74 LNG 세상을바꾸는연료 부지선정 LNG 플랜트는대규모의복잡한산업프로젝트이다. LNG 플랜트는통상적으로가스처리및정제, 액화, 저장및해상선적시스템, 유틸리티, 관제실, 자재및장비창고, 정비실과사회기반시설, 그리고대개운영인력을위한주거시설을포함한다. LNG 플랜트까지피드

제4장 액화플랜트 73 제4장 액화플랜트 도입 액화공정은 천연가스를 163 로 냉각하여 LNG로 바꾸는 공정이다. 이후 LNG는 저 장되었다가 LNG 탱크선에 선적된다(그림 4.1). 액화플랜트 설계방식은 다양하지만, 기 본적으로 액화공정은 매우 비슷하고 규모의 차이를 제외하고는 꽤 단순하다. 액화공정 은 거대한 냉각공정과 다름없으며, 불순물 전처리 외에는 천연가스에 대하여 어떠한 화 학적 공정도 적용되지 않는다. 가스 전처리 액화 Gas pretreatment 피드가스 인수 콘덴세이트 산성가스 제거 탈수 Liquefaction 수은 제거 가스 예냉 NGL 분리 액화 냉매 보충 황 회수 분리시스템 LPG와 콘덴세이트 (프로판, 부탄, 펜탄) 그림 4.1 천연가스 액화공정 흐름도(출처 : Poten & Partners) 연료가스 질소 제거 LPG 재주입 (프로판, 부탄) LNG 저장

74 LNG 세상을바꾸는연료 부지선정 LNG 플랜트는대규모의복잡한산업프로젝트이다. LNG 플랜트는통상적으로가스처리및정제, 액화, 저장및해상선적시스템, 유틸리티, 관제실, 자재및장비창고, 정비실과사회기반시설, 그리고대개운영인력을위한주거시설을포함한다. LNG 플랜트까지피드가스파이프라인을이용하는데에비용이들기때문에일반적으로출자자들은가스전과 LNG 플랜트간거리를최소화하고자한다. 예를들어, 트레인이 2기인 6.6MMt/y(9.2Bcm/y) LNG 프로젝트는 1Bcf/d(10.3Bcm/y) 이상의피드가스공급을요구한다. 40인치파이프라인이매일이만큼의가스를수송하는데는, 가스전이육상에있는지해상에있는지, 가스전과액화플랜트간지형의특성과복잡성 ( 열대정글이사막보다더어렵다 ), 환경적요소, 시설의원격성, 그리고파이프매설장비의이용가능성등다양한요소에따라 1마일당대략 200만 ~500만달러가소요될수있다. 1 반대로, 액체수송배관과항만기반시설은건설비용이매우높기때문에심해인근에건설하는것이명백한이점이있다. 이들은부지선정에서중요한역할을하는요소들이다. 부지의환경적요소와물리적측면역시고려사항이다. 수심, 조류, 해류, 파고와같은요소는해양시설에직접적영향을준다. 북반구에위치한플랜트는항만에얼음이생성될가능성이고려되어야한다. 육상의토양상태나지진활동또한저장시설과기타구조물의설계에영향을미친다. 도로, 활주로, 자재와장비수송을위한부두, 유틸리티와직원주거시설을건설할필요가있는경우, 액화프로젝트의전체비용이상당히커질수있다. 원격지나건설이어려운곳에서는힘든근무여건에대한보상으로인건비역시상승한다. 수송및근로자보험관련비용또한훨씬높다. 이러한점에서볼때, 가스전인근에이상적으로위치하여있고기존프로젝트의사회기반시설을공유할수있는카타르 LNG 프로젝트들은여러가지로이점이많다. 반대로, 인도네시아의 Arun이나 Tangguh 프로젝트는훨씬원격지에위치함으로인해훨씬높은비용이소요된다. 호주의 NWS 프로젝트는지리적원격성, 폭염과호주의노동조합대응비용으로인해비용이상승하였다. 러시아의사할린섬은빙점이하인기온, 툰드라같은기후조건, 얼기쉬운물로인해현재까지

제 4 장액화플랜트 75 가장원격지에위치하고가장비용이많이드는프로젝트환경에있다. 러시아의극동지역에있는, 트레인이 2기인 Sakhalin II LNG 시설은해상석유및가스생산시설건설, 극한날씨에서의건설관련비용, 석유와가스를부동항까지수송하는 500마일거리의한쌍의파이프라인과상당한사회기반시설을수반한다. 이론적으로는, 목표시장인일본, 한국및멕시코와의인접성이위와같은결점을상쇄한다. 정치적요소도잠재적부지선정을위해고려해야한다. 일부입지는파괴행위, 납치와테러의위협과같은혼란에훨씬취약하다. 액화공정 : 기술개관 피드가스정제와전처리액화시설에들어가는천연가스는흔히여러불순물을포함하는데, 만족스러운액화플랜트성능을보장하거나 LNG 판매사양을충족하기위해서는우선수용가능한수준으로불순물을제거해야한다. 각불순물의수준은대체로생산전의특징과업스트림가스처리의정도에좌우된다. 다음에서다양한전처리 (pretreatment) 공정에대하여살펴본다. 우선천연가스흐름으로부터탄화수소콘덴세이트가분리되어액화플랜트연료로사용되거나재판매된다. 다음공정은산성가스를제거하는것으로, 주요극저온열교환기가얼지않도록이산화탄소를약 50ppm 수준으로낮춘다. 황화수소도통상적인가스판매사양을충족할수있도록 3ppm 미만으로줄인다. 2 LNG 시설은이러한사양을충족시키기위하여일반적으로다양한아민 (amine) 방식시스템또는 Sulfinol과같은가스세정공정 (Shell이라이선스를보유하고있는공정으로, 물리적흡수제로 Sulfolane 을사용하고화학적흡수제로 DIPA 나 MDEA 수용액을사용함 -역주) 을활용한다. 만약피드가스가상당한수준의황화수소를포함한경우, 분리된산성가스배출흐름이황회수장비를통과하도록하여황화수소가황으로전환되도록할필요가있다. 산성가스제거시스템을통과한피드가스는수분을함유하고있는데, 주요액화열교환기에서얼지않도록물을제거해야한다. 탈수공정은두단계로구성된다. 첫째, 물이가스의흐름에서분리되어응결되도록공기나물그리고사전냉매 (precooling

76 LNG 세상을바꾸는연료 refrigerant) 를이용하여가스를냉각한다. 둘째, 잔존수증기를매우낮은수준 (0.1ppm 미만 ) 으로줄이기위하여가스를분자여과기 (molecular sieve) 를통과시킨다. 피드가스는수은을포함하기도한다. 수은은미량만으로도알루미늄열교환기장비의부식을초래할수있기때문에탐지가능한최소한의양인약 Nm 3 당 1마이크로그램 (microgram per normal cubic meter) 미만이되도록제거하여야한다. 3 수은의제거는통상적으로황을함유한탄소층 (sulfur-impregnated carbon bed) 을통과시켜수은이황과반응하여황화수은이되도록하는방식으로이루어진다. 마지막으로, 펜탄 (pentanes), 헥산 (hexanes) 과방향족화합물 (aromatics, 예컨대, 벤젠 ) 과같은잔여중질탄화수소물질들이극저온열교환기에서얼지않도록제거되어야한다. 중질탄화수소는주요액화공정에앞서예냉공정 (precooling refrigeration process) 을통해액체를응결시켜제거한다. 그와같이분리된액체는증류탑 (distillation column) 을포함하는분리시스템 (fractionation system) 에유입되는데, 탈에탄탑 (de-ethanizer), 탈프로판탑 (de-propanizer) 과탈부탄탑 (de-butanizer) 순으로액체혼합물에서해당물질을분리한다. 분리공정을통해회수된에탄, 프로판또는부탄과같은경질탄화수소는냉매보충재 (refrigerant makeup) 로사용되거나 ( 가스사양한도까지 ) 액화피드가스로재주입되거나플랜트연료로사용되거나별도의 NGL 제품으로판매된다. 액화공정 오늘날대규모기저천연가스액화플랜트에적용되는특허등록된액화공정은크게다 음과같은유형으로분류된다. 순수냉매캐스케이드공정 (pure-refrigerant cascade process) 프로판예냉혼합냉매공정 (propane-precooled mixed-refrigerant process) 공정후반에질소팽창기를사용하는프로판예냉혼합냉매공정 (propaneprecooled mixed-refrigerant, with back-end nitrogen expander cycle) 기타혼합냉매공정 (other mixed-refrigerant process) 질소팽창기기반공정 (nitrogen expander-based process) 표 4.1은액화시설에사용된공정을보여준다. 모든액화공정은특허등록이이루어

제 4 장액화플랜트 77 표 4.1 2006 년현재전세계 LNG 수출플랜트의액화공정 ( 출처 : Poten & Partners) 프로젝트 개시연도 공정 알제리, Arzew/Bethioua 1964 Technip Cascade 알래스카, Kenai 1969 Phillips Optimized Cascade 리비아, Marsa El Brega 1970 APCI MCR 브루나이, LNG 1972 Mixed-Refrigerant Process 알제리, Skikda 1973 Mixed-Refrigerant Process 아부다비, ADGAS 1977 APCI MCR 인도네시아, Arun 1977 APCI MCR 인도네시아, Bontang 1978 APCI MCR 말레이시아, MLNG Satu and Dua 1983, 1994 APCI MCR 호주, NWS 1989 APCI MCR 카타르, Qatargas 1997 APCI MCR 카타르, RasGas 1999 APCI MCR 트리니다드, ALNG 1999 Phillips Optimized Cascade 나이지리아, LNG 1999 APCI MCR 오만, LNG 2000 APCI MCR 말레이시아, MLNG Tiga 2003 APCI MCR 이집트, Damietta 2004(proj.) APCI MCR 이집트, Idku 2005(proj.) Phillips Optimized Cascade 노르웨이, Snøhvit 2006 Mixed-Fluid Cascade 져있다. 초기트레인이어떠한설계방식을채택하는지는장래의모든트레인들도같은 설계방식을채택해야한다는점에서중요하다. 플랜트확장에대한라이선스는일반적 으로신규플랜트개발을위한 EPC 계약의초기단계에서협상이이루어진다. 순수냉매캐스케이드공정캐스케이드공정은현재전세계적으로알래스카의 Kenai 프로젝트, 트리니다드토바고의 ALNG 프로젝트, 이집트 Idku의 Egyptian LNG 프로젝트, 호주의 Darwin LNG 프로젝트와적도기니 (Equatorial Guinea) LNG 프로젝트등총다섯곳의프로젝트에채택되었거나채택이정해졌다. 마지막네곳의프로젝트는 Optimized Cascade 공정이라고불리는, Phillips사가개발한기본캐스케이드공정을개

78 LNG 세상을바꾸는연료 가스유입 미터유입 프로판냉각기 탈수기 탄소필터 스크러버유입 아민처리기 스크러버 드라이가스필터 플랜트연료 메탄압축기 공냉핀열교환기 공냉핀열교환기 에틸렌압축기 프로판압축기 열교환기 프로판주입 LNG 열교환기열교환기열교환기 NGL/(C2+) 에틸렌주입 선박증기송풍기 탱크증기송풍기 선박기체 선적시설 이동펌프 그림 4.2 Phillips Optimized Cascade 공정 ALNG 트레인 4( 출처 : ConocoPhillips) 선하고보다효율화시킨공정인 Optimized Cascade 공정을채택하고있다. Phillips사와 Bechtel사는이공정을활용한액화플랜트의설계와건설을위한제휴계약을맺고있다. 이공정은 3개의분리된순수냉매사이클 (pure-component refrigerant cycle) 로구성되어있으며, 점진적으로낮은온도로냉각함으로써천연가스를액화하는방식이다. 그림 4.2에서보는바와같이각냉매사이클은압축기, 냉각기, 팽창밸브, 기화기로구성된다. 피드가스를전처리한이후고압의피드가스는프로판냉각사이클을거쳐 -30 까지냉각된다. 이사이클에서프로판냉매는공냉또는수냉방식으로고압으로응축된다. 응축된액체는교축변환밸브 (throttling valve) 를거쳐저압 저온하에서팽창하게되고완전히기화되면서피드가스와메탄냉매흐름을냉각시키고다음냉각사이클에서사용되는에틸렌냉매를응축시킨다. 기화된프로판은냉각사이클을완료하기위하여초

제 4 장액화플랜트 79 기고압상태로응축된다. 냉각된피드가스는거의같은방식으로남은 2개의사이클을거치게된다. 두번째사이클에서에틸렌냉매사이클은피드가스를약 -100 까지냉각하고세번째냉각사이클에서사용되는메탄냉매를응축시킨다. 마지막으로, 세번째사이클에서고압의메탄냉매가팽창하면서피드가스를약 -163 까지냉각한다. 캐스케이드공정의주요이점은순수냉매냉각시스템을이용함에따라운영과조작이간단하다는데있다. 또한 Optimized Cascade 공정은메탄냉매압축기를연료가스압축기로함께활용하고, 특허가존재하지않는접합알루미늄평판 -핀열교환기 (brazed aluminum plate-fin heat exchanger) 를사용하여액화를하고, 또한보충냉매를현장에서생산및혼합하지않고수입함에따라자본비용을낮출수있다. 하지만순수냉매냉각공정은혼합냉매냉각공정에비하여열역학적효율이다소낮고, 천연가스액화에필요한압축동력과연료가스소비가높다. 냉매과정을추가할경우공정효율을개선할수있겠지만, 복잡한장비와파이프가필요하게되어플랜트투자비용이증가하게된다. 그리고 3개의냉각과정 ( 프로판, 에틸렌, 메탄 ) 사이에힘이균등하지않게분배됨에따라압축기 / 드라이버선택및유지보수요구사항이복잡해진다. 마지막으로, 보충냉매 ( 특히에틸렌 ) 를수입해야함에따라운영비가늘어난다. 프로판예냉혼합냉매 (C3-MR) 공정이공정은오늘날 LNG 산업의역마 (work horse) 로, 알제리, 아부다비, 브루나이, 인도네시아, 말레이시아, 카타르, 호주, 나이지리아, 이집트 (Damietta) 에서사용되는등전세계완공트레인중 80% 이상을점유하고있다. 개별 C3-MR 프로젝트는설계및건설시점과지역적환경특성에따라고유한속성을가지고있기는하지만기본개념은같다. 건설또는개발중인신규프로젝트들은이공정을변형하여활용한다. C3-MR 시스템은다양한요소의냉매 ( 일반적으로질소, 메탄, 에탄, 프로판, 부탄및펜탄 ) 를사용하여하나의사이클내에서광범위한온도에걸쳐천연가스를응축및증발시킨다. 사용되는혼합냉매는 Air Products & Chemicals, Inc.(APCI) 가특허를보유하는 Multi-Component Refrigerant(MCR) 이다. 건조하게처리된가스는우선프로판냉매에의해약 -30 까지예냉된다. 예냉과

80 LNG 세상을바꾸는연료 정은스크럽탑 (scrub column) 내잔여중질탄화수소와 LPG를응축시킨다. 이들액체는분리트레인 (fractionation train) 에서개별구성요소로분리되어보충냉매로사용되거나 ( 가스사양한도내에서 ) 액화피드가스로재주입되거나또는별도의 NGL 제품으로판매된다. -30 로예냉된피드가스는주극저온열교환기 (main cryogenic heat exchanger, MCHE) 로이동하여고압에서응축및과냉각 (subcool) 된다. 과냉각된액체천연가스 ( 즉, LNG) 는 MCHE를나와저장탱크압력에가깝게되면서약 -161 로냉각되고또한연료가스로사용될수있는질소가풍부한물질은방출된다. APCI MCHE는작은직경의나권형 (spiral-wound) 튜브수천개로이루어져있으며, 이들튜브는열교환기전체길이에걸쳐뻗어있다. 예냉된천연가스와 MCR은이들튜브를타고위로흘러가서냉각되고응축된다. MCR은두단계에서나타나는데, MCR 은압력저감교축변환밸브 (throttling valve) 를거쳐 MCHE의바깥부분으로들어간다음, 튜브의바깥쪽을따라아래로흐르면서기화하여튜브내액체를냉각한다. 저압의 MCR 증기는약 -30 에서열교환기바닥을떠나여러단계의압축기에서공냉또는수냉방식으로 650psi 수준으로재압축된다. MCR 흐름은프로판냉매에의해다시예냉된다음 MCHE의튜브에다시들어간다 ( 그림 4.3). HP 프로판냉각기 MP 프로판냉각기 탱크향 NGL 천연가스 분리기향 NGL LP 프로판냉각기 HP 프로판냉각기 MP 프로판냉각기 LP 프로판냉각기 혼합냉매루프 그림 4.3 프로판예냉혼합냉매 (C3-MR) 공정 LP : 저압, MP : 중간압력, HP : 고압 ( 출처 : Air Products)

제 4 장액화플랜트 81 C3-MR 공정의주요이점은입증된기술을사용하고효율이높다는점이다. C3-MR 액화시스템은광범위한공정과환경요소에서 30년가까이광범위하게사용되었다. 일반적으로이들시설의가동개시및운영단계에서중대한문제가발생하지않았고, 플랜트의처리규모는설계처리규모를지속적으로능가해왔다. 4 C3-MR 공정은피드가스와혼합냉매루프에프로판예냉단계를추가하여 MCR 기화온도곡선을천연가스액화곡선과근사하게만듦으로써높은효율을달성한다. 물론여기에는별도의비용이소요되지만, 이러한추가투자를정당화할수있는운영상이득이있다는것이입증되어왔다. MCR 공정의단점은프로판과혼합냉매냉각순환과정사이에냉각부하를유연하게이전하는데제한이있다는점이지만, 최근단일터빈드라이버에프로판과 MCR 압축단계를함께두는방식의설계덕택에가용터빈파워사이의균형을보다잘맞출수있게됨에따라그와같은문제가완화되었다. The APCI AP-X 공정액화플랜트의규모의경제를증가시키려는움직임이나타나자 APCI는 C3-MR 공정의변형된공정을개발하였으며, 그결과 ( 비록확립된 MCHE 설계와압축기배열을여전히활용하기는하지만 ) 액화트레인의용량은 5MMt/y에서 8MMt/y 로증가하였다. 2001년도입된새로운 AP-X 공정은기존의 C3-MR 공정의프로판 (C3) 혼합냉매 (MCR) 사이클후단에질소팽창기 (nitrogen expander) 냉각사이클을 LNG LNG 과냉각기 압신기 (compander) 피드가스 C3 예냉 N2 절약장치 혼합냉매액화 그림 4.4 APCI AP-X 공정 ( 출처 : APCI)

82 LNG 세상을바꾸는연료 추가한것이다. 질소 (N 2 ) 사이클은 MCR 사이클외부에서 LNG를과냉각함으로써천연가스용량을늘리고처음두번의사이클의냉각부하를감소시킨다. 질소사이클은기저 LNG에있어서는새로운방식이지만공기분리기 (air separation application) 나피크부하저감 LNG 시설에서는이미널리응용되어왔다. AP-X를활용하는 6기의 7.8MMt/y 급트레인이건설중에있다 (Qatargas II 2기, RasGas III 2기, Qatargas III 1기, Qatargas IV 1기 ). 기타혼합냉매공정 C3-MR 공정의효율성과신뢰성은기타혼합냉매공정의개발로이어졌다. 변형된공정은예냉단계에서프로판이아닌혼합냉매를사용하여공정의효율을조금이라도더높이는것을목표로하며, 장비원가를낮추고장비업체간경쟁을높이며경우에따라서는이산화탄소배출을낮추기위하여다양한열교환기, 압축기와드라이버배열을도입하였다. Shell 이중혼합냉매공정 [Shell dual mixed-refrigerant(dmr) process] Shell사는 APCI C3-MR 공정에기초하여프로판예냉및혼합냉매예냉변형공정을도입하였다. 이공정은 APCI가특허권을보유하는나권형 MCHE 기술에의존하지않는다. 프로판예냉설계는호주의 NWS LNG 프로젝트제4호기와제5호기트레인에사용되었고, DMR 공정은러시아의 Sakhalin II 프로젝트와호주의 Gorgon 프로젝트에지정되었다. Axens Liquefin 이중혼합냉매공정 (Axens Liquefin DMR process) Axens 공정은 2단계의 DMR 공정을사용하여평판- 핀열교환기 (PFHE) 에서천연가스를액화한다. 나권형교환기가아니라 PFHE를사용함으로써공정을보다확장할수있도록하고, 공급가능한열교환기공급자의수를늘리며열교환기내에서냉매단계를분리할필요를없애비용을낮춘다. DMR 설계는 2개의유사한냉매압축기의냉각부하간에균형이맞도록하여전체전기소모량을줄이고이용가능한원심압축기 (centrifugal compressor) 설계의범위를늘리며여분의비용을줄인다. Statoil-Linde 혼합유체캐스케이드공정 [Statoil-Linde Mixed-fluid cascade(mfc) process] Statoil-Linde 공정은세가지혼합냉매사이클을이용하여 LNG를액화한다 ( 그림 4.6). 첫번째예냉사이클은평판 -핀열교환기에서에탄과프로판혼합냉매를사용해진행되고, 두번째인액화단계와세번째인과냉각단계는 Linde의나권형알

제 4 장액화플랜트 83 드라이가스 중혼합냉매압축라인 스크러버 주열교환라인 경혼합냉매압축라인 그림 4.5 Axens Liquefin 이중혼합냉매공정 ( 출처 : Axens, BP) 루미늄열교환기에서이루어진다. 냉각동력은 3개의터빈이나대용량전기모터에서나온다. MFC 액화트레인을활용한프로젝트로는노르웨이의 4.3MMt/y(6Bcm/y) 급 Snøhvit 프로젝트가있다. 질소팽창기기반공정 (Nitrogen expander-based process) APCI AP-X 공정은질소팽창기에기반한냉각공정의유일한사례가아니다. 몇몇질소팽창기기반설계는 BHP나 ABB Lummus와같은전체액화공정을수행하는공정공급업체가개발하였다. 이공정들은캐스케이드나혼합냉매공정만큼규모를확장할수는없지만, 단순하고강력하며소형이기때문에소규모기저, 해상, 그리고피크부하저감장비로적당하다. 질소압축기에서발생한고압의질소증기를수냉한다음, 요구온도와압력에이를수있도록일련의팽창기와열교환기를따라냉매흐름을더욱냉각시키고팽창시킨다. 천연가스흐름을냉각및액화한후, 저압의질소는팽창기의에너지에의하여부분적으로응축되는데, 이로인해주질소압축기에서순환가스를고압으로되돌리기위하여요구되는동력이낮아진다.

84 LNG 세상을바꾸는연료 천연가스 예냉섹션 E1A E1B C1 CW1 액화섹션 E2 과냉각섹션 E3 LNG X1 G C2 C3 CW 2A/B CW 3A/B 그림 4.6 Statoil-Linde 혼합유체캐스케이드공정 ( 출처 : Linde) 드라이버기술냉각압축기의드라이버선택에대해서는여러해동안논쟁이있어왔고논쟁은앞으로도계속될것같다. 초창기의플랜트는압축기를구동하기위해스팀터빈을사용했다. Kenai 프로젝트만이예외적으로가스터빈을사용하였다 ( 알래스카의추운대기환경에서더욱효율적이다 ). 스팀터빈은신뢰성이라는이점을가지고있었지만, 방대한양의냉각수가필요하다는중요한단점이있었다. 1980년대후반까지산업용가스터빈이매우다양한용도로, 특히발전부문에서폭넓게받아들여지자, 가스터빈이드라이버로선택되었다. 하지만여기에는몇가지상이한접근법이있다. ALNG 프로젝트는매우유연한배열을통해다수의소형가스터빈을사용한반면에, 나이지리아나카타르의프로젝트는훨씬대형의가스터빈들을다수의압축기에연결해사용했다. 다른변형된방식으로는전기구동압축기를사용하는것으로, 발전기로가동되는가스터빈에서발생하는전기동력을활용한다. 공냉방식이일반적으로수냉방식을대체하였는데, 공냉방식은소요면적이훨씬크지만공냉방식의기술은신뢰도가더높고, 수냉방식과같

제 4 장액화플랜트 85 은복잡하고유지보수수요가많은시스템을피할수있다. 유틸리티액화플랜트가흔히원격지에소재함에따라유틸리티를공급하는것이플랜트설계에있어매우중요한요소가될수있다. 통상액화플랜트는운영중단을최소화하기위해 100% 중복시설로자가발전시설을갖추고있다. 특히공정에수냉장비가사용되는경우에는용수공급또한고려요소이다. LNG 저장탱크 LNG 저장은액화공정의필수적인부분은아니지만프로젝트의비용과일정수립에있어중요한역할을한다. LNG 탱크는크고비싸며, 그비용이잠재적으로전체플랜트가치의 10% 까지차지한다. LNG 탱크건설은프로젝트의최상경로 (critical path) 에있지만, 기술적발전과수십년간확립된경험에의해건설일정은단축되어왔다. 특정 LNG 저장탱크의저장용량은대체로 LNG 탱크선의규모에의해좌우되는데, LNG 탱크선스케줄링의유연성을허용하고계획및고장운전정지에대응할수있도록하기위하여추가용량을확보할필요도있다. 더불어, LNG 탱크는탱크내 LNG 펌프를위한최소한의액체흡입수두 (suction head) 요건을유지할수있도록약간의여유용량을허용해야한다. 그결과, 통상액화플랜트의초기트레인의경우는가장큰 LNG 탱크선화물용량의두배에상당하는저장시설을설치하고있다. 예를들어, 13만 8,000m 3 규모의 LNG 탱크선을이용하는프로젝트의경우통상적으로약 27만 5,000m 3 규모의저장시설을설치한다. 개별적인저장탱크의크기는여러해동안커져왔는데, 알래스카 Kenai 프로젝트의저장시설은 3만 6,000m 3 이고최근가동개시된호주의 Darwin LNG 프로젝트의저장시설은 18만 8,000m 3 이다. 확장트레인이추가되는경우, LNG 저장용량은초기트레인비율의절반수준으로보다천천히증가하는경향이있다. LNG 저장탱크의유형에는여러가지가있다. 저장탱크의설계방식은대체로플랜트의위치, 배치제약, 기술설계기준과법규상요건을바탕으로안전이나운영상고려에의해결정된다. 가장큰분류방식은지상저장방식과지하저장방식이다. 액화플랜트

86 LNG 세상을바꾸는연료 에서는지상저장탱크가일반적으로사용되므로, 이장에서는지상저장탱크에대해서만살펴보기로한다. 지하저장탱크는심미적이유로일부수입터미널에서만 ( 특히도쿄만과같은인구밀집지역에서 ) 이용되었을뿐이다. 모든 LNG 저장탱크는이중벽체설계방식으로건설된다. 저장탱크설계방식은일반적으로단일방호식 (single-containment), 이중방호식 (double-containment) 및완전방호식 (full-containment) 으로분류된다. 단일방호탱크단일방호식은, 9% 니켈강으로만들어진상부가개방된자주식내부탱크와탄소강으로만들어진외부탱크로되어있다. 두탱크사이에는수피트의진주암단열재가설치된다. 내부탱크의바닥은단열을위한폼블록 (foam block) 과기초 (foundation) 로구성된다. 기초는부지의토양상태에의해결정되는데, 담 (ringwall), 말뚝 (pile) 또는석주 (stone column) 설계방식이있다. 탱크의바닥은일반적으로히터시스템으로땅을일정한온도로유지시켜동상팽창 ( 땅이얼어융기하는현상 ) 이발생하지않도록한다. 탱크는강철지붕으로되어있는데, 이는가스증기를저장하고내부탱크의상단표면을단열처리하는달반자 (suspended ceiling) 를지지한다. 강철외부탱크는내부탱크가파괴되는경우 LNG를가둘수없으므로이방식의탱크는외부의 2차방호설비가필요하다. 통상탱크의내용물을충분한용량과그에더하여안전목적상잉여용량을가진둔덕지역으로이루어진다. 이단일방호탱크 (single-containment tank) 설계방식은비용이가장적게들고, 2차방호둔덕을설치할수있는충분한부지를갖추고탱크와인접처리시설간, 그리고탱크와다른탱크간에상당한이격거리를둘수있는지역에서전세계적으로 30년이상큰사고없이운영되어왔다. 이중방호탱크이중방호식은내부탱크벽체가파괴되는경우외부탱크가액체유출물을가둘수있다는점을제외하고는단일방호식과유사하다. 이중방호탱크설계방식은 9% 니켈강재질의자주식내부탱크와프리스트레스트강화콘크리트 (prestressed reinforced concrete) 또는현장타설강화콘크리트재질의외부탱크로구성되며, 흙또는암석제방으로보

제 4 장액화플랜트 87 Source: Korea Gas 그림 4.7 완전방호식 LNG 저장탱크 ( 출처 : 한국가스공사 ) 강된다. 이중방호식은콘크리트외벽이있어서단일방호식에비해부지면적이작다. 하지만지붕은여전히강철로만들어지며, 내부탱크파괴시발생하는증기를가두지는못한다. 이중방호탱크의개산원가는단일방호탱크에비해 40% 정도높다. 최근의철강가격상승으로인해이중방호식의가격이완전방호식에근접하게상승하였다. 완전방호탱크완전방호탱크설계방식은이중방호탱크의콘크리트외벽에콘크리트지붕을얹은방식이다 ( 그림 4.7). 콘크리트지붕은강철탱크설계방식보다더높은압력과더낮은온도를견딜수있고, 내부탱크파괴시발생하는증기를격리할수있다. 완전방호탱크는설계무결성이가장높으며, 부지가한정된경우탱크와처리설비간이격거리를가장가깝게유지할수있다. 하지만비용이가장많이소요되는설계방식으로, 단일방호탱크설계방식에비해약 50% 높다. 멤브레인탱크 멤브레인탱크 (membrane tank) 는멤브레인방호식 LNG 탱크선의설계방식과유사하 다. 유연스테인리스스틸 (flexible stainless steel) 멤브레인이기본적인 LNG 방호를하고,

88 LNG 세상을바꾸는연료 외부의프리스트레스트콘크리트벽체에부착된단열층이보강한다. 이외부콘크리트벽체와지붕은멤브레인에서유출된액체와증기를모두가둘수있다. 맴브레인탱크방식의비용은자주식완전방호탱크방식의비용과비슷하거나조금더높다. 다른탱크설계방식에비해내구성이낮은것으로인식되고있어, 극소수의맴브레인탱크만운영되고있다. LNG 선적항 LNG 선적항 (loading jetty) 의시설은 LNG 탱크선이접안하고선적할수있도록설계된다. LNG 탱크선의계류를위해서는통상예인선 3~4척의지원이필요하다. 일단 LNG 탱크선이계류되고선적항의로딩암 (loading arm) 에연결되면, 저장탱크의선적펌프 (loading pump) 가극저온파이프시스템을통해 LNG를 LNG 탱크선의화물탱크로선적한다. 13만 8,000m 3 탱크선의경우 LNG 선적에는 12~13시간정도소요된다. 하지만 LNG 탱크선의접안, 로딩암연결과분리, 화물측량및 ( 필요한경우 ) LNG 탱크선냉각등을위해통상 12시간이추가소요된다. 선적을개시하거나선적대기중인 LNG 탱크선의 LNG 화물탱크의온도는선적될 LNG의온도보다높다. 그에따라 LNG 탱크선이 LNG를선적하기위해서는화물탱크가냉각되어야하는데, 이는매우느린속도로수행되는과정으로 12시간까지소요될수있다. 이과정에서대량의증발가스가발생한다. 선적과정에서발생한증발가스는육상시설로회수되어재액화된다. LNG 선적항의항만이용률은선적일정변경, 기상및규제를고려하면 60% 수준이사실상한계이다. 따라서각항만이연간약 210~220건의선적을처리하는것이한계인데, 이는대형 LNG 탱크선이선적하는경우연간 13MMt/y(18Bcm/y) 규모의처리물량에상당한다. 프로젝트개발및실행 LNG 액화프로젝트는상당한규모의자본투자, 고도의기술전문성과상당한프로젝트

제 4 장액화플랜트 89 TWO-트레인 LNG 프로젝트설계개념결정타당성조사설계의도작업 FEED 입찰 FEED EPC 입찰 EPC 계약 1호기트레인가동준비 2호기트레인가동준비 1 년 2 년 3 년 4 년 5 년 6 년 7 년 그림 4.8 LNG 수출시설개발단계 ( 출처 : Poten & Partners) 관리기법을요구한다. 더욱어려운점은 LNG 액화시설의개발과생산시설, 선박운송, 그리고 ( 필요한경우 ) 재기화터미널의개발을조율할필요가있다는것이다. 그때문에복잡한프로젝트를수행할능력이있는주요엔지니어링회사나건설회사가전세계원격지에서기저액화시설의건설을독차지하고있다. 시설개발에있어서는단계별접근이통상적으로활용되고있다 ( 그림 4.8). 프로젝트의개발과정은가스매장량이충분한지를확인한후개시되며, 설계개념을결정하고잠재적인플랜트위치를정하기위한광범위한타당성조사를통해이루어진다. 타당성조사에서는출자자 (sponsor) 가프로젝트개발을추진할것인지여부를결정함에있어서참고하는예비경제성분석도이루어진다. 또한타당성조사는가스매장량의적정성, 환경문제와기타발생가능한문제들도검토한다. 프로젝트개발단계는다음과같다. 타당성조사에이어설계의도 (basis of design, BOD) 작업이이루어진다. 이단계에서개념설계가마무리되고기초적인엔지니어링변수를확정한다. 피드가스의예상품질, LNG 공급변수, 저장시설, 해양시설, 유틸리티, 모듈의배치와안전에대한보다엄격한분석이이루어진다. 계약자들은그들고유의엔지니어링설계기준을사용하기도하고출자자의기준을채택하기도한다. 설계의도작업은잠재적계약자들에게공식적인 FEED(front end engineering design) 요청을하기전에반드시이루어져야하는절차이다.

90 LNG 세상을바꾸는연료 FEED의목적은 EPC 입찰단계제출서류인비용견적을보다정확하게받기위하여상세사양과배치등설계를보다발전시키는데에있다. FEED는필요한장비를확정하고시설의상세설계를제공한다. 계약방침에따라서는, 일정에속도를내기위하여이단계에서중요한장비들에대한사전발주가이루어지기도한다. FEED 계약자는일반적으로 EPC 입찰에충분한세부수준으로엔지니어링서류와입찰서류를작성한다. FEED단계에서액화공정과저장용량을결정하기때문에 FEED 제출서류는프로젝트의전체비용에큰영향을미칠수있다. 역사적데이터를살펴보면, 가장많은비용을절약할수있는기회는 FEED단계에있다는점을알게된다. FEED에소요되는비용은프로젝트출자자가부담한다. 더많은 FEED 비용을부담할수록입찰이더욱경쟁적으로되고플랜트설계도개선될수있다는점이입증되어있지만, 이러한접근방식은프로젝트출자자에게추가적인비용부담을안길것이다. EPC 입찰은일반적으로수개월이소요되며입찰협상을통해계약자를선정함으로써끝이난다. EPC 계약자는출자자가제시한설계와사양에따라프로젝트를준공하고가동개시를해야하는책임을부담한다. EPC 계약체결이후상세엔지니어링과조달공정이이어진다. 이러한엄청난공정은상당한경험을요하며, 2년넘게걸리기도하고건설기간과중복되기도한다. 특허등록된열교환기, 터빈드라이버와압축기를조달하는과정이특히중요한데, 이들특별설비제조업체가 2 년이넘는납기를요구하는경우가있고그로인해일정과비용상문제를초래할수있기때문이다. 여러 LNG 프로젝트에참여한바있는 Shell은경쟁을촉진하고전체일정을단축하고자특허등록된대형설비를소형표준설비로대체하려는노력의일환으로표준화를독려해왔다 ( 다음절 최근동향 의 표준화및사전제작모듈의이용 부분참조 ). EPC 계약자는다수의하도급업체와공급업체를관리감독하면서건설을주도하고 1만명에가까운공사인력을관리하게된다. 5 지역인력, 법규와문화에대한지식은잠재적으로신뢰하기어려운건설기간을준수하는데큰도움이될수있다. 최종인수단계에서프로젝트위험은 EPC 계약자로부터프로젝트출자자들에게이전된다. 준공지연은 LNG 체인전체에해를미칠수있다. 플랜트의건설은업

제 4 장액화플랜트 91 스트림부문개발, LNG 탱크선건조, 재기화시설건설및 LNG 판매계약에따른계약상의무개시시점과맞추어져있기때문이다. LNG 체인일부요소의지연만으로도 LNG 선박운송내지수익흐름을지연시킴으로써전체개발계획에매우큰문제를야기할수있다. 건설단계에서운영단계로전환되는것은출자자에대한소구금융 (recourse financing) 이비소구금융 (nonrecourse financing) 으로바뀌는점에서프로젝트파이낸스환경하에서더큰중요성을가진다. 적기준공의중요성으로인해프로젝트출자자들은건설계약에위약금 (liquidated damages, LD), 조기준공보너스, 성과보너스등에관한규정을반영하고자한다. 위약금은계약자가중요한마일스톤 ( 기본적으로운영개시시점 ) 을준수하지못하거나플랜트가설계산출량이나운영성과기준을충족하지못할경우발주자에게지급해야하는보상금이다. 위약금은통상적으로지연기간이나성과미달기간동안의이자비용, 수익손실및간접비용 (overhead cost) 을벌충하는수준으로책정된다. 건설예산은일반적으로 5~15% 수준의예비비를포함하며, EPC 계약은일반적으로그와같은위험에대비하여일정비율의지급금을유보하거나다른형태의담보를제공하도록하는규정을두고있다. 6 위약금은계약자가통제할수없는상황에서발생하는불가항력사유로인한지연에대해서는적용되지않는다. 불가항력위험에대한가장적절한완화책은보험이다. 프로젝트건설의모든측면에대비하는적절한보험을설계하고가입하는것은전문가에의한상세한검토와협상을요구하는별도의작업이다. EPC 계약은건설기간종료시점의중요성을반영하여준공및시험에대한상세절차를규정한다. 일반적으로, 건설이완료되는시점에기계적준공 (mechanical completion) 이이루어진다. 이후운영상준공 (operational completion) 이이루어지는데, 미완료작업목록 (punch list) 사항의이행과시운전활동이진행된다. 지속적인검사가성공적으로완료되면최종인수가이루어지며, 이때프로젝트발주자에게책임이최종적으로이전되고보증도이때부터개시된다. 플랜트가운영을개시한이후에는, 유지보수와병목현상의제거 (debottlenecking) 가장래생산에중요한영향을준다. 운영경험을얻은이후, 플랜트의병목현상제거는생산을제한하는중요설비를업그레이드하거나개조함으로써 5~10% 의용

92 LNG 세상을바꾸는연료 량을늘린다. 병목현상제거는소요비용이 2,000만 ~5,000만달러수준으로, 생산량증대에따른수익에비해상대적으로작은금액이라는점에서간과하기어렵다. 7 초기플랜트는설계가보수적이었던탓에병목현상제거를위한기회가많았으나, 설계가개선됨에따라그러한이점의많은부분이최초플랜트에반영되었고그로인해병목현상제거를위한기회가감소해왔다. 출자자들은기존시설을확장함으로써규모의경제에따른이득을얻을수도있다. 액화플랜트확장에소요되는비용은원래의프로젝트개발계획에좌우된다. 만약잉여용량이주요구성요소 ( 저장탱크, 해양시설, 가스공급파이프라인과유틸리티 ) 의최초설계와건설에반영되어있다면, 확장트레인을위해이들시설들을중복적으로건설할필요는없을것이다. 프로젝트에공급가능한확인매장량이추가로존재하는경우에만, 확장을고려할수있다. 하지만최초트레인이운영을개시하기전에확장공정을개시하는것이이례적이지는않다. 이를통해 EPC 계약자와출자자들의프로젝트운영팀을해산하고재조직하는비용을회피할수있다. 최근경향 트레인의대형화개별트레인의규모와생산용량이커짐에따라나타난규모의경제로인해전세계에너지시장에서 LNG의경쟁력이향상되어왔다. 10년전가장큰 LNG 생산트레인은 2.5MMt/y (3.5Bcm/y) 였다. 1990년대중후반까지는 3MMt/y(4.2Bcm/y) 가기준이되었으며, 2000년에는 4~5MMt/y(5.6~7Bcm/y) 로증가하였다. 카타르의 LNG 메가트레인은 7.8MMt/y(10.9Bcm/y) 의용량을가지고있다. 액화트레인규모의상승은그림 4.9 에나타나있다. 트레인의규모를제약하는요인중하나는대형열교환기를제작하고이를플랜트부지까지수송할수있는지여부이다. APCI가사용하는나권형열교환기의경우, 제작공장에서항만까지의수송제한으로인해이용가능한열교환기의직경은 18~20피트로제한되어왔다. 하지만 APCI는 AP-X 메가트레인공정에서열교환기의직경이나길이를늘리지않고별도의공정단위에냉각사이클을추가하여기존열교환기설계방식의