184 3783Cooler Power 0 0 0 Cooler Power 0 0 0

Column Power 95 5 8 Column Power 79 6 62Feed 25961 25787 25627 Feed 15118 15017 14923

0C3 recovery (%) 99 96 97 C3 recovery (%) 90 91 90

C5 in LNG (mole%) 0 0 0 C5 in LNG (mole%) 0 0 0NGL True VP (bar) 40.26 28.28 29.88 NGL True VP (bar) 19.74 22.62 17.18

LNG mass flow (tonne/h) 108 103 96 LNG mass flow (tonne/h) 110 105 99NGL mass flow (tonne/h) 10 16 23 NGL mass flow (tonne/h) 9 14 20

FG mass flow (tonne/h) 2 1 1 FG mass flow (tonne/h) 1 1 0

LNG Efficiency (kWh/tonne) 403 402 381 LNG Efficiency (kWh/tonne) 390 397 380

HX vol. (sq.m) 73 107 92 HX vol. (sq.m) 102 107 98

EP 29637 31177 32960 EP 24321 23314 22668




C3 recovery (%) 90 90 91 C3 recovery (%) 90 90 90C5 in LNG (mole%) 0 0 0 C5 in LNG (mole%) 0 0 0NGL True VP (bar) 25.67 34.44 41.22 NGL True VP (bar) 23.55 37.20 33.73





EP 30719 32649 34411 EP 23825 22843 22204




C3 recovery (%) 100 100 100 C3 recovery (%) 91 92 90C5 in LNG (mole%) 0 0 0 C5 in LNG (mole%) 0 0 0NGL True VP (bar) 30.95 38.19 40.54 NGL True VP (bar) 40.44 33.50 31.63





EP 22237 23152 25104 EP 18372 18221 17873




C3 recovery (%) 100 100 99 C3 recovery (%) 98 98 92C5 in LNG (mole%) 0 0 0 C5 in LNG (mole%) 0 0 0NGL True VP (bar) 40.03 39.77 41.29 NGL True VP (bar)





PRICO INTEGRATED

CASE1_INTEGRATED

CASE2_INTEGRATED

Recoverble Liquid (GPM)2010PRICE

2016PRICE

Recoverble Liquid (GPM)

INDEPENDENT

52

APPENDIX 2 MATLAB Code

Main Function

53

54

55

56

Objective_Fcn

57

Constraint_Fcn

58

59

60

61

62

참고 문헌

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64

Abstract

Comparative Study of Formations

of NGL Recovery and Liquefaction

Process for Lean Gas

Jun Hyo Lee

Naval Architecture and Offshore Engineering

The Graduate School

Seoul National University

Natural gas processing of FLNG is important because it is an

energy source in offshore. Raw fluid from reservoir processes for

pretreatment and then liquefied. During this, temperature decrease

as low as -160°C. To prevent icing and meet specification as a

product in market, Natural Gas Liquids must be removed through

NGL recovery process.

As portion of Lean gas reservoir increases and drilling and

processing method of shale gas which contain low heavy

hydrocarbon is developed, lean gas processing plant will be

required. However, recent low LNG and NGL price result in

decreased profit. To improve situation, Integration of NGL recovery

and liquefaction has been studied. Studies have focus on rich gas

feed and LNG production efficiency improvement. If input and

output are not in identical condition for comparative studies, LNG

production efficiency is not a good criteria.

In this study, economical comparison method is applied to compare

formation of NGL recovery and liquefaction for lean gas feed. GSP

65

as NGL recovery and PRICO SMR as liquefaction are selected.

Independent formation which is sequential formation and some

integrated formation from previous studies are introduced. Different

LNG and NGL prices are considered and optimization with genetic

algorithm is performed.

As a result, economic result depends mainly on both price of

LNG/NGL and compressor power. When NGL is more expensive

than LNG, integration formation could be economically better

formation. And this information could be used to determine

formation of NGL recovery and liquefaction of offshore project with

respect to economical point of view.

Keywords : NGL Recovery, Liquefaction, GSP, PRICO SMR

Student Number : 2015-21174

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