해양선박 LNG 벙커링 번역(영어 원본)1. Introduction
The effect of increasingly stricter air emissions legislation implemented through International Maritime Organization (IMO) Annex VI and other local air quality controls, together with favorable financial conditions for the use of natural gas instead of liquid fuel oil as a bunker fuel is increasing the number of marine vessel owners that are considering the use of liquefied natural gas (LNG) as a fuel. Existing United States Coast Guard (USCG) regulations address the design, equipment, operations, and training of personnel on vessels that carry LNG as cargo in bulk and address fueling systems for boil-off gas used on LNG carriers. The use of LNG as fuel for ships other than those carrying LNG as cargo is a relatively new concept in North America. United States (U.S.) and Canada regulations and USCG policy for vessels receiving LNG for use as fuel are in development to address this option for marine fuel.
This study was developed to assist LNG stakeholders in implementing the existing and planned regulatory framework for LNG bunkering. This study helps owners and operators of gas-fueled vessels, LNG bunkering vessels, and waterfront bunkering facilities by providing information and recommendations to address North American (U.S. and Canada) federal regulations, state, provincial and port requirements, international codes, and standards.
LNG has different hazards than traditional fuel oil; therefore, operators must clearly understand the risks involved with LNG bunkering. An assessment of various bunkering operations and the associated hazards and risks is provided. Templates are provided for stakeholders to use in conducting appropriate hazards identification and analysis.
Details on LNG production in the U.S. and Canada and LNG sources in various geographic regions provide an overview of the current North American infrastructure to support LNG bunkering operations. Local regulations are widely varied in maturity and content. To assist stakeholders in planning and execution of LNG bunkering projects, this study provides a structured process for implementing an LNG project with regard to seeking compliance with local regulations.
1.1. LNG Drivers
Decisions to convert to LNG involve consideration of factors primarily involving:
• Compliance with emissions regulations, and
• Economic and cost drivers, including fuel costs, repowering and new builds, availability, and cost of LNG.
1.1.1. Emissions Regulations
The IMO has adopted emission standards through Annex VI of the International Convention for the Prevention of Pollution from Ships (MARPOL). The emission regulations in Annex VI include, among other requirements, a tiered compliance system introducing increasingly stricter limits on emissions of sulfur oxide (SOx), nitrogen oxide (NOx), and particulate matter (PM). In addition to global requirements, designated areas called emission control areas (ECAs) are subjected to more stringent requirements for the same emissions. Two separate ECAs are currently enforced in the North American region: the North American ECA and the U.S. Caribbean Sea ECA.
NOx tier II requirements are currently in effect for applicable marine engines, and in ECA areas, more stringent tier III requirements begin on January 1, 2016.
The tiered approach for sulfur means that the existing global maximum sulfur content of 3.5% will be reduced to 0.5%, either in 2020 or 2025, depending on the outcome of an IMO review in 2018. In designated ECA areas, the current 1.0% sulfur fuel requirement will be reduced to 0.1% on January 1, 2015.
Complying with the international and U.S. Environmental Protection Agency (EPA) regulations requires switching either to a distilled fuel, such as marine diesel oil (MDO) or marine gas oil (MGO), using another alternative fuel such as natural gas, or installing an exhaust gas scrubber system.1
Critical among these regulations are the measures to reduce SOx emissions inherent with the relatively high sulfur content of marine fuels. Ship designers, owners, and operators have three general routes to achieve SOx regulatory compliance:
1. Use low sulfur residual or distillate marine fuels in existing machinery,
2. Install new machinery (or convert existing machinery where possible) designed to operate on an inherently low sulfur alternative fuel, such as LNG, or
3. Install an exhaust gas cleaning (EGC) after-treatment system (scrubber).
Marine fuel that meets the sulfur content requirements can be produced through additional distillation processing. Currently, low-sulfur MDO and MGO fuels are nearly double the cost of the heavy fuel oil (HFO). Switching a ship from HFO to MDO/MGO fuel could result in a significant increase in overall vessel operating costs. In addition, these costs are expected to increase over time as demand for low sulfur fuel increases.
Another emissions compliance approach is to use a scrubber installed in the exhaust system that treats the exhaust gas with a variety of substances, including seawater, chemically treated freshwater, or dry substances, to remove most of the SOX from the exhaust and reduce PM. After scrubbing, the cleaned exhaust is emitted into the atmosphere. All scrubber technologies create a waste stream containing the substance used for the cleaning process, plus the SOX and PM removed from the exhaust.
While scrubbers offer the potential for lower operating costs through the use of cheaper high sulfur fuels, purchase, installation, and operational costs associated with scrubbers would also need to be considered. These costs should be assessed against the alternatives of operating a ship on low sulfur distillate fuel or an alternative low sulfur fuel, such as LNG. Fuel switching, meaning using higher sulfur fuel where permitted and lower sulfur fuel where mandated, has its own complications and risks, but should also be considered as part of the evaluation of possible solutions to the emissions regulations. Refer to the ABS Fuel Switching Advisory Notice2 for more information on the issues related to fuel switching. |
해양선박 LNG 벙커링 번역(한국어 번역본)1. 머리말
국제해사기구 (IMO, International Maritime Organization) 부속서 VI와 기타 지역별 대기질 관리법을 통해 시행되는 대기 배출법이 점점 엄격해지고 액체 연료유 대신 천연가스를 벙커유로 사용하기에 유리한 금융적 조건이 형성되면서 갈수록 많은 선주들이 액화천연가스 (LNG)를 연료로 사용하는 방안을 고려하고 있다. 기존의 미국 해안경비대 (USCG, United States Coast Guard) 규제는 산적화물로 LNG를 수송하는 선박의 승조원 교육, 운전, 장비, 설계와 LNG 운반선이 사용하는 보일오프가스를 위한 연료공급 시스템을 다룬다. 북미에서는 LNG를 화물로 수송하는 선박이 아닌 다른 선박의 연료로 LNG를 사용하는 것이 상대적으로 새로운 개념이다. 이를 위해 연료로 사용하기 위한 용도로 LNG를 공급받는 선박에 대한 미국과 캐나다의 규제와 USCG 정책이 개발되고 있다.
본 연구의 목표는 LNG 이해관계자들이 기존의 확립된 규제적 프레임워크를 LNG 벙커링에 시행하는 과정에 도움을 주는 것이다. 본 연구는 정보와 권고사항을 제공함으로써 가스연료 선박, LNG 벙커링 선박, 수변 벙커링 시설 운영자와 소유주가 북미 (미국과 캐나다) 연방규제, 주, 지방 및 항만 요건, 국제코드, 표준을 다룰 수 있도록 돕는다.
LNG는 전통적인 연료유와는 다른 위험요소를 가지고 있다. 따라서 운영자들은 LNG 벙커링과 관련된 리스크를 명확하게 파악해야 한다. 다양한 벙커링 작업과 그에 따른 위험 및 리스크에 대한 평가가 제시되어 있다. 이해관계자들이 위험요소를 적절히 규명하고 분석하기 위해 사용할 수 있는 서식도 제공한다.
미국과 캐나다의 LNG 생산과 다양한 지역의 LNG원에 대한 상세한 정보는 LNG 벙커링 작업을 지원하기 위한 북미의 현존 인프라에 대한 개관을 제공한다. 지역별 규제는 그 내용과 완성도의 차이가 크다. 이해관계자들이 LNG 벙커링 프로젝트를 기획하고 시행하는 과정에 도움을 주기 위해 본 연구는 지역규제 준수와 관련하여 LNG 프로젝트를 시행하기 위한 구조적인 프로세스를 제공한다.
1.1. LNG 동인
LNG로 전환하는 결정을 내리기 위해서는 아래의 항목과 관련한 요소를 고려해야 한다.
* 배출규제 준수
* 연료비, 동력 재공급과 NEW BUILDS, 이용 가능성, LNG 비용 등의 경제적 및 비용적 동인
1.1.1. 배출 규제
IMO는 오염방지 협약 (MARPOL, International Convention for the Prevention of Pollution from Ships) 부속서 VI를 통해 배출표준을 도입했다. 부속서 VI의 배출규제에는 다른 요건과 함께 황산화물, 질소산화물, 입자상 물질의 배출을 갈수록 엄격하게 제한하는 단계별 준수 시스템이 포함되어 있다. 국제적 요건 외에도 배출통제지역 (ECA, Emission Control Area)이라 불리는 지정 구역에서는 동일한 수준의 배출에 보다 엄격한 요건이 적용된다. 현재 북미지역에서는 북미 ECA와 미국 카리브해 ECA 등 두 개의 ECA가 개별적으로 시행되고 있다.
황산화물 단계 Ⅱ 요건은 현재 적용 가능한 선박기관과 ECA 구역에서 적용되고 있으며 보다 엄격한 단계 Ⅲ 요건은 2016년 1월부터 적용된다.
황에 단계별 접근법을 사용하는 것은 2018년 IMO의 평가결과에 따라 과거 3.5 퍼센트였던 전세계 최대 황 보유량이 2020년 또는 2025년경에 0.5 퍼센트로 감소할 것이기 때문이다. 지정된 ECA 구역에서는 현행 1.0 퍼센트인 황 연료 요건이 2015년 1월 1일에 0.1 퍼센트로 줄어들 것이다.
국제규제와 미국 환경보호청 (EPA, Environmental Protection Agency) 규제를 준수하기 위해서는 천연가스와 같은 또 다른 대체연료를 사용하여 선박용 디젤유 (MDO, marine diesel oil) 또는 해상 가스유 (MGO, marine gas oil)와 같은 증류연료로 전환하거나 배출가스 집진장치를 설치해야 한다.
이러한 규제에서는 해양연료의 황 함량이 상대적으로 높아서 발생하는 황산화물 배출량을 줄이기 위한 조치가 중요한 부분을 차지한다. 선박 설계자, 선주, 운전자들은 황산화물에 대한 규제를 준수하기 위해 다음과 같은 세 가지 일반적인 절차를 따라야 한다.
1. 기존 설비에서 증류 해양연료 또는 황 함량이 낮은 잔여물을 사용한다.
2. LNG와 같이 원래 황 함량이 낮은 대체연료를 통해 작동하도록 설계된 새로운 설비를 설치한다 (또는 가능한 경우 기존의 시스템을 전환한다). 또는
3. 배기가스 정화장치 (EGC, exhaust gas cleaning) 후처리 시스템 (집진기)를 설치한다.
추가적인 증류처리를 통해 황 함량 요건에 부합하는 해양연료를 생산할 수 있다. 현재 저황 MDO 및 MGO 연료의 가격은 중유 (HFO, heavy fuel oil)의 2 배에 가깝다. 선박의 연료를 HFO에서 MDO/MGO 연료로 전환하면 전체 선박 운영비용이 크게 상승할 수 있으며, 저황연료에 대한 수요가 증가하면 이러한 비용은 상승할 것이다.
배출규제를 준수하기 위한 또 다른 방법은 해수, 화학 처리된 민물 또는 건조물질 등의 다양한 물질로 배출가스를 처리하는 배기장치에 설치된 집진기를 사용하여 배출가스에서 대부분의 황산화물을 제거하고 PM을 줄이는 것이다. 집진 후에 세정된 배출가스가 대기로 방출된다. 모든 집진기 기술은 배출가스의 PM 및 황산화물과 함께 세정과정에서 사용한 물질을 함유하고 있는 폐기물 스트림을 발생시킨다.
집진기는 상대적으로 저렴한 고황연료를 사용함으로써 운영비용을 낮출 수 있는 가능성을 제공하지만 집진기와 관련한 구매, 설치, 운전비용 또한 고려해야 할 것이다. 이러한 비용을 저황증류연료 또는 LNG 등의 대체 저황연료를 사용하는 선박을 운영하는 대안과 비교해 보아야 한다. 허가된 경우 황 함량이 높은 연료를 사용하고 의무화 되어 있는 경우 황 함량이 상대적으로 낮은 연료를 사용하는 것을 의미하는 연료전환에도 문제와 리스크가 따른다. 그러나 배출규제에 대한 해결책을 평가하는 과정의 일환으로 연료전환 또한 고려해야 한다. 연료전환과 관련한 문제에 대한 보다 자세한 정보는 ABS 연료전환 경고통보 (ABS Fuel Switching Advisory Notice) 를 참조한다. |
