LNG 재기화 공정 번역(한국어 원본)2. THE FSRU VESSEL
2.1 LNG Regasification Process
Fig. 1에 나타낸 LNG-FSRU에 대한 공정의 흐름도와 같이, LNG carrier로부터 loading arms을 거쳐 탱크에 저장된 LNG는 해수의 열을 이용하여 기화하게 되며, 재기화된 천연가스는 Metering과 Turret을 거쳐 파이프라인을 통하여 육상으로 이송된다. 여기서, LNG-FSRU는 발생되는 Boil-Off Gas의 압축 및 응축 과정도 포함한다. 그리고 이러한 LNG의 재기화 공정뿐만 아니라, 탑재된 유틸리티 및 탑승자를 위한 accommodation에 의해서 소비되는 전기를 공급하기 위해서 대형 발전 설비가 설치된다.
본 연구에서 사용된 FSRU에서 LNG가 처리되는 기본 용량은 713,700 kg/h (약 800 mmSCFD)로 일정하게 설정하였다 [15]. 여기서, 그 LNG는 Table 1에서 나타낸 바와 같은 chemical composition을 갖는다 [3]. 그 LNG의 초기 온도 및 그 기화된 NG는 각각 -165 ℃ 및 0 ℃로 정의되었다. 그 기화열을 공급하는 해수의 입구 및 출구의 온도는 각각 15 ℃ 및 5 ℃로 고정하였다 [3]. 또한, 그 LNG의 재기화 과정 및 선박의 운전에 소비되는 전력을 공급하기 위해서, 8.55 MW의 최대 출력을 갖는 디젤 발전기 2 대에 의해서, 각각 75 % load의 normal operation mode로 동시에 구동될 때에 총 12.825 MW의 전력이 상시 생산되어진다 [15]. 그 발전기들로부터 351 ℃의 온도를 갖는 총 26.8 kg/s의 exhaust gas가 대기 중으로 방출된다 [16].
2.2 Thermodynamic Cycles for the Energy Recovery
The FSRU vessel에서 방출되는 폐열을 회수하기 위해서, A, B, C의 3 가지 타입의 열동력 사이클을 적용한 LNG 재기화 공정도를 Fig. 2에 나타내었다. 우선, Fig. 2a (Type A)에서, 그 P-100의 펌프는 LNG_1에서 LNG_2 상태로 LNG를 0.50에서 5.00 MPa로 승압시키는 역할을 한다. 그리고 그 LNG_2는 a primary Rankine cycle 내에 first-stage heat exchanger에 의해서 LNG_3로 예열된다. 그 primary cycle은 작동 유체로서 Propane이 적용된 전형적인 Rankine 사이클로 구성된다. 즉, P-101의 펌프를 통해 가압되고, 해수를 열원으로 하는 Q1의 증발기에 의해서 기화된다. 가압 기화된 작동유체는 K-100의 터빈에서 팽창일로 W_t1의 전력을 생산하고 LNG-100의 the first-stage heat exchanger에서 LNG와의 열교환을 통해 그 작동 유체는 저온 저압으로 다시 액화되어 펌프로 공급된다. 그 다음 단계로, LNG_3의 the preheated LNG는 LNG-101의 the second-stage heat exchanger에서 해수에 의해서 재가열되어 정의된 사양의 Natural Gas로 생산되어 진다.
In order to enhance the electricity production rate from the waste heat, a secondary Rankine cycle in serial type has been employed. The secondary Rankine cycle은, Fig. 2b (Type B)와 같이 P-103의 펌프, Q2의 증발기, K-101의 터빈, 그리고 LNG-102의 응축기로 구성되며, the primary Rankine cycle을 통과한 the preheated LNG와 해수와의 온도 차이를 이용하여 Propane의 동일한 작동유체에 의해서 W_t2의 전기를 추가로 생산한다. 한편 Fig. 2c (Type C)는, the secondary Rankine cycle에서 a heat reservoir part로서 해수의 SW_7 및 SW_8의 입출구 대신에, 상대적으로 더 고온의 유한한 열원으로서 그 발전기의 배기 가스로 EG_In 및 EG_Out으로 대체하여 그 사이클 내부에 온도차의 증가를 고려하였다. 일정한 사양의 Natural Gas를 생산하기 위해서, 공통적으로 그 출구의 LNG_4는 the second-stage heat exchanger에 의해서 조절된다.
2.3 Calculation Condition
The LNG regasification 공정의 모델링 및 열역학적 해석을 위해서, LNG를 포함한 다양한 hydrocarbons 계열의 thermodynamic properties에 대하여 비교적으로 정확한 예측 성능을 발휘하는 the Peng-Robinson Equation of State가 적용된 Aspen HYSYS (ver. 7.3)의 commercial simulation tool을 사용하였다 [17-19].
그 713,700 kg/h 의 일정한 용량으로 재기화되는 그 과정에서, 본 연구에서 정의된 폐열회수 시스템에 대한 열동력 성능을 조사하는 데 있어서 Table 2과 같은 구속 조건들이 적용되었다. 본 계산에서는 C3_1과 C3_5의 펌프 입구들 뿐만 아니라 C3_2와 C3_6의 그 출구들에서 작동 유체의 quality는 모두 x = 0 (no vapor)로 제한하였다. 그리고 C3_3와 C3_7의 터빈 입구들은 x = 1 (no liquid)로 제한하였다. 한편, 그 터빈과 펌프의 efficiencies는 각각 0.75로 고정하였고 그 터빈에서 생산되는 동력은 손실없이 바로 전력으로 변환된다고 가정하였다.
열원으로서 sea water는 a pure H2O로, Exhaust gas는 a pure Air로 취급하였다. 대향류의 LNG에 대한 열교환기는 Plate-fin type을 적용하였고, 해수 및 배기 가스에 대한 열교환기는 Shell-tube type을 채용하였다. 그 열교환기들의 내부에서 발생되는 열손실은 무시되었고, 게다가, 그 열교환기들의 그 입출구에 대하여, C3_1은 -150.00 ℃로, C3_3은 10.00 ℃로, 해수 열의 경우에 C3_7은 10.00 ℃로, 배기 열의 경우에 C3_7 = 346.00 ℃로 특정한 값으로 고정시켰다. 전체적으로 그 공정 내에 파이프에 대한 압력이나 열의 손실들은 모두 무시되었다. |
LNG 재기화 공정 번역(영어 번역본)2. FSRU VESSEL
2.1 LNG Regasification Process
As shown in the flow of LNG-FSRU, which is displayed in the Fig. 1, LNG’s are transported to storage tanks through loading arms from LNG carriers and the stored LNG’s are gasified using the heat of seawater. Then, the re-gasified natural gases are transported to ground through metering and turrets, and pipelines. Here, the pressurizing and condensation of boil-off gas are also included in the LNG-FSRU. A large capacity generator is necessary for providing electricity not only for the re-gasification process of LNG’s but also for the accommodations for on-board utilities and crews and passengers of the ship.
The basic capacity of processing LNG’s of the FSRU used in this study is consistently set at 713,700 kg/h (approximately 800 mmSCFD) [15]. Here, such LNG’s have chemical compositions shown in the Table 1 [3]. The initial temperature of the LNG’s and the temperature of the gasified LNG are defined as -165 oC and 0 oC, respectively. The input and output temperature of seawater, which provide the gasification heat are fixated at 15 oC and 5 oC, respectively [3]. In addition, two diesel generators, with a maximum output of 8.55 MW each, were installed to provide electricity required for the LNG regasification and the ship operation. They generate 12,825 MW of electricity together at all times when they are concurrently operated at 75% load in normal operation modes [15]. From the generators, a total of 26.8 kg/s of exhaust gases with a temperature of 351 oC are released into air [16].
2.2 Thermodynamic Cycles for the Energy Recovery
Fig. 2 shows a process flow of LNG regasification, in which 3 types (A, B, and C) of thermodynamic cycles for recovering waste heats released from the FSRU vessel. First, P-100 pump shown in Fig. 2a (Type A) increases the pressure of LNG_1 (0.50 Mpa) to the pressure of LNG_2 (5.00 MPa). Then, the LNG_2 are preheated to LNG_3 through the first-stage heat exchanger within a primary Rankine cycle. The primary Rankine cycle consists of a typical Rankine cycle which uses propane as its working fluid. In other words, P-101 pump increases pressure, and gasification is carried out by Q-1 vaporizer which uses seawater as its heat source. The pressurized and gasified working fluids produces W_t1 electricity with 팽창일 in K-100 turbine and are supplied to the pump after being re-liquefied at low temperature and pressure through heat exchanges with LNG at the first-stage heat exchanger. In the next stage, the preheated LNG’s of LNG_3 are produced as natural gas of predetermined specifications through re-heating by seawater at the second-stage heat exchanger of LNG-101.
In order to enhance the electricity production rate from the waste heat, a secondary Rankine cycle in serial type has been employed. The secondary Rankine cycle consists of, as shown in Fig. 2b (Type B), P-103 pump, Q2 vaporizer, K-101 turbine, and LNG-102 condenser. It uses the temperature difference between the preheated LNG which has passed through the primary Rankine cycle and seawater to produce additional W_t2 electricity by the same working fluids of propane. On the other hand, The Type C of Fig. 2c considered an increase of temperature difference within the cycle by replacing the SW_7 and SW_8 input and output of seawater as a heat reservoir part with a heat source with higher temperatures, the exhaust gas of the generator, EG_In and EG_Out, in the secondary Rankine cycle. In order to produce natural gases with a certain specifications, LNG_4, its output, are controlled by the second-stage heat exchanger.
2.3 Calculation Condition
For the modellings and thermodynamical interpretation of LNG regasification processes, a commercial simulation tool of Aspen HYSYS (ver. 7.3), with the Peng-Robinson Equation of State application, which provides predictive performance with relatively high accuracy for thermodynamic properties of hydrocarbons family, including LNG’s. [17-19].
In investigating the thermodynamic performance of a waste heat recovery system defined this study through the process of re-gasification into a constant capacity of 713,700 kg/h, the restraints shown in Table 2 were applied. In this calculation, the qualities of all working fluids, including inputs of C3_1 and C3_5 pumps and C3_2 and C3_6 outputs, were restricted to x = 0 (no vapor). The inputs of C3_3 and C3-7 turbines were also restricted to x = 1 (no liquid). On the other hand, the efficiencies of the turbines and the pumps were fixated at 0.75 each, and it was assumed that the power generated at the turbine would be directly converted into electricity without any loss.
As heat sources, sea water were treated as a pure H20 and exhaust gases were treated as a pure air. A plate-fin type heat exchanger was used for counterflow LNG’s and shell-tube type heat exchangers were used for seawater and exhaust gases. Heat losses from these heat exchangers were neglected. Moreover, for the inputs of these heat exchangers, temperatures were fixated at the following values; C3_1 = -150oC, C3_3=10.00 oC, seawater C3_7=10.00 oC, and exhaust heat C3_7=346.00 oC. Overall, all pressure and heat losses within pipes of the processes were neglected. |
