تولید پروپان گاز مایع چگونه گازها را مایع کنیم؟ تولید و استفاده از گاز مایع

عمومی شرکت سهامیگازپروم یک شرکت انرژی جهانی است که در زمینه اکتشاف و تولید فعالیت دارد گاز طبیعیمیعانات گازی و نفت، حمل و نقل، ذخیره سازی، پردازش و فروش آنها و همچنین تولید برق در روسیه و خارج از کشور.

PJSC Gazprom، شرکت های تابعه و سازمان های آن یک شرکت یکپارچه عمودی را تشکیل می دهند (از این پس شرکت نامیده می شود) که در آن PJSC Gazprom شرکت مادر است که تعیین می کند. استراتژی کلیتوسعه.

استراتژی PJSC گازپروم تبدیل شدن به یک رهبر در بین شرکت های انرژی جهانی است. این امر حاکی از نگرش مسئولانه نسبت به حفظ محیطی مطلوب برای نسل حاضر و آینده است.

سیاست زیست محیطی PJSC Gazprom بر اساس قانون اساسی است فدراسیون روسیه, قوانین فدرالو سایر اقدامات قانونی نظارتی فدراسیون روسیه، اسناد حقوقی بین المللی در زمینه حفاظت از محیط زیست و استفاده منطقیمنابع طبیعی.

سیاست زیست محیطی سندی است که موضع رسمی PJSC گازپروم را در مورد نقش شرکت و تعهدات آن در حفظ محیطی مطلوب در مناطقی که شرکت در آن فعالیت می کند، بیان می کند.

خط مشی زیست محیطی مبنایی برای تعیین اهداف میان مدت زیست محیطی شرکت است و در هنگام تدوین برنامه هایی برای توسعه بلندمدت شرکت مورد توجه قرار می گیرد.

خط مشی زیست محیطی مورد توجه تک تک کارکنان شرکت قرار می گیرد و باید بدون استثنا به عنوان یک راهنما برای تمامی شرکای شرکت تبدیل شود.

خط مشی زیست محیطی در صورت تغییر در اولویت های توسعه و شرایط فعالیت های شرکت مطابق با رویه های تعیین شده در سیستم مدیریت زیست محیطی PJSC گازپروم مشمول بازنگری، تعدیل و بهبود است.

تعهدات شرکت

PJSC Gazprom تعهد خود را به اصول توسعه پایدار، که به معنای ترکیبی متعادل و قابل قبول اجتماعی از رشد اقتصادی و حفظ محیطی مطلوب برای نسل‌های آینده است، اعلام می‌کند.

بر این اساس، شرکت تعهدات زیر را بر عهده می گیرد که به آنها عمل می کند و اجرای آنها را از شرکا، پیمانکاران و طرفین خود می طلبد:

1. ضمانت انطباق با استانداردها و الزامات زیست محیطی که توسط قانون فدراسیون روسیه، قوانین بین المللی حقوقی در زمینه حفاظت از محیط زیست و قوانین کشورهای حضور دارند.
2. اطمینان از کاهش اثرات منفی بر محیط زیست، حفظ منابع، انجام تمام اقدامات ممکن برای حفظ آب و هوا، تنوع زیستی و جبران خسارت های احتمالی محیط.
3. انجام اقدامات پیشگیرانه برای جلوگیری از تأثیرات منفی بر محیط زیست، که به معنای اولویت اقدامات پیشگیرانه برای جلوگیری از تأثیرات منفی بر اقدامات برای از بین بردن پیامدهای چنین تأثیراتی است.
4. تضمین رعایت هنجارها و الزامات برای اطمینان از ایمنی زیست محیطی در طول توسعه ذخایر هیدروکربنی در فلات قارهو در منطقه قطب شمال فدراسیون روسیه.
5. بهبود بهره وری انرژی در فرآیندهای تولید، اتخاذ تدابیری برای کاهش انتشار گازهای گلخانه ای.
6. در تمامی مراحل اجرا ارائه شود پروژه های سرمایه گذاریبه حداقل رساندن خطرات اثرات منفی بر محیط زیست از جمله اشیاء طبیعی با آسیب پذیری بیشتر و اشیایی که حفاظت و صیانت از آنها از اهمیت ویژه ای برخوردار است.
7. منافع و حقوق مردمان بومی برای رهبری شیوه زندگی سنتی و حفظ زیستگاه اصلی خود را در نظر بگیرید.
8. اطمینان از مشارکت کارکنان شرکت در فعالیت های کاهش خطرات زیست محیطی، بهبود مستمر سیستم مدیریت زیست محیطی، شاخص هایی در زمینه حفاظت از محیط زیست.
9. افزایش شایستگی و آگاهی از نقش کارکنان شرکت در حل مسائل مربوط به حفاظت از محیط زیست.
10. اطمینان از در دسترس بودن گسترده اطلاعات زیست محیطی مرتبط با فعالیت های شرکت در زمینه حفاظت از محیط زیست و تصمیمات اتخاذ شده در این زمینه.

سازوکارهای اجرای تعهدات سیاست زیست محیطی

سازوکارهای اصلی برای انجام تعهدات این سیاست زیست محیطی عبارتند از:

• نگهداری و بهبود سیستم شرکتیمدیریت زیست محیطی بر اساس الزامات بین المللی استاندارد ISO 14001;
• تعیین اهداف زیست محیطی قابل اندازه گیری شرکت با هدف کاهش اثرات منفی بر محیط زیست و تأمین منابع لازم برای اقدامات لازم برای دستیابی به آنها.
• در نظر گرفتن اجباری جنبه های زیست محیطی و ارزیابی ریسک هنگام برنامه ریزی فعالیت ها، توسعه و اجرای پروژه های سرمایه گذاری.
• انجام کنترل و نظارت بر محیط زیست صنعتی، انجام ارزیابی اثرات فعالیت اقتصادیشرکت های مرتبط با محیط زیست؛
• اجرای برنامه های گازرسانی شهرک هاروسیه؛
• توسعه یکپارچهبازار استفاده از گاز طبیعی به عنوان سوخت موتور گاز در فدراسیون روسیه و خارج از کشور؛
• مشارکت شرکت در برنامه ها و پروژه های زیست محیطی جهانی با هدف دستیابی به توسعه پایدار مناطق حضور.
• تحریک تحقیق علمیو اجرا پروژه های نوآورانهبا هدف بهبود بهره وری انرژی، استفاده از منابع انرژی تجدید پذیر و منابع انرژی غیر سنتی؛
• استفاده از بهترین فناوری های موجود در مراحل مختلف فعالیت های تولیدیاز جمله تهیه فناوری ها، مواد و تجهیزات؛
• بیمه خطرات زیست محیطی بالا؛
• سازماندهی مطالعه، درک و استفاده عملی توسط هر یک از کارکنان شرکت از الزامات قانونی و سایر الزامات مربوط به جنبه های زیست محیطی فعالیت ها در مناطق حضور.
• بهبود سیستم آموزش محیط زیستکارکنان شرکت؛
• مشارکت کلیه کارکنان شرکت در فعالیتهای مرتبط با سیستم مدیریت محیط زیست.
• تعامل با سازمان ها و افراد علاقه مند به ارتقای ایمنی محیطی شرکت؛
• ابلاغ تعهدات سیاست زیست محیطی به اطلاع کلیه افرادی که برای شرکت یا از طرف آن کار می کنند، از جمله پیمانکاران فرعی که در تاسیسات شرکت کار می کنند.

شرکت سهامی عام Moscow United Energy Company (PJSC MOEK) بزرگترین شرکت گرما و برق روسیه است. وظیفه اصلی آن تامین قابل اعتماد شهر مسکو با تامین گرمایش و آب گرم است. فعالیت های PJSC MIPC شامل تولید، حمل و نقل، توزیع و فروش انرژی حرارتی و همچنین تولید انرژی الکتریکی می باشد.

روزانه بیش از 95 درصد از جمعیت پایتخت و صدها شرکت و سازمان از خدمات PJSC MOEK استفاده می کنند. پی بردن به اوج خود نقش اجتماعیو مکانی در ایجاد یک محیط شهری راحت، PJSC MOEK نه تنها با هدف تامین بی وقفه و باکیفیت گرما به مصرف کنندگان، تلاش می کند تا این کار را با در نظر گرفتن ارزش های زیست محیطی، پیروی از اصول بین المللی توسعه پایدار انجام دهد.

این سیاست زیست‌محیطی سندی است که تعهدات شرکت PJSC MIPC و مدیریت آن در خصوص حفظ و بهبود محیط‌زیست را به همه طرف‌های ذینفع نشان می‌دهد. از آنجایی که PJSC MIPC یکی از شرکت های تابعه LLC Gazprom Energoholding، عضو گروه گازپروم است، سیاست زیست محیطی PJSC MIPC بر اساس سیاست زیست محیطی PJSC Gazprom است و تعهدات خود را در رابطه با فعالیت های خود توسعه می دهد.

سیاست زیست محیطی PJSC MIPC در کل اعمال می شود کارکنان PJSC MOEK، و همچنین برای پرسنل پیمانکارانانجام کارها و خدمات برای PJSC MIPC و برای حسابداری در هنگام پذیرش الزامی است تصمیمات مدیریتی.

تعهدات PJSC MIPC

1. مطابق با هنجارها و الزامات در زمینه حفاظت از محیط زیست مربوط به فعالیت های PJSC MIPC که توسط قانون فدراسیون روسیه و شهر مسکو ایجاد شده است.

2. جلوگیری از آلودگی محیط زیست با بهبود طراحی، بهینه سازی فرآیندهای تولید و استفاده از بهترین فناوری های موجود.

3. تلاش برای کاهش اثرات منفی بر محیط زیست با افزایش بهره وری انرژی فرآیندهای تولید در تمام مراحل.

4. سیستم مدیریت زیست محیطی را در PJSC MIPC به طور مداوم بهبود بخشید تا از اثربخشی آن اطمینان حاصل کنید.

زمینه های امیدوار کننده فعالیت PJSC MIPC در زمینه حفاظت از محیط زیست و استفاده منطقی از منابع طبیعی

تعهدات PJSC MIPC به عنوان مبنایی برای تعیین است جهت های امیدوار کنندهفعالیت در زمینه حفاظت از محیط زیست و استفاده منطقی از منابع طبیعی.

فعالیت های PJSC MIPC عبارتند از:

- افزایش کارایی استفاده از منابع طبیعی تجدیدناپذیر و منابع انرژی.

- به حداقل رساندن تأثیر منفی فن آوری بر محیط طبیعی و شهری.

اقدامات PJSC MIPC در اجرای سیاست زیست محیطی

برای اجرای این سیاست زیست محیطی، PJSC MIPC به طور سیستماتیک اقدامات زیر را انجام می دهد:

- پیاده سازی و حفظ یک سیستم مدیریت زیست محیطی که مطابقت دارد استانداردهای بین المللی;

- مشارکت مداوم پرسنل PJSC MIPC در فعالیت‌های کاهش خطرات زیست‌محیطی و بهبود عملکرد زیست‌محیطی تولید؛

- معرفی فن آوری ها و روش های کاری جدید که به کاهش آلودگی هوا، آلودگی صوتی، آلودگی زمین، تولید زباله های تولیدی کمک می کند.

- ارائه آموزش حرفه ای و زیست محیطی برای کارکنان PJSC MIPC.

- اطمینان از در دسترس بودن اطلاعات زیست محیطی در مورد فعالیت های اقتصادی PJSC MIPC برای اشخاص ذینفع، اعتبار و شفافیت تصمیمات اتخاذ شده که بر اجرای سیاست زیست محیطی تأثیر می گذارد.

این خط مشی زیست محیطی PJSC MIPC در اولویت قرار دارد و مورد توجه همه کارکنان PJSC MIPC قرار می گیرد.

گازهای هیدروکربن مایع (LHG) از گازهای نفتی مرتبط تولید می شوند. اینها گازهای خالص یا مخلوط های خاصی هستند که می توانند برای گرمایش خانه، سوخت خودرو و همچنین برای تولید محصولات پتروشیمی استفاده شوند.

NGL به HFC

گازهای هیدروکربنی مایع شده از بخش وسیعی از هیدروکربن های سبک (NGL) به دست می آیند که به نوبه خود از گازهای نفتی مرتبط (APG) جدا می شوند.

جداسازی NGL به اجزای تشکیل دهنده آن - هیدروکربن های منفرد - در واحدهای شکنش گاز (GFU) صورت می گیرد. فرآیند جداسازی شبیه به جداسازی APG است. با این حال، در این مورد، جداسازی باید با دقت بیشتری انجام شود. از NGLها در فرآیند شکنش گاز، محصولات مختلفی را می توان به دست آورد. این می تواند پروپان یا بوتان و همچنین مخلوط پروپان بوتان باشد (به آن SPBT یا مخلوط فنی پروپان بوتان می گویند). SPBT رایج ترین نوع گازهای مایع است - به این شکل است که این محصول به مردم، شرکت های صنعتی عرضه می شود و صادر می شود. بنابراین، از 2.034 میلیون تن LPG فروخته شده توسط Gazprom Gazenergoset در سال 2012، مخلوط پروپان-بوتان 41٪، بوتان - یک سوم تحویل، پروپان - حدود 15٪ را به خود اختصاص داد.

همچنین با جداسازی NGL، بوتان فنی و پروپان فنی، پروپان خودرو (PA) یا مخلوطی از PBA (خودروی پروپان بوتان) به دست می آید.

اجزای دیگری نیز وجود دارند که با پردازش NGL ها جدا می شوند. اینها ایزوبوتان و ایزوبوتیلن، پنتان، ایزوپنتان هستند.

گازهای مایع نفتی چگونه استفاده می شوند؟

گازهای هیدروکربن مایع را می توان به روش های مختلفی استفاده کرد. احتمالاً همه از زمان شوروی با سیلندرهای پروپان قرمز روشن آشنا هستند. آنها برای پخت و پز روی اجاق های خانگی یا برای گرم کردن خانه های روستایی استفاده می شوند.

همچنین، گاز مایع را می توان در فندک ها استفاده کرد - معمولاً پروپان یا بوتان در آنجا پمپ می شود.

از گازهای هیدروکربن مایع نیز برای گرمایش استفاده می شود شرکت های صنعتیو ساختمان های مسکونی در مناطقی که گاز طبیعی هنوز از طریق خطوط لوله نرسیده است. LPG در این موارد در نگهدارنده های گاز - ظروف مخصوص که می تواند هم زمینی و هم زیر زمینی باشد، ذخیره می شود.

از نظر کارایی، پروپان بوتان بعد از گاز طبیعی اصلی در رتبه دوم قرار دارد. در عین حال، استفاده از LPG در مقایسه با محیط زیست سازگارتر است، برای مثال: سوخت دیزلییا روغن

گاز در موتور و پکیج

پروپان، بوتان و مخلوط آنها به همراه گاز طبیعی (متان) به عنوان سوخت جایگزین برای سوخت گیری خودروها استفاده می شود.
استفاده از سوخت موتور گاز طبیعی در حال حاضر بسیار مهم است، زیرا هر ساله ناوگان وسایل نقلیه داخلی، متشکل از بیش از 34 میلیون دستگاه است. وسیله نقلیههمراه با گازهای خروجی، 14 میلیون تن مواد مضر منتشر می شود. و این 40 درصد از کل انتشارات صنعتی در جو است. گازهای خروجی از موتورهای گازسوز چندین برابر کمتر مضر هستند.

اگزوز موتورهای گازسوز حاوی ۲ تا ۳ برابر کمتر مونوکسید کربن (CO) و ۱.۲ برابر کمتر اکسید نیتروژن است. در عین حال، در مقایسه با بنزین، هزینه LPG تقریباً 30 تا 50٪ کمتر است.

بازار سوخت موتور گازی به طور فعال در حال توسعه است. در حال حاضر بیش از 3000 پمپ بنزین و بیش از 1 میلیون خودروی گاز سوز در کشورمان وجود دارد.

در نهایت، گازهای هیدروکربن مایع مواد خام برای صنعت پتروشیمی. برای تولید محصولات LPG، آنها تحت یک فرآیند پیچیده قرار می گیرند که در بسیار زمان انجام می شود دمای بالا- پیرولیز نتیجه الفین ها - اتیلن و پروپیلن است که سپس در نتیجه فرآیند پلیمریزاسیون به پلیمرها یا پلاستیک ها - پلی اتیلن، پلی پروپیلن و انواع دیگر محصولات تبدیل می شوند. یعنی کیسه های پلاستیکی که در زندگی روزمره استفاده می کنیم، ظروف یکبار مصرفظروف و بسته بندی بسیاری از محصولات از گازهای مایع ساخته شده است.

فن آوری های تولید نفت و گاز و همچنین حمل و نقل آنها به طور مداوم در حال بهبود است. و یکی از درخشان ترین نمونه هااین گاز طبیعی مایع (LNG) است، یعنی فناوری مایع سازی گاز در مقیاس بزرگ و حمل و نقل LNG از طریق دریا در فواصل طولانی. LNG یک انقلاب واقعی در بازار گاز است که تصویر انرژی مدرن را تغییر می‌دهد، اثباتی که صنعت مواد خام قادر به تولید راه‌حل‌های مدرن با فناوری پیشرفته است. LNG بازارهای جدیدی را برای سوخت "آبی" باز می کند، کشورهای بیشتری را در تجارت گاز درگیر می کند و به حل معمای امنیت انرژی جهانی کمک می کند. اصطلاح مکث گاز به معنای مصرف فعال گاز و تبدیل احتمالی آن به سوخت شماره یک، عبارتی خالی نیست.

فن آوری تولید صنعتیگاز طبیعی مایع زمان زیادی نیست. اولین کارخانه صادرات LNG در سال جاری به بهره برداری رسید1964 اما از آن زمان، این روند به طور مداوم بهبود یافته است، و به عنوان مثال، امروزه طرح هایی برای اولین نیروگاه های سیار مایع سازی گازی شناور جهان که بر روی کشتی های با ظرفیت بزرگ واقع شده اند، آماده شده است.

گاز طبیعی مایع چندین بخش صنعتی را در طول زنجیره می کشد. اینها کشتی سازی، مهندسی حمل و نقل و شیمی هستند. گاز طبیعی مایع حتی زیبایی شناسی جامعه بسیار صنعتی امروزی را شکل می دهد. هرکسی که کارخانه مایع سازی گازی را دیده باشد، می تواند در این مورد قانع شود.

روسیه، با داشتن بزرگترین ذخایر گاز جهان، مدت هاست که از تجارت مایع سازی و LNG خارج شده است. اما این شکاف تاسف بار پر شده است. در سال 2009، اولین کارخانه مایع سازی گاز در ساخالین، پروژه ساخالین-2، به بهره برداری رسید. بسیار مهم است که فناوری های پیشرفته در زمینه مایع سازی گاز در روسیه اجرا شود. به عنوان مثال، گیاه ساخالین بر اساس فن آوری پیشرفتهمایع سازی با یک معرف مخلوط دوگانه، که به طور خاص برای این پروژه توسعه یافته است. از آنجایی که تولید LNG در بیش از حد انجام می شود دمای پایینشرایط آب و هوایی می تواند با ارزان تر و کارآمدتر کردن تولید LNG سودمند باشد فرایند تولید.

از سوی دیگر روسیه چاره دیگری جز LNG ندارد. فرآیندهای یکپارچه سازی در جهان در حال توسعه است، LNG رقبا در حال حاضر به بازارهای صادرات سنتی گاز روسیه، یعنی به اروپا می آید و گازپروم را جایگزین می کند، و قطر و استرالیا در حال ایجاد موقعیت های خود در منطقه آسیا و اقیانوسیه هستند که روسیه را به خطر می اندازد. قصد دارد به این بازارها صادرات داشته باشد.

میادین غول پیکر قدیمی در مرحله کاهش تولید هستند، صندوق جدید "ستاره هایی" را در قالب میادین Bovanenkovskoye و Kharasaveyskoye به جای گذاشته است. در مرحله بعد، کشور باید به قفسه رفته و بر فناوری های جدید تسلط یابد. و این اتفاق افتاد که کارخانه های LNG مبنایی برای کسب درآمد از ذخایر گاز دقیقاً چنین میدان هایی - نزدیک به ساحل، اما دور از مصرف کننده - در نظر گرفته می شوند.

عبارت روسی "گاز طبیعی مایع" با انگلیسی Liquified Natural Gas (LNG) مطابقت دارد. مهم است که LNG را از گروه مایع شده تشخیص دهیم گازهای هیدروکربنی(LPG)، که شامل پروپان بوتان مایع (SPB) یا گاز مایع (LPG) می شود. اما تشخیص آنها از یکدیگر و درک "خانواده" گازهای هیدروکربن مایع آسان است. در واقع، تفاوت اصلی این است که چه نوع گازی مایع می شود. اگر یک ما در مورد صحبت می کنیمدر مورد مایع شدن گاز طبیعی که عمدتاً متان است، از اصطلاح گاز طبیعی مایع - یا به اختصار LNG - استفاده می شود. متان ساده ترین هیدروکربن است، حاوی یک اتم کربن و دارای فرمول شیمیایی CH4 است. در مورد مخلوط پروپان بوتان، ما در مورد پروپان بوتان مایع صحبت می کنیم. به عنوان یک قاعده، از گازهای نفتی مرتبط (APG) یا در هنگام پالایش نفت به عنوان سبک ترین کسر استخراج می شود. LPG اول از همه به عنوان یک ماده خام در پتروشیمی برای تولید پلاستیک، به عنوان منبع انرژی برای گازسازی شهرک ها یا در وسایل نقلیه استفاده می شود.

LNG نیست محصول جداگانه، اگرچه فرصت هایی برای استفاده مستقیم از LNG وجود دارد. این عملاً همان متانی است که از طریق خطوط لوله تامین می شود. اما این یک روش اساسی برای رساندن گاز طبیعی به مصرف کننده است. به صورت مایع، متان را می توان از طریق دریا در فواصل طولانی حمل کرد، که به ایجاد بازار جهانی گاز کمک می کند و به تولیدکننده گاز اجازه می دهد تا فروش خود را متنوع کند و خریدار، جغرافیای خرید گاز را گسترش دهد. تولید کننده LNG آزادی زیادی در جغرافیای عرضه دارد. پس از همه، برای ایجاد یک زیرساخت برای حمل دریاییدر مسافت های طولانی سود بیشتری نسبت به کشیدن خط لوله گاز برای هزاران کیلومتر دارد. تصادفی نیست که LNG "لوله انعطاف پذیر" نیز نامیده می شود و مزیت اصلی آن را نسبت به روش سنتی تحویل گاز نشان می دهد: یک خط لوله معمولی به شدت میادین را با یک منطقه مصرف خاص به هم متصل می کند.

پس از تحویل به مقصد، LNG دوباره به حالت گازی تبدیل می شود - در کارخانه تبدیل مجدد به گاز، دمای آن به دمای محیط می رسد و پس از آن گاز برای حمل و نقل از طریق شبکه های خط لوله معمولی مناسب می شود.

LNG یک مایع شفاف، بی رنگ و غیر سمی است که در دمای -160 درجه سانتیگراد تشکیل می شود. پس از تحویل به مقصد، LNG دوباره به حالت گازی تبدیل می‌شود: در کارخانه گازسازی مجدد، به دمای محیط می‌رسد و پس از آن گاز برای انتقال از طریق شبکه‌های خط لوله معمولی مناسب می‌شود.

مزیت اصلی گاز مایع نسبت به همتای خط لوله خود این است که 618 تا 620 برابر حجم کمتری در حین ذخیره سازی و حمل و نقل اشغال می کند که به طور قابل توجهی هزینه ها را کاهش می دهد. به هر حال گاز طبیعی در مقایسه با نفت چگالی حرارتی کمتری دارد و بنابراین برای انتقال حجم گاز و نفت با همان چگالی ارزش حرارتی(یعنی میزان گرمای آزاد شده در حین احتراق سوخت) در حالت اول به حجم زیادی نیاز است. این جایی است که ایده مایع سازی گاز به منظور افزایش حجم آن به وجود آمد.

LNG را می توان در فشار اتمسفر ذخیره کرد، نقطه جوش آن -163 درجه سانتیگراد است، غیر سمی، بی بو و بی رنگ است. گاز طبیعی مایع برای مصالح ساختاری خورنده نیست. خواص زیست محیطی بالای LNG با عدم وجود گوگرد در گاز مایع توضیح داده می شود. اگر گوگرد در گاز طبیعی وجود داشته باشد، قبل از فرآیند مایع سازی حذف می شود. جالب اینجاست که آغاز عصر گاز مایع در ژاپن دقیقا به این دلیل است که شرکت های ژاپنیتصمیم گرفت از LNG به عنوان سوخت برای کاهش آلودگی هوا استفاده کند.

LNG تولید شده در کارخانه های مدرن عمدتاً متان است - حدود 95٪ و 5٪ باقی مانده اتان، پروپان، بوتان و نیتروژن است. بسته به سازنده، محتوای مولی متان می تواند از 87 (گیاهان الجزایری) تا 99.5٪ (کارخانه کنای، آلاسکا) متفاوت باشد. حرارت کمتراحتراق 33494 kJ/cu m یا 50116 kJ/kg است. برای تولید LNG، گاز طبیعی ابتدا از آب، دی اکسید گوگرد، مونوکسید کربن و سایر اجزاء تصفیه می شود. از این گذشته ، آنها در دمای پایین یخ می زنند ، که منجر به خرابی تجهیزات گران قیمت می شود.

از بین تمام منابع انرژی هیدروکربنی، گاز مایع تمیزترین است - به عنوان مثال، هنگامی که برای تولید برق استفاده می شود، انتشار CO2 در جو نصف زغال سنگ است. علاوه بر این، محصولات احتراق LNG حاوی مونوکسید کربن و اکسید نیتروژن کمتری نسبت به گاز طبیعی هستند - این به دلیل تصفیه بهتر در حین احتراق است. همچنین در گاز مایع گوگردی وجود ندارد که این نیز مهمترین عامل مثبت در ارزیابی خواص زیست محیطی LNG است.

زنجیره کامل تولید و مصرف LNG شامل مراحل زیر می باشد

تولید گاز؛

انتقال آن به کارخانه مایع سازی؛

روش مایع سازی گاز، انتقال آن از حالت گازی به حالت مایع، پمپاژ آن به مخازن ذخیره سازی روی تانکرها و حمل و نقل بیشتر.

تبدیل مجدد به گاز در پایانه های خشکی، یعنی تبدیل LNG به حالت گازی.

تحویل به مصرف کننده و استفاده از آن

همانطور که مشخص است، در حال حاضر و در میان مدت، گاز طبیعی به دلیل مزایایی که نسبت به سایر سوخت‌های فسیلی دارد و با توجه به تقاضای روزافزون برای آن، جزء حیاتی در تامین نیازهای جهانی انرژی باقی مانده است.

در حال حاضر بیشترگاز از طریق خطوط لوله اصلی به صورت گازی به مصرف کنندگان می رسد.

در عین حال، در برخی موارد، برای میادین دوردست صعب العبور، انتقال گاز طبیعی مایع (LNG) ارجحیت بیشتری نسبت به حمل و نقل سنتی با خط لوله دارد. محاسبات نشان داده است که حمل و نقل LNG توسط تانکرها، با در نظر گرفتن ساخت تاسیسات مایع سازی و گازی سازی مجدد، از نظر اقتصادی در فواصل 2500 کیلومتری مقرون به صرفه است (اگرچه مثال کارخانه LNG ساخالین ارتباط استثنائات را ثابت می کند). علاوه بر این، صنعت LNG امروزه پیشرو در جهانی شدن صنعت گاز است و از مرزهای مناطق جداگانه فراتر رفته است، که در اوایل دهه 1990 چنین نبود.

با افزایش تقاضا برای LNG، پشتیبانی فنیپروژه های رقابتی LNG در محیط امروزی یک چالش است. یکی از ویژگی های مهم نیروگاه های LNG این است که بیشتر اقلام هزینه توسط پارامترهای خاصی تعیین می شود: کیفیت گاز خام تولیدی، شرایط طبیعی و آب و هوایی، توپوگرافی، حجم عملیات دریایی، در دسترس بودن زیرساخت ها، شرایط اقتصادی و سیاسی.

در این راستا، فناوری‌های تصفیه گاز و مایع‌سازی که امروزه در کارخانه‌های مدرن LNG مورد استفاده قرار می‌گیرند و می‌توان آنها را بر اساس معیارهای مختلف طبقه‌بندی کرد، از اهمیت ویژه‌ای در این زمینه برخوردار است. اما بسیار مهم است که آنها در عرض های جغرافیایی راحت جنوبی یا شدیدتر شمالی قرار گیرند.

بر این اساس، می توان تفاوت های بین این دو گروه را تجزیه و تحلیل کرد، ویژگی ها و کاستی های هر یک را در نظر گرفت، تجربه ساخت و بهره برداری را در اجرای پروژه های جدید LNG در روسیه به ویژه در شرایط قطب شمال به کار گرفت. اما حتی با در نظر گرفتن تجربه موجود، توسعه امیدوارکننده مناطق قطب شمال، که در آن تا 25 درصد از ذخایر هیدروکربنی کشف نشده در آن قرار دارد، می تواند در آینده با نوآوری هایی که کارایی و رقابت را افزایش می دهد، تضمین شود.

تاریخچه تولید LNG

آزمایش‌ها برای مایع کردن گاز طبیعی در اواخر قرن نوزدهم آغاز شد. اما تنها در سال 1941 بود که یک کارخانه تجاری LNG در کلیولند (ایالات متحده آمریکا، اوهایو) ساخته شد. این واقعیت که LNG را می توان با کشتی در مسافت های طولانی حمل کرد، با مثال حمل و نقل نشان داده شده است تانکر LNG"پیونیر متان" در سال 1959

اولین کارخانه LNG با بار پایه صادراتی پروژه Camel در Arzev (الجزایر) بود که در سال 1964 راه اندازی شد. اولین کارخانه تولید LNG در شرایط شمالی در سال 1969 کارخانه ایالات متحده در آلاسکا بود. بیشتر پیشرفت‌ها در فن‌آوری‌های آماده‌سازی گاز برای مایع‌سازی و مایع‌سازی آن قبلاً انجام شده و در حال حاضر توسط گروه‌هایی از دانشمندان که به طور منظم کار می‌کنند انجام می‌شود. شرکت های تجاری. مشارکت کنندگان اصلی تجارت بین المللی LNG و تاریخ راه اندازی کارخانه بر اساس سالها در جدول ارائه شده است. یکی

در ابتدای سال 2014، 32 نیروگاه LNG در 19 کشور فعال بود. 11 کارخانه LNG در پنج کشور در دست ساخت هستند. 16 نیروگاه LNG دیگر در هشت کشور در حال برنامه ریزی است. در روسیه، علاوه بر کارخانه LNG در مورد. ساخالین، پروژه ای برای ساخت یک کارخانه LNG بالتیک در منطقه لنینگراد وجود دارد و یک کارخانه LNG در یامال با مشارکت شرکای خارجی برنامه ریزی شده است. پیشنهادهایی برای ساخت تاسیسات LNG برای توسعه میدان های Shtokman و Yuzhno-Tambeyskoye و برای اجرای پروژه های Sakhalin-1 و Sakhalin-3 وجود دارد.

تعداد زیادی از سازمان های روسی در پروژه های مربوط به گاز مایع شرکت داشتند: Gazprom VNIIGAZ LLC، کارخانه پردازش گاز مسکو، کارخانه های پردازش گاز Sosnogorsk و Orenburg، JSC " کارخانه ماشین سازی"آرسنال"، OJSC "NPO Geliymash"، OJSC "Cryogenmash"، OJSC "Uralkriomash"، OJSC "Giprogaztsentr" و دیگران.

کل سیستم LNG شامل عناصر تولید، پردازش، پمپاژ، مایع سازی، ذخیره سازی، بارگیری، حمل و نقل و تخلیه، تبدیل مجدد به گاز است. پروژه های LNGنیاز به زمان، پول و تلاش کافی در مرحله طراحی، با ارزیابی اقتصادی، اجرای ساختمانی و تجاری. معمولا بیش از 10 سال از طراحی تا اجرا طول می کشد. بنابراین، عقد قراردادهای 20 ساله معمول است. ذخایر گاز در میدان باید برای 20 تا 25 سال کافی باشد تا بتوان آن را به عنوان منبع هیدروکربن های سبک برای LNG در نظر گرفت. عوامل تعیین کننده عبارتند از ماهیت گاز، فشار موجود در مخزن، ارتباط گاز آزاد و محلول با نفت خام، عوامل حمل و نقل، از جمله فاصله تا بندر.

صنعت LNG در طول سال ها جهش های بزرگی داشته است. اگر مجموع همه نوآوری ها در این مدت به صورت مشروط 100٪ در نظر گرفته شود، 15٪ بهبود فرآیند، 15٪ بهبود تجهیزات، و 70٪ یکپارچه سازی حرارت و برق است. در عین حال، هزینه های سرمایه ای 30 درصد کاهش یافت و هزینه انتقال گاز از طریق خطوط لوله نیز کاهش یافت. روند مشخصی برای افزایش حجم خطوط تولید وجود دارد. از سال 1964 ظرفیت یک خط تولید 20 برابر شده است. در عین حال، با توجه به وضعیت کنونی اقتصاد و فناوری، منابع گازی که دسترسی به آنها دشوار تلقی می شود، 127.5 تریلیون برآورد می شود. m3. از همین رو مشکل واقعیاین شامل انتقال سوخت فشرده در فواصل طولانی و در سطح وسیعی از آب است.

میز 1

راه اندازی نیروگاه های LNG در جهان

کشور	سال	شرکت	کشور	سال	شرکت ها
الجزیره، شهر ارزو، شهر اسکیکدا	1964/1972	Sonatrach/Saipem-Chiyoda	مصر، سگاس دامیتا		Union Fenosa، Eni، EGAS، EGPC
ایالات متحده آمریکا، کنای	1969	کونوکو فیلیپس، ماراتن	مصر، ایدکو (LNG مصر)	2005	BG، Petronas، EGAS/EGPC
لیبی، مارسائل برگا	1971	روغن اکسون سرت	استرالیا، داروین	2006	Kenai LNG، Conoco Phillips، Santos، Inpex، Eni، TEPCO
برونئی، لوموت	1972	پوسته	معادله گینه، اوه بیوکو	2007	ماراتن، جنرال الکتریک بنزین
امارات متحده عربی	1977	BP، توتال، ADNOC	نروژ، در مورد ملکویا، اسنویت	2007	استات اویل، پتورو، توتال
اندونزی، بونتانگ، در مورد. بورنئو	1977	پرتامینا، توتال	اندونزی، ایریان جایا، تانگو	2009	BP، CNOOC، INPEX، LNG ژاپن، JX Nippon Oil &Energy، KG Berau، "Talisman
اندونزی، آرون، کاشت. سوماترا	1978	Pertamina، Mobil LNG اندونزی، JILCO	روسیه، ساخالین	2009	گازپروم، شل
مالزی، ساتو	1983	پتروناس، شل	کاترگاز 2	2009	قطر پترولیوم، اکسون موبیل
استرالیا، شمال غربی	1989	Woodside، Shell، BHP، BP، Chevron، Mitsubishi/Mitsui	یمن، بلحاف	2009	توتال، هانت اویل، یمن گاز، کوگاس، هیوندای، SK Corp، GASSP
مالزی، دعا	1995	پتروناس، شل	قطر، راسگاز 2	2009	قطر پترولیوم، اکسون موبیل
کاترگاز 1	1997	قطر پترولیوم، اکسون موبیل	قطر، راسگاز 3	2009	قطر پترولیوم، اکسون موبیل
ترینیداد و توباگو	1999	BP، BG، Repsol، Tractebel	نروژ، ریساویکا	2009	Scangass (Lyse)
نیجریه	1999	NNPC، Shell، Total، Eni	پرو	2010	هانت اویل، رپسول، SK Corp، Marubeni
قطر، راسگاز	1999	قطر پترولیوم، اکسون موبیل	کاترگاز3،4	2010	کونوکو فیلیپس، قطر پترولیوم، شل
عمان / عمان قلهات	2000/06	PDO، Shell، Fenosa، Itochu، Osaka gas، Total، LNG کره، Partex، Itochu	استرالیا، پلوتون	2012	وودساید
مالزی، تیگا	2003	پتروناس، شل، جی ایکس نیپون، دیاموند گاز	آنگولا	2013	شورون، سونانگول، بی پی، انی، توتال

با توزیع نابرابر منابع گاز طبیعی در جهان، فروش این منابع از طریق خطوط لوله ممکن است غیرممکن یا از نظر اقتصادی جذاب نباشد. برای بازارهایی که بیش از 1500 مایل (بیش از 2500 کیلومتر) دورتر هستند، گزینه LNG کاملا مقرون به صرفه است. عمدتاً به همین دلیل، از سال 2005 تا 2018، حجم عرضه جهانی LNG باید دو برابر شود.

بازارهای LNG عمدتاً در مناطقی با رشد صنعتی بالا قرار داشتند. برخی از قراردادها بود قیمت های ثابت; این در سال 1991 زمانی که هزینه LNG شروع به گره خوردن به نفت و فرآورده های نفتی کرد، تغییر کرد. سهم معاملات در بازار نقدی از 4 درصد در سال 1990 به 18 درصد در سال 2012 افزایش یافت.

در زنجیره ارزش مایع سازی LNGگاز طبیعی بخش مورد نیاز است بزرگترین سرمایه گذاری هاو هزینه های عملیاتی بسیاری از فرآیندهای مایع سازی تنها در چرخه های تبرید متفاوت هستند. فرآیندهای مبرد مخلوط منفرد برای خطوط تولید 1 تا 3 Mtpa مناسب هستند. فرآیندهای تکنولوژیکی با حجم 3 تا 10 میلیون تن در سال مبتنی بر استفاده از دو سیکل تبرید متوالی است که افت فشار در مدار گاز طبیعی را به حداقل می رساند. استفاده از سومین چرخه تبرید امکان دور زدن چنین "گلوگاه ها" را فراهم کرد فرآیند تکنولوژیکی، به عنوان قطر مبدل حرارتی برودتی و حجم کمپرسور تبرید برای چرخه پروپان. مطالعات انجام شده در مورد فرآیندهای مختلف روانگرایی نشان می دهد که هر یک از آنها کارایی بیشتری نسبت به سایرین ندارند. بلکه هر تکنولوژی دارد مزایای رقابتیدر شرایط خاص. بعید است که بتوان تغییرات بزرگی در هزینه های سرمایه به دلیل بهبودهای کوچک فرآیند انتظار داشت، زیرا خود فرآیند بر اساس قوانین تغییرناپذیر ترمودینامیک است. در نتیجه، صنعت LNG همچنان به شدت سرمایه بر است.

این امکان وجود دارد که تولید LNG در 30 سال آینده با آنچه امروز وجود دارد متفاوت باشد. تجربه قابل توجهی در خارج از کشور در طراحی، ساخت و بهره برداری از وسایل نقلیه و کشتی های دارای انرژی LNG انباشته شده است. به لطف حل تعدادی از مشکلات فنی، کاهش فعالیت سرمایه گذاری در مجتمع های ساحلی LNG، به دلیل دشواری یافتن گاز موجود، پروژه های LNG شناور توجه همه شرکت کنندگان در صنعت LNG را به خود جلب می کند. نوآوری فنی و ادغام تلاش ها می تواند موفقیت مستمر چنین پروژه هایی را تضمین کند. این مستلزم حل مجموعه ای از وظایف چند جانبه - اقتصادی، فنی و زیست محیطی است.

با این حال، امروزه، مانند سال های اخیر، صنعت LNG شایسته جایگاه مهم خود در بازار انرژی است و به احتمال زیاد در آینده قابل پیش بینی این موقعیت را حفظ خواهد کرد.

آماده سازی گاز برای مایع سازی

فرآیند تصفیه گاز در درجه بالابه خواص گاز خام و همچنین به ورود هیدروکربن های سنگین از طریق گاز خام بستگی دارد. به منظور امکان مایع سازی گاز، ابتدا گاز تصفیه می شود. وقتی وارد گیاه می شود، معمولاً جداسازی اولیه کسری ها اتفاق می افتد و میعانات جدا می شود.

از آنجایی که بیشتر ناخالصی ها (آب، CO2، H2S، جیوه، N2، He، کربونیل سولفید COS، مرکاپتان های RSH و غیره) در دمای LNG منجمد می شوند یا بر کیفیت محصولی که مشخصات محصول مورد نیاز را برآورده می کند، تأثیر منفی می گذارد، این اجزاء عبارتند از: نیز جدا شده است. سپس هیدروکربن‌های سنگین‌تر جدا می‌شوند تا از انجماد آنها در طول فرآیند مایع‌سازی جلوگیری شود.

روی میز. جدول 2 خلاصه ای از مواد اولیه هیدروکربنی مورد استفاده در تمام نیروگاه های مورد بررسی را نشان می دهد.

جدول 2

ترکیبات گاز در کارخانه های شمالی و جنوبی

	مولفه	گاز خام در کارخانه های LNG جنوب				گاز خام در کارخانه های LNG شمال
		امارات متحده عربی (جریان متوسط)	عمان (جریان متوسط)	قطر	ایران (متر. جنوب پارس)	کنای، ایالات متحده آمریکا		ملکویا، نروژ (متوسط)	ساخالین، روسیه
						گاز خشک	گاز مرطوب
1	C1، %	68,7	87,1	82,8	82,8–97,4	99,7	83,5	وجود دارد	وجود دارد
2	C2، %	12,0	7,1	5,2	8,4–11,5	0,07	1,4	یکسان	یکسان
3	C3، %	6,5	2,2	2,0		0,06	2,2	«	«
4	C4، %	2,6	1,3	1,1			2,2	«	«
5	C5، %	0,7	0,8	0,6			1,2	«	«
6	C6+، %	0,3	0,5	2,6			8,6	«	«
7	H2S، %	2,9	0	0,5	0,5–1,21	0,01	نه		«
8	CO2، %	6,1	1	1,8	1,8–2,53	0,07	0,4	5–8%	0,7
9	N2، %	0,1	0,1	3,3	3,3–4,56	0,1	0,5	0,8–3,6%	<0,5
10	HG		وجود دارد	وجود دارد	وجود دارد			وجود دارد	وجود دارد
11	او			وجود دارد
12	cos، ppm				3
13	rsh ppm				232
14	H2O	وجود دارد	وجود دارد	وجود دارد	وجود دارد	وجود دارد	وجود دارد	وجود دارد	وجود دارد

واضح است که مخلوط های هیدروکربنی هر یک از این هفت نیروگاه برای تولید LNG مناسب است، زیرا اکثر آنها ترکیبات سبک متان و اتان هستند. جریان گاز ورودی به هر یک از نیروگاه های LNG در نظر گرفته شده حاوی آب، نیتروژن، دی اکسید کربن است. در همان زمان، محتوای نیتروژن بین 0.1-4.5٪، CO2 - از 0.07 تا 8٪ متغیر است. محتوای گاز مرطوب از 1٪ در کارخانه LNG امارات متحده عربی تا 5-11٪ در کارخانه های LNG ایران و آلاسکا متغیر است.

علاوه بر این، جیوه، هلیوم، مرکاپتان ها و سایر ناخالصی های گوگردی در ترکیب گاز تعدادی از گیاهان وجود دارد. مشکل بازیابی سولفید هیدروژن باید در هر نیروگاهی حل شود، به جز کارخانه LNG در عمان. جیوه در گاز وجود دارد

ساخالین، نروژ، ایران، قطر و عمان. وجود هلیوم تنها در پروژه Katargaz2 تایید شده است. حضور RSH، COS در گاز پروژه LNG ایران تایید شد.

همانطور که در جدول 1 نشان داده شده است، ترکیب و حجم گاز نه تنها بر مقدار LNG تولید شده، بلکه بر حجم و تنوع محصولات جانبی نیز تأثیر می گذارد. 3. مشخص می شود که اول از همه، ترکیب گاز بر انتخاب و استفاده از تجهیزات پردازش گاز و در نتیجه کل فرآیند تصفیه گاز و بازده محصول نهایی تأثیر می گذارد.

جدول 3

محصولات جانبی در ترکیب گازی کارخانه های LNG در نظر گرفته شده

محصول جانبی	امارات متحده عربی	عمان	قطر	ایران	ملکویا، نروژ
کشورهای مستقل مشترک المنافع	نه	نه	آره	نه	آره
میعانات	آره	آره	آره	آره	آره
گوگرد	آره	نه	آره	آره	نه
اتان	نه	نه	نه	نه	آره
پروپان	آره	نه	نه	آره	آره
بوتان	آره	نه	نه	آره	نه
نفتا	نه	نه	آره	نه	نه
نفت سفید	نه	نه	آره	نه	نه
گازوئیل	نه	نه	آره	نه	نه
هلیوم			آره

برای حذف گازهای اسیدی، کارخانه های LNG از فرآیند Hi-Pure، ترکیبی از فرآیند حلال K2CO3 برای حذف بیشتر CO2 و فرآیند حلال آمین DEA (دی اتانول آمین) برای حذف باقیمانده CO2 و H2S استفاده می کنند (شکل 1).

کارخانه های LNG در ایران، نروژ، قطر، عمان و ساخالین از سیستم تصفیه گاز اسید آمینه MDEA (متیل دی اتانول آمین) با یک فعال کننده ("aMDEA") استفاده می کنند.

این فرآیند نسبت به فرآیندهای فیزیکی و سایر فرآیندهای آمینی دارای چندین مزیت است: جذب و انتخاب بهتر، فشار بخار کمتر، دمای عملیاتی بهتر، مصرف انرژی و غیره.

مایع سازی گاز

بر اساس اکثر برآوردها و مشاهدات، ماژول مایع سازی گاز 45 درصد از هزینه های سرمایه کل کارخانه LNG را به خود اختصاص می دهد که نشان دهنده 25 تا 35 درصد از کل هزینه های پروژه و حداکثر 50 درصد از هزینه های عملیاتی بعدی است. تکنولوژی مایع سازی بر اساس چرخه تبرید است، زمانی که مبرد گرما را از دمای پایین به دمای بالا از طریق انبساط و انقباض متوالی منتقل می کند. حجم تولید یک خط فرآیند عمدتاً توسط فرآیند مایع سازی، مبرد مورد استفاده، بزرگترین ترکیب موجود از کمپرسور و محرکی که چرخه می کند، و مبدل های حرارتی که گاز طبیعی را خنک می کنند، تعیین می شود.

اصول اولیه تبرید و مایع سازی گازی این است که منحنی های سرمایش-گرمایش گاز و مبرد را تا حد امکان منطبق کنند.

اجرای این اصل منجر به یک فرآیند ترمودینامیکی کارآمدتر می شود که به هزینه کمتری برای هر واحد LNG تولید شده نیاز دارد و این امر در تمام فرآیندهای مایع سازی صدق می کند.

بخش‌های اصلی یک کارخانه مایع‌سازی گاز، کمپرسورهایی هستند که مبردها را به گردش در می‌آورند، محرک‌های کمپرسور و مبدل‌های حرارتی که برای خنک کردن و مایع کردن گاز و تبادل گرما بین مبردها استفاده می‌شوند. بسیاری از فرآیندهای مایع سازی تنها در چرخه های تبرید متفاوت هستند.

جدول 4

جدول داده های خلاصه برای نیروگاه های LNG

مولفه	کارخانه های شمال			کارخانه های LNG جنوب
	کنای	ساخالین	برف	ایران	کاتارگاز	امارات متحده عربی	عمان
تعداد شرکت کنندگان در تولید LNG
تعداد خریداران LNG		³5	³2			³1	³3
مدت قراردادهای خرید LNG، سالها
تعداد مخازن LNG	3	2	2	3	5	3	2
ظرفیت مخزن هزار متر مکعب	36	100	125	140	145	80	120
ظرفیت مزرعه مخزن، هزار متر مکعب
تعداد تانکرها	2	3	4	–	14	5	–
ظرفیت تانکر، هزار متر مکعب	87,5	145	145	–	210…270	88…125	–
تعداد خطوط تولید	1	2	1	2	2	3	3
حجم خط 1، میلیون تن در سال	1,57	4,8	4,3	5,4	7,8	2,3-3,0	3,3
حجم کل، میلیون تن در سال	1,57	9,6	4,3	10,8	15,6	7,6	10
ذخایر گاز، میلیارد متر مکعب	170…238	397…566	190…317	51000	25400	–	–
شروع بهره برداری از کارخانه	1969	2009	2007	–	2008	1977	2000

مولفه	کارخانه های شمال			کارخانه های LNG جنوب
	کنای	ساخالین	برف	ایران	کاتارگاس	امارات متحده عربی	عمان
مساحت گیاه، کیلومتر مربع	0,202	4,9	1	–	–	–	1,4
استفاده از تکنولوژی مایع سازی	آبشار بهینه شده	DMR	MFC	MFC	AP-X	"C3/MR"	"C3/MR"
تعداد چرخه های تبرید	3	2	3	3	3	2	2
ترکیب مبرد 1. پیش خنک شدن	پروپان	اتان، پروپان	متان، اتان، پروپان، نیتروژن	متان، اتان، پروپان، نیتروژن	پروپان	پروپان	پروپان
ترکیب مبرد دوم	اتیلن	متان، اتان، پروپان، نیتروژن	متان، اتان، پروپان، نیتروژن	متان، اتان، پروپان، نیتروژن	مختلط	7% نیتروژن، 38% متان، 41% اتان، 14% پروپان	مختلط
ترکیب سومین مبرد	متان	–	متان، اتان، پروپان، نیتروژن	متان، اتان، پروپان، نیتروژن	نیتروژن	–	–
خنک کننده اضافی	آب، هوا	هوا	آب دریا	آب دریا، آب، هوا	آب، هوا		آب دریا، هوا
حداکثر بهره وری خط تولید 1 برای این فناوری مایع سازی، میلیون تن در سال	7,2	8	8…13	8…13	8…10		5

روی میز. 4 ویژگی های مقایسه ای فرآیندهای روان سازی را برای همه گیاهان مورد تجزیه و تحلیل نشان می دهد. طرح فن آوری مایع سازی "C3/MR" (شکل 2)، که در کارخانه های LNG در عمان و امارات استفاده می شود، نیز رایج ترین طرح در جهان امروز است.

بررسی و مقایسه تمامی نیروگاه های فعلی LNG شمالی و نیروگاه های LNG در خاورمیانه به این نتیجه می رسد: تفاوت هایی بین آنها در طراحی، انتخاب فن آوری های مایع سازی گاز و عملکرد وجود دارد.

این بدان معناست که آب و هوا و مکان بر پروژه های LNG فعلی و آینده قطب شمال تأثیر می گذارد.

حجم تولید و انتخاب فناوری توسط عواملی مانند شرایط محیطی تعیین نمی شود. در نمونه کارخانه های LNG نروژی و ساخالین، نشان داده شده است که تولید LNG در مناطق شمالی بازده بیشتری دارد. این تجزیه و تحلیل هیچ دلیلی را نشان نداد که بتواند از استفاده از فناوری های مایع سازی گاز مورد بررسی در کارخانه ها در شرایط آب و هوایی جنوب و شمال جلوگیری کند، به استثنای فناوری جدید DMR، که به طور خاص برای شرایط ساخالین توسعه یافته است.

با این حال، انتخاب فناوری برای یک منطقه خاص بر راندمان و مصرف انرژی تولید LNG تأثیر می‌گذارد، زیرا این پارامترهای فرآیند مایع‌سازی با توجه به اینکه آیا نیروگاه در سرما کار می‌کند یا خیر تعیین می‌شود. همچنین ذکر این نکته ضروری است که همه پروژه های شمالی هر بار نیاز به یک راه حل فن آوری جدید برای فرآیند مایع سازی داشتند، در حالی که در خاورمیانه استفاده از فناوری های استاندارد رایج است.

تعداد شرکت کنندگان پروژه در نیروگاه های جنوبی بین 3 تا 9 نفر است که 1.5 برابر بیشتر از پروژه های LNG شمال است که تعداد تولیدکنندگان از 2 تا 6 نفر است.

می‌توان فرض کرد که چنین تفاوتی نه تنها توسط سیاست‌های دولت‌ها و شرکت‌های ملی تعیین می‌شود، بلکه با توجه به ویژگی‌های مکان تأسیسات تولید شمال، که در آن قابلیت اطمینان و اطمینان بازیگران قوی و بزرگ بازار ضروری است، تعیین می‌شود. بعید است که در دسترس بودن سرمایه گذاری ها نقش تعیین کننده ای در اینجا ایفا کند، زیرا همیشه بازیگران بالقوه بازار برای پروژه های LNG وجود دارد.

همه نیروگاه های LNG در نظر گرفته شده برای میادین نسبتا بزرگ با ذخایر گاز حداقل 170 میلیارد متر مکعب ساخته شده اند. هیچ وابستگی پروژه های شمالی و جنوبی به ذخایر گاز وجود نداشت، اما بدیهی است که مناطق جنوبی فرصت های زیادی برای اجرای پروژه های کوچک LNG با حجم تولید سالانه کمتر - حداکثر تا 3 میلیون تن در سال دارند.

یک استدلال به نفع این بیانیه کارخانه LNG در کنای (ایالات متحده آمریکا) است که در آن حجم تولید نسبتاً کم 1.57 میلیون تن در سال و کاهش انتظاری ذخایر این سؤال را در مورد مصلحت ادامه پروژه پس از 40 سال عملکرد موفقیت آمیز ایجاد می کند. .

تکرار تجهیزات حیاتی مانند کمپرسورهای تبرید رایج نیست و فقط در قدیمی ترین کارخانه LNG در کنای رخ می دهد. استفاده از تجهیزات اضافی نه تنها می تواند یک راه حل فن آوری قدیمی باشد، بلکه تا حدی قابل توجیه است (در صورتی که تنها یک خط فناوری در شرایط شمالی برای افزایش قابلیت اطمینان وجود داشته باشد). به هر حال، اما توسعه سال 1992 توسط فیلیپس، نصب تک توربوشارژر را فراهم می کند. فناوری روان‌سازی ایمنی دوگانه فیلیپس ممکن است گزینه مناسبی برای میادین گازی کوچک و ایزوله باشد.

از نظر پارامترهایی مانند شرایط قرارداد، بازارهای فروش، ذخایر هیدروکربنی در مزارع، اندازه ناوگان نفتکش ها و مزارع مخازن، استفاده از مبردهای مخلوط و تعداد سیکل های تبرید، اختلاف زیادی بین جنوب و شمال وجود نداشت. گیاهان یکنواختی بازارهای فروش (ژاپن، کره، تایوان، اروپا) - صرف نظر از زمان راه اندازی و مکان کارخانه های LNG - سودآوری واردات LNG توسط تانکرها از طریق مناطق آبی بزرگ را برای کشورهای توسعه یافته در غیاب یا کمبود منابع انرژی نشان می دهد.

استفاده از فناوری‌های گاز مایع با مبردهای مخلوط، بدون توجه به منطقه کارخانه، ارجحیت بیشتری نسبت به استفاده از فناوری‌هایی با مایعات همگن دارد، زیرا منحنی چگالش بیشتر با منحنی خنک‌کننده گاز طبیعی مطابقت دارد و راندمان فرآیند خنک‌سازی را افزایش می‌دهد. و ترکیب مبرد را می توان با تغییر ترکیب گاز تغییر داد. مزیت اصلی مبردهای همگن سهولت استفاده است، اما از نظر ترکیبی از مزایا نسبت به مبردهای مخلوط پایین تر هستند.

هیچ وابستگی مستقیمی به تعداد چرخه های تبرید به مکان گیاهان در عرض های جغرافیایی جنوبی یا شمالی وجود ندارد. اکثر فن آوری های مدرن مایع سازی گاز شامل استفاده از سه چرخه است، زیرا فرآیند متراکم کردن گاز طبیعی کامل تر است. صرف نظر از محل کارخانه، شرایطی که برای آن قراردادهای بلندمدت برای تامین LNG منعقد می شود، از 15 سال به 20...30 سال افزایش یافته است.

تعداد تولیدکنندگان و خریداران LNG که در روابط کالایی و تولیدی مشارکت دارند نیز اخیرا افزایش یافته است.

هزینه حمل و نقل LNG به دلیل عرضه تانکرهای بزرگ کاهش می یابد. در عین حال برای حمل LNG از نیروگاه های شمال استفاده از تانکرهای تقویت شده ویژه مناسب برای استفاده در شرایط سخت یخبندان ضروری است. گواه این امر واقعیت زیر است: در تیر و آذر 93، تانکرهای LNG کنای با ظرفیت 71500 مترمکعب با تانکرهایی با ظرفیت 87500 مترمکعب با نام های «عقاب قطبی» و «خورشید قطبی» جایگزین شدند. آنها 15 درصد کوتاهتر از تانکرهای اصلی بودند و 23 درصد LNG بیشتر حمل می کردند. این امر تا حدی به دلیل الزامات طرف ژاپنی برای استفاده از نفتکش های بزرگ و جدید و تا حدودی به دلیل افزایش توان عملیاتی نیروگاه بود. این تانکرها مانند پیشینیان خود برای شرایط آب و هوایی سخت و دمای پایین طراحی شده اند. ظروف منشوری مستقل روی آنها قرار داده شد. تانکرها دارای تقویت کننده یخ بدنه، پروانه، شفت و مکانیزم های محرک هستند.

همچنین در نظر گرفتن پیچیدگی شرایط آب و هوایی، یخ، موج، باد هنگام بارگیری تانکرها در نیروگاه های LNG شمالی، ارزش دارد. در شرایط قطب شمال، بهبود راندمان چرخه تبرید اولیه به احتمال زیاد نیاز به جایگزینی پروپان با مبرد با نقطه جوش پایین‌تر دارد. این مبرد می تواند اتان، اتیلن یا یک مبرد مخلوط چند جزئی باشد. توانایی نیروگاه های LNG برای بهره مندی از راندمان تئوری بالاتر مایع سازی گاز در دماهای سرد به دمای طراحی نیروگاه های قطب شمال و استراتژی های عملیاتی طراحی آنها بستگی دارد. اگر میانگین دمای سالانه در پروژه‌ها به عنوان دمای طراحی ثابت در نظر گرفته شود، آنگاه تلفات ناشی از دماهای بالاتر از دمای متوسط ​​(با ضریب 1.8٪ / درجه سانتی‌گراد) می‌تواند به طور قابل‌توجهی از مزایای چگالش کارآمد در دماهای کمتر از حد متوسط ​​بیشتر باشد. این ممکن است به این دلیل باشد که حجم تولید LNG به منظور دستیابی و برآورده کردن سهمیه های تولید تغییر می کند. برعکس، گرفتن پروژه بر اساس حجم و باد کردن دمای طراحی (بالاتر از دمای متوسط ​​محیط) برای دستیابی به حجم‌های مورد نیاز می‌تواند منجر به بازده کلی بالاتر و همچنین هزینه‌های سرمایه بیشتر شود.

اگر تصمیم به بهره برداری از نیروگاه با حجم های متفاوت بسته به دمای محیط گرفته شود، آنگاه خواص لجستیک حمل و نقل گاز خام و LNG باید با چنین تغییراتی تنظیم شود.

این همیشه ممکن نیست. به عنوان مثال، شرایط محیطی سردتر می تواند باعث تاخیر کشتی شود، زمانی که کارخانه بتواند حداکثر محصول را تولید کند. بنابراین، تعادل بین مزایای اقتصادی خطوط فرآیند بزرگ، پیکربندی بهینه طراحی از نقطه نظر عملیاتی، و پیچیدگی‌های ساخت و ساز و چالش‌های راه‌اندازی یک کارخانه در مکان‌های دوردست تحت شرایط محیطی متغیر ضروری خواهد بود.

بنابراین، بر اساس آنچه گفته شد، می توان به نتایج زیر دست یافت.

مجموعه واحدها، پارامترهای تکنولوژیکی آنها و محدوده محصولات مرتبط به خواص و حجم گاز مورد استفاده بستگی دارد. تجزیه و تحلیل وابستگی قابل توجهی به مکان کارخانه LNG از عواملی مانند توالی مکان واحدهای فرآیند، انتخاب فن آوری های تصفیه گاز و عملکرد آنها نشان نداد.

هر فرآیندی برای خواص گاز خاص و شرایط کاربرد خاص مناسب است و کاربردی ترین و کارآمدترین برای استفاده از فرآیندهای در نظر گرفته شده، فرآیند تصفیه شیمیایی MDEA فعال شده با فعال کننده و فرآیند فیزیکی سولفینول-D است.

تفاوت های قابل توجهی در انتخاب و عملکرد فن آوری مایع سازی بین نیروگاه های LNG شمال و جنوب شناسایی شده است. آب و هوا و محل کارخانه ها عواملی هستند که بر پروژه های LNG موجود در قطب شمال تأثیر می گذارند و عاملی خواهند بود.

کتابشناسی - فهرست کتب

1. Puzhailo A.F.، Savchenkov S.V.، Repin D.G. نیروگاه ها و تامین برق تاسیسات حمل و نقل گاز: مونوگراف مجموعه "کارهای علمی برای 45 سالگی JSC Giprogaztsentr" / Ed. O.V. کریوکوف T. 3. N. Novgorod: Istok, 2013. 300s.
2. بوچنف O.A.، Sarkisian V.A. چشم انداز گاز طبیعی مایع در بازارهای انرژی//صنعت گاز. 2005. شماره 2.
3. Dorozhkin V.Yu.، Teregulov R.K.، Mastobaev B.N. آماده سازی گاز برای مایع سازی بسته به خواص آن//حمل و نقل و ذخیره سازی فرآورده های نفتی و هیدروکربن ها. 2013. شماره 1.
4. Izotov N.V.، Nikiforov V.N. تحقیق در مورد فناوری های مایع سازی گاز طبیعی//صنایع گاز. 2005. شماره 1.