บ้าน เครดิต การผลิตก๊าซโพรเพนเหลว จะทำให้ก๊าซเหลวได้อย่างไร? การผลิตและการใช้ก๊าซเหลว

การผลิตก๊าซโพรเพนเหลว จะทำให้ก๊าซเหลวได้อย่างไร? การผลิตและการใช้ก๊าซเหลว

สาธารณะ การร่วมทุน Gazprom เป็นบริษัทพลังงานระดับโลกที่ดำเนินธุรกิจด้านการสำรวจและผลิตทางธรณีวิทยา ก๊าซธรรมชาติก๊าซคอนเดนเสทและน้ำมัน การขนส่ง การจัดเก็บ การแปรรูป และการขาย รวมถึงการผลิตไฟฟ้าในรัสเซียและต่างประเทศ

PJSC Gazprom บริษัทสาขาและองค์กรต่างๆ จัดตั้งบริษัทบูรณาการในแนวดิ่ง (ต่อไปนี้จะเรียกว่าบริษัท) โดย PJSC Gazprom เป็นบริษัทแม่ที่กำหนด กลยุทธ์โดยรวมการพัฒนา.

กลยุทธ์ของ PJSC Gazprom คือการเป็นผู้นำในกลุ่มบริษัทพลังงานระดับโลก นี่แสดงถึงทัศนคติที่มีความรับผิดชอบต่อการรักษาสภาพแวดล้อมที่เอื้ออำนวยสำหรับคนรุ่นปัจจุบันและอนาคต

นโยบายด้านสิ่งแวดล้อมของ PJSC Gazprom เป็นไปตามรัฐธรรมนูญ สหพันธรัฐรัสเซีย, กฎหมายของรัฐบาลกลางและการดำเนินการทางกฎหมายด้านกฎระเบียบอื่น ๆ ของสหพันธรัฐรัสเซีย เอกสารกำกับดูแลระหว่างประเทศในด้านการคุ้มครองสิ่งแวดล้อมและ การใช้เหตุผลทรัพยากรธรรมชาติ.

นโยบายด้านสิ่งแวดล้อมเป็นเอกสารที่แสดงถึงจุดยืนอย่างเป็นทางการของ PJSC Gazprom เกี่ยวกับบทบาทของบริษัทและภาระหน้าที่ในการรักษาสภาพแวดล้อมที่ดีในภูมิภาคที่บริษัทดำเนินธุรกิจ

นโยบายสิ่งแวดล้อมเป็นพื้นฐานในการกำหนดเป้าหมายด้านสิ่งแวดล้อมขององค์กรระยะกลาง และจะต้องนำมาพิจารณาเมื่อพัฒนาโครงการพัฒนาระยะยาวสำหรับบริษัท

นโยบายด้านสิ่งแวดล้อมได้รับความสนใจจากพนักงานทุกคนของบริษัท และควรเป็นแนวทางสำหรับคู่ค้าของบริษัททุกรายโดยไม่มีข้อยกเว้น

นโยบายด้านสิ่งแวดล้อมอาจมีการทบทวน ปรับเปลี่ยน และปรับปรุง เมื่อลำดับความสำคัญของการพัฒนาและสภาพการดำเนินงานของบริษัทเปลี่ยนแปลงไปตามขั้นตอนที่กำหนดในระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมของ PJSC Gazprom

หน้าที่ของบริษัท

PJSC Gazprom ประกาศความมุ่งมั่นต่อหลักการของการพัฒนาที่ยั่งยืน ซึ่งหมายถึงการผสมผสานที่สมดุลและเป็นที่ยอมรับทางสังคมของการเติบโตทางเศรษฐกิจ และการอนุรักษ์สภาพแวดล้อมที่เอื้ออำนวยสำหรับคนรุ่นอนาคต

จากนี้ บริษัทจะรับภาระผูกพันดังต่อไปนี้ ซึ่งจะปฏิบัติตามและกำหนดให้ต้องปฏิบัติตามจากคู่ค้า ผู้รับเหมา และคู่สัญญา:

กลไกในการปฏิบัติตามพันธกรณีของนโยบายสิ่งแวดล้อม

กลไกหลักในการปฏิบัติตามพันธกรณีของนโยบายสิ่งแวดล้อมนี้คือ:

บริษัทร่วมหุ้นสาธารณะ "Moscow United Energy Company" (PJSC "MOEK") เป็นบริษัทด้านความร้อนและพลังงานที่ใหญ่ที่สุดในรัสเซีย ภารกิจหลักคือการจัดหาเครื่องทำความร้อนและน้ำร้อนให้กับเมืองมอสโกอย่างน่าเชื่อถือ กิจกรรมของ PJSC "MOEK" ได้แก่ การผลิต การขนส่ง การจำหน่าย และการขายพลังงานความร้อน ตลอดจนการผลิตพลังงานไฟฟ้า

บริการของ PJSC MOEK ถูกใช้ทุกวันโดยมากกว่า 95% ของประชากรในเมืองหลวง รวมถึงองค์กรและองค์กรหลายร้อยแห่ง ตระหนักถึงความสูงของคุณ บทบาททางสังคมและสถานที่ในการสร้างสภาพแวดล้อมในเมืองที่สะดวกสบาย PJSC "MOEK" ไม่เพียงมุ่งเป้าไปที่การจัดหาความร้อนให้กับผู้บริโภคอย่างต่อเนื่องและมีคุณภาพสูงเท่านั้น แต่ยังมุ่งมั่นที่จะทำเช่นนี้โดยคำนึงถึงคุณค่าด้านสิ่งแวดล้อมตามหลักการสากลของการพัฒนาที่ยั่งยืน

นโยบายสิ่งแวดล้อมนี้เป็นเอกสารที่แสดงให้ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทราบถึงพันธกรณีของ PJSC MOEK และฝ่ายบริหารที่เกี่ยวข้องกับการอนุรักษ์และปรับปรุงสิ่งแวดล้อม เนื่องจาก PJSC MOEK เป็นบริษัทในเครือของ Gazprom Energoholding LLC ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของ Gazprom Group นโยบายสิ่งแวดล้อมของ PJSC MOEK จึงอิงตามนโยบายสิ่งแวดล้อมของ PJSC Gazprom และพัฒนาภาระผูกพันที่เกี่ยวข้องกับกิจกรรมของบริษัท

นโยบายด้านสิ่งแวดล้อมของ PJSC "MOEK" มีผลบังคับใช้กับทั้งหมด บุคลากร ปจส“โมก” ตลอดจนบุคลากร ผู้รับเหมาปฏิบัติงานและบริการให้กับ PJSC "MOEK" และจะต้องนำมาพิจารณาเมื่อยอมรับ การตัดสินใจของฝ่ายบริหาร.

หน้าที่ของ PJSC "MOEK"

1. ปฏิบัติตามบรรทัดฐานและข้อกำหนดในด้านการคุ้มครองสิ่งแวดล้อมที่ใช้บังคับกับกิจกรรมของ PJSC MOEK ซึ่งกำหนดโดยกฎหมายของสหพันธรัฐรัสเซียและเมืองมอสโก

2.ป้องกันมลภาวะต่อสิ่งแวดล้อมโดยการปรับปรุงการออกแบบ เพิ่มประสิทธิภาพกระบวนการผลิต และใช้เทคโนโลยีที่ดีที่สุดที่มีอยู่

3.มุ่งมั่นที่จะลดผลกระทบด้านลบต่อสิ่งแวดล้อมโดยการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานของกระบวนการผลิตในทุกขั้นตอน

4. ปรับปรุงระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมของ PJSC MOEK อย่างต่อเนื่องเพื่อให้มั่นใจในประสิทธิผล

กิจกรรมที่มีแนวโน้มของ PJSC "MOEK" ในด้านการคุ้มครองสิ่งแวดล้อมและการใช้ทรัพยากรธรรมชาติอย่างมีเหตุผล

ภาระผูกพันของ PJSC "MOEK" ทำหน้าที่เป็นพื้นฐานในการพิจารณา ทิศทางที่มีแนวโน้มกิจกรรมในด้านการคุ้มครองสิ่งแวดล้อมและการใช้ทรัพยากรธรรมชาติอย่างมีเหตุผล

กิจกรรมด้านต่างๆ ของ PJSC “MOEK” ได้แก่:

- เพิ่มประสิทธิภาพการใช้ทรัพยากรธรรมชาติและแหล่งพลังงานที่ไม่หมุนเวียน

- ลดผลกระทบด้านเทคโนโลยีเชิงลบต่อสภาพแวดล้อมทางธรรมชาติและในเมืองให้เหลือน้อยที่สุด

การดำเนินการของ PJSC MOEK เพื่อนำนโยบายสิ่งแวดล้อมไปใช้

เพื่อดำเนินการตามนโยบายสิ่งแวดล้อมนี้ PJSC MOEK จะดำเนินการดังต่อไปนี้อย่างเป็นระบบ:

- ดำเนินการและบำรุงรักษาระบบการจัดการสิ่งแวดล้อมที่ตรงตาม มาตรฐานสากล;

- มีส่วนร่วมกับพนักงานของ PJSC “MOEK” อย่างสม่ำเสมอในกิจกรรมเพื่อลดความเสี่ยงด้านสิ่งแวดล้อมและปรับปรุงประสิทธิภาพด้านสิ่งแวดล้อมของการผลิต

- นำเสนอเทคโนโลยีและวิธีการทำงานใหม่ๆ ที่ช่วยลดมลพิษทางอากาศ ระดับเสียง มลพิษทางบก และของเสียจากการผลิต

- ให้การศึกษาด้านวิชาชีพและสิ่งแวดล้อมแก่พนักงานของ PJSC MOEK

- ตรวจสอบความพร้อมของข้อมูลด้านสิ่งแวดล้อมเกี่ยวกับกิจกรรมทางเศรษฐกิจของ PJSC “MOEK” สำหรับผู้มีส่วนได้เสีย ความถูกต้องและความโปร่งใสของการตัดสินใจที่ส่งผลต่อการดำเนินการตามนโยบายสิ่งแวดล้อม

นโยบายด้านสิ่งแวดล้อมของ PJSC MOEK นี้ถือเป็นสิ่งสำคัญอันดับแรกและได้รับความสนใจจากทุกคน พนักงาน ปจส"โมก".

ก๊าซไฮโดรคาร์บอนเหลว (LPG) ผลิตจากก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง สิ่งเหล่านี้คือก๊าซบริสุทธิ์หรือสารผสมพิเศษที่สามารถนำไปใช้เพื่อให้ความร้อนแก่บ้าน เป็นเชื้อเพลิงในรถยนต์ และในการผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

NGL เป็น HFC

ก๊าซไฮโดรคาร์บอนเหลวผลิตจากไฮโดรคาร์บอนเบา (NGL) ในปริมาณมาก ซึ่งในทางกลับกันจะถูกแยกออกจากก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง (APG)

การแยกของเหลวของก๊าซธรรมชาติออกเป็นส่วนประกอบที่เป็นส่วนประกอบ - ไฮโดรคาร์บอนแต่ละตัว - เกิดขึ้นในหน่วยการแยกส่วนก๊าซ (GFU) กระบวนการแยกจะคล้ายกับการแยก APG แต่ในกรณีนี้ฝ่ายก็ต้องระมัดระวังให้มากขึ้น ผลิตภัณฑ์ต่างๆ สามารถรับได้จากของเหลวก๊าซธรรมชาติโดยผ่านกระบวนการแยกส่วนก๊าซ อาจเป็นโพรเพนหรือบิวเทนก็ได้ เช่นเดียวกับส่วนผสมของโพรเพนบิวเทน (เรียกว่า SPBT หรือส่วนผสมของโพรเพนบิวเทนทางเทคนิค) SPBT เป็นก๊าซเหลวชนิดที่พบมากที่สุด - ในรูปแบบนี้ที่ผลิตภัณฑ์นี้จำหน่ายให้กับประชากร สถานประกอบการอุตสาหกรรม และส่งออก ดังนั้น จากปริมาณ LPG ที่ขายโดย Gazprom Gazenergoset จำนวน 2.034 ล้านตันในปี 2555 ส่วนผสมโพรเพน-บิวเทนคิดเป็น 41% บิวเทนเป็นหนึ่งในสามของอุปทาน และโพรเพนประมาณ 15%

นอกจากนี้ โดยการแยกของเหลวก๊าซธรรมชาติ บิวเทนทางเทคนิคและโพรเพนทางเทคนิค จะได้โพรเพนสำหรับยานยนต์ (PA) หรือส่วนผสมของ PBA (โพรเพน-บิวเทนในยานยนต์)

มีส่วนประกอบอื่นๆ ที่ถูกแยกโดยการประมวลผล NGL เหล่านี้คือไอโซบิวเทนและไอโซบิวทิลีน, เพนเทน, ไอโซเพนเทน

ก๊าซปิโตรเลียมเหลวถูกนำมาใช้อย่างไร?

ก๊าซปิโตรเลียมเหลวสามารถนำมาใช้ได้หลายวิธี ทุกคนคงคุ้นเคยกับกระบอกสูบสีแดงสดพร้อมโพรเพนที่จารึกไว้ตั้งแต่สมัยโซเวียต ใช้สำหรับปรุงอาหารบนเตาในครัวเรือนหรือเพื่อให้ความร้อนในบ้านในชนบท

ก๊าซเหลวสามารถใช้ในไฟแช็กได้ - โดยปกติจะสูบโพรเพนหรือบิวเทนเข้าไป

ก๊าซไฮโดรคาร์บอนเหลวยังใช้เพื่อให้ความร้อนอีกด้วย สถานประกอบการอุตสาหกรรมและอาคารที่อยู่อาศัยในเขตพื้นที่ที่ก๊าซธรรมชาติยังเข้าไม่ถึงทางท่อ ในกรณีเหล่านี้ LPG จะถูกเก็บไว้ในที่เก็บก๊าซ - ภาชนะพิเศษที่สามารถวางบนพื้นดินหรือใต้ดินก็ได้

ในแง่ของประสิทธิภาพ โพรเพน-บิวเทนอยู่ในอันดับที่สองรองจากก๊าซธรรมชาติหลัก ขณะเดียวกันการใช้ LPG ก็เป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมมากกว่าเมื่อเทียบกับ เช่น น้ำมันดีเซลหรือน้ำมันเชื้อเพลิง

แก๊สสำหรับเครื่องยนต์และบรรจุภัณฑ์

โพรเพน บิวเทน และส่วนผสมของพวกมัน รวมถึงก๊าซธรรมชาติ (มีเทน) ถูกนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงทางเลือกในการเติมเชื้อเพลิงรถยนต์
ปัจจุบันการใช้เชื้อเพลิงเครื่องยนต์แก๊สมีความสำคัญมาก เนื่องจากในแต่ละปีมีกองยานพาหนะในประเทศมากกว่า 34 ล้านคัน ยานพาหนะเมื่อรวมกับก๊าซไอเสียจะปล่อยสารอันตรายถึง 14 ล้านตัน และคิดเป็น 40% ของการปล่อยก๊าซอุตสาหกรรมสู่ชั้นบรรยากาศทั้งหมด ก๊าซไอเสียจากเครื่องยนต์ที่ใช้แก๊สมีอันตรายน้อยกว่าหลายเท่า

ไอเสียของเครื่องยนต์แก๊สมีคาร์บอนมอนอกไซด์ (CO) น้อยกว่า 2-3 เท่าและไนโตรเจนออกไซด์น้อยกว่า 1.2 เท่า ในขณะเดียวกัน เมื่อเปรียบเทียบกับน้ำมันเบนซิน ราคา LPG ก็ลดลงประมาณ 30–50%

ตลาดเชื้อเพลิงเครื่องยนต์แก๊สกำลังพัฒนาอย่างแข็งขัน ปัจจุบันในประเทศของเรามีปั๊มน้ำมันมากกว่า 3,000 แห่งและรถยนต์เติมน้ำมันมากกว่า 1 ล้านคัน

ในที่สุดก๊าซปิโตรเลียมเหลวก็เป็นวัตถุดิบสำหรับ อุตสาหกรรมปิโตรเคมี. ในการผลิตผลิตภัณฑ์ LPG พวกเขาต้องผ่านกระบวนการที่ซับซ้อนซึ่งเกิดขึ้นที่อุณหภูมิสูงมาก อุณหภูมิสูง- ไพโรไลซิส ผลลัพธ์ที่ได้คือโอเลฟิน - เอทิลีนและโพรพิลีนซึ่งเป็นผลมาจากกระบวนการโพลิเมอไรเซชันซึ่งถูกแปลงเป็นโพลีเมอร์หรือพลาสติก - โพลีเอทิลีน, โพรพิลีนและผลิตภัณฑ์ประเภทอื่น ๆ นั่นก็คือสิ่งที่เราใช้ในชีวิตประจำวัน ถุงพลาสติก, บนโต๊ะอาหารแบบใช้แล้วทิ้งภาชนะและบรรจุภัณฑ์ของผลิตภัณฑ์หลายชนิดทำจากก๊าซเหลว

เทคโนโลยีสำหรับการผลิตน้ำมันและก๊าซตลอดจนการขนส่งได้รับการปรับปรุงอย่างต่อเนื่อง และหนึ่งในนั้น ตัวอย่างที่สว่างที่สุดนี่คือก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ได้แก่ เทคโนโลยีการทำให้ก๊าซเหลวขนาดใหญ่และการขนส่ง LNG ทางทะเลในระยะทางห่างไกล LNG คือการปฏิวัติที่แท้จริงในตลาดก๊าซ โดยเปลี่ยนภาพลักษณ์ของพลังงานสมัยใหม่ ซึ่งเป็นข้อพิสูจน์ว่าอุตสาหกรรมวัตถุดิบสามารถสร้างโซลูชันที่มีเทคโนโลยีสูงที่ทันสมัยได้ LNG เปิดตลาดใหม่สำหรับเชื้อเพลิงสีน้ำเงิน ซึ่งเกี่ยวข้องกับประเทศต่างๆ ในธุรกิจก๊าซมากขึ้นเรื่อยๆ เพื่อช่วยไขปริศนาความมั่นคงด้านพลังงานทั่วโลก คำว่า "การหยุดแก๊สชั่วคราว" ซึ่งหมายถึงปริมาณการใช้ก๊าซในเชิงรุกและการที่ก๊าซสามารถเปลี่ยนเป็นเชื้อเพลิงหมายเลข 1 ได้ กลายเป็นมากกว่าวลีที่ว่างเปล่า

เทคโนโลยี การผลิตภาคอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติเหลวมีเวลาไม่มาก โรงงานผลิตก๊าซเหลวเพื่อการส่งออกแห่งแรกได้เปิดดำเนินการในพ.ศ. 2507 แต่ตั้งแต่นั้นเป็นต้นมา กระบวนการก็ได้รับการปรับปรุงอย่างต่อเนื่อง และในปัจจุบัน โครงการต่างๆ ก็ได้เตรียมพร้อมสำหรับโรงงานผลิตก๊าซเหลวลอยน้ำเคลื่อนที่แห่งแรกของโลกที่ตั้งอยู่บนเรือขนาดใหญ่

ก๊าซธรรมชาติเหลวตลอดห่วงโซ่ดึงภาคอุตสาหกรรมหลายแห่งไปด้วย ได้แก่การต่อเรือ วิศวกรรมการขนส่ง และเคมี ก๊าซธรรมชาติเหลวยังกำหนดความสวยงามของสังคมอุตสาหกรรมขั้นสูงสมัยใหม่อีกด้วย ใครก็ตามที่เคยเห็นโรงงานผลิตก๊าซเหลวสามารถมั่นใจได้ในเรื่องนี้

รัสเซียซึ่งมีปริมาณสำรองก๊าซที่ใหญ่ที่สุดในโลก ได้เลิกธุรกิจการค้าก๊าซเหลวและ LNG มานานแล้ว แต่ช่องว่างอันไม่พึงประสงค์นี้ก็ถูกเติมเต็มแล้ว ในปี 2552 โรงงานก๊าซเหลวแห่งแรกในซาคาลินได้เปิดดำเนินการ - โครงการซาคาลิน-2 เป็นสิ่งสำคัญมากที่จะมีการใช้เทคโนโลยีขั้นสูงในด้านการทำให้ก๊าซเหลวในรัสเซีย ตัวอย่างเช่นโรงงาน Sakhalin มีพื้นฐานมาจาก เทคโนโลยีที่ทันสมัยระบบการทำให้เป็นของเหลวของรีเอเจนต์ผสมคู่ที่พัฒนาขึ้นสำหรับโครงการนี้โดยเฉพาะ เนื่องจากการผลิต LNG ดำเนินการที่สูงมาก อุณหภูมิต่ำสภาพภูมิอากาศจะได้รับประโยชน์จากการทำให้การผลิต LNG ถูกลงและเพิ่มประสิทธิภาพ กระบวนการผลิต.

ในทางกลับกัน รัสเซียไม่มีทางเลือกอื่นนอกจาก LNG กระบวนการบูรณาการกำลังพัฒนาในโลก LNG จากคู่แข่งกำลังเข้าสู่ตลาดส่งออกก๊าซรัสเซียแบบดั้งเดิมนั่นคือไปยังยุโรปแทนที่ Gazprom และกาตาร์และออสเตรเลียกำลังเพิ่มตำแหน่งในภูมิภาคเอเชียแปซิฟิกซึ่งเป็นอันตรายต่อแผนของรัสเซีย เพื่อส่งออกไปยังตลาดเหล่านี้

ทุ่งยักษ์เก่าอยู่ในขั้นตอนของการผลิตที่ลดลง "ดาว" ในรูปแบบของทุ่ง Bovanenkovskoye และ Kharasaveyskoye ยังคงอยู่จากกองทุนใหม่ ต่อไป ประเทศจะต้องไปสู่ชั้นวางและเชี่ยวชาญเทคโนโลยีใหม่ๆ และมันก็เกิดขึ้นที่โรงงาน LNG ถือเป็นพื้นฐานในการสร้างรายได้จากก๊าซสำรองในแหล่งดังกล่าว - ใกล้ชายฝั่ง แต่อยู่ห่างจากผู้บริโภค

วลีภาษารัสเซีย "ก๊าซธรรมชาติเหลว" สอดคล้องกับภาษาอังกฤษ Liquified Natural Gas (LNG) สิ่งสำคัญคือต้องแยกแยะ LNG ออกจากกลุ่มของเหลว ก๊าซไฮโดรคาร์บอน(LPG) ซึ่งรวมถึงโพรเพนบิวเทนเหลว (SPB) หรือก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) แต่เป็นเรื่องง่ายที่จะแยกแยะพวกมันออกจากกันและเข้าใจ "ตระกูล" ของก๊าซไฮโดรคาร์บอนเหลว จริงๆ แล้วความแตกต่างที่สำคัญคือก๊าซชนิดใดที่ทำให้กลายเป็นของเหลว ถ้า เรากำลังพูดถึงเมื่อพูดถึงการทำให้ก๊าซธรรมชาติกลายเป็นของเหลว ซึ่งส่วนใหญ่ประกอบด้วยมีเทน จะใช้คำว่าก๊าซธรรมชาติเหลว หรือเรียกสั้นๆ ว่า LNG มีเทนเป็นไฮโดรคาร์บอนที่ง่ายที่สุด ประกอบด้วยอะตอมของคาร์บอน 1 อะตอม และมีสูตรทางเคมี CH4 ในกรณีของส่วนผสมโพรเพนบิวเทน เรากำลังพูดถึงโพรเพนบิวเทนเหลว ตามกฎแล้ว มันถูกสกัดจากก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง (APG) หรือในระหว่างการกลั่นน้ำมันเป็นเศษส่วนที่เบาที่สุด แอลพีจีถูกใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีเพื่อการผลิตพลาสติกเป็นหลัก เป็นแหล่งพลังงานในการแปรสภาพเป็นแก๊สในพื้นที่ที่มีประชากรอาศัยอยู่หรือในยานพาหนะ

ก๊าซแอลเอ็นจีไม่ใช่ ผลิตภัณฑ์แยกต่างหากแม้ว่าจะมีความเป็นไปได้ในการใช้ LNG โดยตรงก็ตาม นี่เป็นมีเทนชนิดเดียวกับที่จ่ายผ่านท่อ แต่นี่เป็นวิธีที่แตกต่างโดยพื้นฐานในการส่งมอบก๊าซธรรมชาติให้กับผู้บริโภค ในรูปแบบของเหลว มีเทนสามารถขนส่งทางทะเลได้ในระยะทางไกล ซึ่งก่อให้เกิดตลาดก๊าซทั่วโลก ช่วยให้ผู้ผลิตก๊าซกระจายการขาย และผู้ซื้อสามารถขยายภูมิศาสตร์ของการซื้อก๊าซได้ ผู้ผลิต LNG มีอิสระมากขึ้นในด้านภูมิศาสตร์ของการจัดหา ท้ายที่สุดแล้ว ให้สร้างโครงสร้างพื้นฐานสำหรับ การขนส่งทางทะเลในระยะทางไกลมีกำไรมากกว่าการต่อท่อส่งก๊าซหลายพันกิโลเมตร ไม่ใช่เรื่องบังเอิญที่ LNG เรียกอีกอย่างว่า "ท่อแบบยืดหยุ่น" ซึ่งแสดงให้เห็นถึงข้อได้เปรียบหลักเหนือวิธีการจัดส่งก๊าซแบบเดิม: ท่อแบบธรรมดาจะเชื่อมต่อเขตข้อมูลกับพื้นที่การบริโภคเฉพาะอย่างแน่นหนา

หลังจากส่งมอบไปยังจุดหมายปลายทางแล้ว LNG จะเปลี่ยนกลับเป็นสถานะก๊าซ - ที่โรงงานแปรสภาพเป็นแก๊ส อุณหภูมิของมันจะถูกปรับให้อยู่ที่อุณหภูมิโดยรอบ หลังจากนั้นก๊าซจะเหมาะสำหรับการขนส่งผ่านเครือข่ายท่อแบบธรรมดา

LNG เป็นของเหลวโปร่งใส ไม่มีสี และไม่เป็นพิษ ซึ่งเกิดขึ้นที่อุณหภูมิ -160C หลังจากส่งมอบไปยังจุดหมายปลายทางแล้ว LNG จะเปลี่ยนกลับเป็นสถานะก๊าซ: ในโรงงานแปรสภาพเป็นแก๊ส อุณหภูมิของมันจะอยู่ที่อุณหภูมิโดยรอบ หลังจากนั้นก๊าซจะมีความเหมาะสมสำหรับการขนส่งผ่านเครือข่ายท่อแบบธรรมดา

ข้อได้เปรียบหลักของก๊าซเหลวเหนือคู่ท่อคือในระหว่างการจัดเก็บและการขนส่งจะใช้ปริมาณน้อยกว่า 618–620 เท่าซึ่งช่วยลดต้นทุนได้อย่างมาก ท้ายที่สุดแล้ว ก๊าซธรรมชาติมีความหนาแน่นทางความร้อนต่ำกว่าเมื่อเทียบกับน้ำมัน ดังนั้นจึงสามารถขนส่งปริมาณก๊าซและน้ำมันได้ในปริมาณที่เท่ากัน ค่าความร้อน(นั่นคือปริมาณความร้อนที่ปล่อยออกมาระหว่างการเผาไหม้เชื้อเพลิง) ในกรณีแรกจำเป็นต้องใช้ปริมาณมาก นี่คือที่มาของแนวคิดในการทำก๊าซให้เป็นของเหลวเพื่อให้ได้ปริมาตรเพิ่มขึ้น

LNG สามารถเก็บไว้ที่ความดันบรรยากาศ จุดเดือดของมันคือ -163°С ไม่เป็นพิษ ไม่มีกลิ่น และไม่มีสี ก๊าซธรรมชาติเหลวไม่มีผลการกัดกร่อนต่อวัสดุโครงสร้าง คุณสมบัติด้านสิ่งแวดล้อมที่สูงของ LNG อธิบายได้จากการไม่มีกำมะถันในก๊าซเหลว หากมีกำมะถันในก๊าซธรรมชาติ จะถูกกำจัดออกก่อนขั้นตอนการทำให้เป็นของเหลว ที่น่าสนใจคือจุดเริ่มต้นของยุคก๊าซเหลวในญี่ปุ่นนั้นเกิดจากการที่เป็นเช่นนั้น บริษัทญี่ปุ่นตัดสินใจใช้ LNG เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดมลพิษทางอากาศ

LNG ที่ผลิตในโรงงานสมัยใหม่ส่วนใหญ่ประกอบด้วยมีเทน - ประมาณ 95% และอีก 5% ที่เหลือคืออีเทน โพรเพน บิวเทน และไนโตรเจน ปริมาณโมลของมีเทนอาจแตกต่างกันไปตั้งแต่ 87 (โรงงานแอลจีเรีย) ถึง 99.5% (โรงงาน Kenai ในอลาสก้า) ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับองค์กรการผลิต ความร้อนต่ำลงการเผาไหม้เท่ากับ 33,494 กิโลจูล/ลบ.ม. หรือ 50,116 กิโลจูล/กก. ในการผลิต LNG ก๊าซธรรมชาติจะต้องบริสุทธิ์จากน้ำ ซัลเฟอร์ไดออกไซด์ คาร์บอนมอนอกไซด์ และส่วนประกอบอื่นๆ ก่อน ท้ายที่สุดพวกเขาจะแข็งตัวที่อุณหภูมิต่ำซึ่งจะทำให้อุปกรณ์ราคาแพงพัง

ในบรรดาแหล่งพลังงานไฮโดรคาร์บอนทั้งหมด ก๊าซเหลวเป็นก๊าซที่สะอาดที่สุด ตัวอย่างเช่น เมื่อใช้เพื่อผลิตไฟฟ้า การปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สู่ชั้นบรรยากาศจะน้อยกว่าเมื่อใช้ถ่านหินถึงครึ่งหนึ่ง นอกจากนี้ ผลิตภัณฑ์จากการเผาไหม้ LNG ยังมีคาร์บอนมอนอกไซด์และไนโตรเจนออกไซด์น้อยกว่าก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นผลมาจากการทำความสะอาดที่ดีขึ้นระหว่างการเผาไหม้ นอกจากนี้ก๊าซเหลวไม่มีกำมะถันซึ่งเป็นปัจจัยเชิงบวกที่สำคัญที่สุดในการประเมินคุณสมบัติด้านสิ่งแวดล้อมของ LNG

ห่วงโซ่การผลิตและการบริโภค LNG ที่สมบูรณ์ประกอบด้วยขั้นตอนต่อไปนี้

การผลิตก๊าซ

การขนส่งไปยังโรงงานทำให้เป็นของเหลว

ขั้นตอนการทำให้ก๊าซเหลว เปลี่ยนจากสถานะก๊าซเป็นของเหลว ปั๊มลงในถังเก็บบนเรือบรรทุกน้ำมันและการขนส่งต่อไป

การแปรสภาพเป็นแก๊สอีกครั้งที่คลังบนบก นั่นคือ การเปลี่ยน LNG ให้เป็นสถานะก๊าซ

การส่งมอบให้กับผู้บริโภคและการนำไปใช้

ดังที่ทราบกันดีว่าในปัจจุบันและในระยะกลาง ก๊าซธรรมชาติยังคงเป็นองค์ประกอบสำคัญในการตอบสนองความต้องการพลังงานทั่วโลก เนื่องจากมีข้อได้เปรียบเหนือเชื้อเพลิงฟอสซิลประเภทอื่นๆ และเนื่องจากความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง

ตอนนี้ ส่วนใหญ่ก๊าซถูกส่งไปยังผู้บริโภคผ่านท่อหลักในรูปก๊าซ

ในเวลาเดียวกัน ในบางกรณี สำหรับพื้นที่ห่างไกลที่เข้าถึงยาก การขนส่งก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จะดีกว่าการขนส่งทางท่อแบบดั้งเดิม การคำนวณแสดงให้เห็นว่าการขนส่ง LNG โดยเรือบรรทุกน้ำมันโดยคำนึงถึงการสร้างความสามารถในการทำให้เป็นของเหลวและการเปลี่ยนสภาพเป็นแก๊สกลายเป็นผลกำไรเชิงเศรษฐกิจในระยะทาง 2,500 กม. (แม้ว่าตัวอย่างของโรงงาน Sakhalin LNG จะพิสูจน์ความเกี่ยวข้องของข้อยกเว้น) นอกจากนี้ ปัจจุบันอุตสาหกรรม LNG ยังเป็นผู้นำในโลกาภิวัตน์ของอุตสาหกรรมก๊าซ และได้ขยายตัวไปไกลเกินกว่าภูมิภาคต่างๆ ซึ่งไม่ได้เป็นเช่นนั้นในต้นปี 1990

ในขณะที่ความต้องการ LNG กำลังเพิ่มขึ้น การสนับสนุนทางเทคนิคโครงการ LNG ที่มีการแข่งขันในสภาพแวดล้อมปัจจุบันถือเป็นเรื่องท้าทาย คุณลักษณะที่สำคัญของโรงงาน LNG คือรายการต้นทุนส่วนใหญ่ถูกกำหนดโดยพารามิเตอร์เฉพาะ ได้แก่ คุณภาพของก๊าซดิบที่ผลิตได้ สภาพทางธรรมชาติและภูมิอากาศ ภูมิประเทศ ปริมาณงานนอกชายฝั่ง การเข้าถึงโครงสร้างพื้นฐาน สภาพเศรษฐกิจและการเมือง

สิ่งที่น่าสนใจเป็นพิเศษในเรื่องนี้คือเทคโนโลยีในการเตรียมก๊าซและการทำให้เป็นของเหลวซึ่งใช้กันในปัจจุบันในโรงงาน LNG สมัยใหม่ และสามารถจำแนกตามเกณฑ์ต่างๆ แต่สิ่งสำคัญอย่างยิ่งคือต้องตั้งอยู่ในละติจูดทางตอนใต้ที่สะดวกสบายหรือละติจูดทางตอนเหนือที่รุนแรงกว่า

จากนี้ จึงเป็นไปได้ที่จะวิเคราะห์ความแตกต่างระหว่างสองกลุ่มนี้ คำนึงถึงคุณลักษณะและข้อเสียของแต่ละกลุ่ม และใช้ประสบการณ์ในการก่อสร้างและการดำเนินงานเมื่อดำเนินโครงการ LNG ใหม่ในรัสเซีย โดยเฉพาะอย่างยิ่งในสภาพอาร์กติก แต่แม้จะคำนึงถึงประสบการณ์ที่มีอยู่แล้ว การพัฒนาในอนาคตของดินแดนอาร์กติกซึ่งมีปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนที่ยังไม่ถูกค้นพบถึง 25% ก็สามารถรับประกันได้ในอนาคตด้วยนวัตกรรมที่เพิ่มประสิทธิภาพและความสามารถในการแข่งขัน

ประวัติความเป็นมาของการผลิต LNG

การทดลองทำให้ก๊าซธรรมชาติกลายเป็นของเหลวเริ่มขึ้นในปลายศตวรรษที่ 19 แต่เพียงในปี พ.ศ. 2484 เท่านั้นที่มีการสร้างโรงงาน LNG เชิงพาณิชย์ในคลีฟแลนด์ (สหรัฐอเมริกา โอไฮโอ) ความจริงที่ว่า LNG สามารถขนส่งในระยะทางไกลโดยเรือได้แสดงให้เห็นได้จากตัวอย่างของการขนส่ง เรือบรรทุกแอลเอ็นจี"ผู้บุกเบิกมีเทน" เมื่อปี พ.ศ. 2502

โรงงานส่งออก LNG ปริมาณพื้นฐานแห่งแรกคือโครงการ Camel ในเมือง Arzeve (แอลจีเรีย) ซึ่งเปิดตัวในปี 1964 โรงงานแห่งแรกที่เริ่มผลิต LNG ในสภาพภาคเหนือในปี 1969 คือโรงงานของสหรัฐอเมริกาในอลาสก้า การพัฒนาเทคโนโลยีสำหรับการเตรียมก๊าซสำหรับการทำให้เป็นของเหลวและการทำให้เป็นของเหลวส่วนใหญ่ได้ดำเนินการก่อนหน้านี้และกำลังดำเนินการโดยกลุ่มนักวิทยาศาสตร์ที่ทำงานในเจ้าหน้าที่ สถานประกอบการเชิงพาณิชย์. ผู้เข้าร่วมหลัก ธุรกิจระหว่างประเทศวันที่เปิดตัว LNG และโรงงานแยกตามปีแสดงไว้ในตาราง 1.

เมื่อต้นปี 2557 มีโรงงาน LNG 32 แห่งที่เปิดดำเนินการใน 19 ประเทศ; โรงงานผลิต LNG 11 แห่งใน 5 ประเทศอยู่ระหว่างการก่อสร้าง ใน 8 ประเทศ มีการวางแผนก่อสร้างโรงงาน LNG อีก 16 แห่ง ในรัสเซีย นอกจากโรงงาน LNG บนเกาะแล้ว ซาคาลินมีโครงการก่อสร้างโรงงาน Baltic LNG ในภูมิภาคเลนินกราดและมีการวางแผนโรงงาน LNG ในเมือง Yamal โดยการมีส่วนร่วมของพันธมิตรต่างประเทศ มีข้อเสนอสำหรับการสร้างกำลังการผลิต LNG สำหรับการพัฒนาเขต Shtokman และ Yuzhno-Tambey และสำหรับการดำเนินโครงการ Sakhalin-1 และ Sakhalin-3

องค์กรรัสเซียจำนวนมากมีส่วนร่วมในโครงการที่เกี่ยวข้องกับก๊าซเหลว: Gazprom VNIIGAZ LLC, โรงงานแปรรูปก๊าซมอสโก, Sosnogorsk และโรงงานแปรรูปก๊าซ Orenburg, OJSC โรงงานสร้างเครื่องจักร"อาร์เซนอล", OJSC NPO Geliymash, OJSC Cryogenmash, OJSC Uralkriomash, OJSC Giprogaztsentr และคนอื่นๆ

ระบบ LNG ทั้งหมดประกอบด้วยองค์ประกอบของการผลิต การแปรรูป การสูบ การทำให้กลายเป็นของเหลว การจัดเก็บ การขนถ่าย การขนส่งและการขนถ่าย และการแปรสภาพเป็นแก๊ส โครงการแอลเอ็นจีต้องใช้เวลา เงิน และความพยายามในขั้นตอนการออกแบบอย่างเพียงพอด้วย การประเมินทางเศรษฐกิจการก่อสร้างและการดำเนินธุรกิจเชิงพาณิชย์ โดยปกติจะใช้เวลามากกว่า 10 ปีตั้งแต่ขั้นตอนการออกแบบจนถึงการใช้งาน ดังนั้นจึงเป็นเรื่องปกติในการทำสัญญา 20 ปี ก๊าซสำรองของแหล่งนี้จะต้องเพียงพอเป็นเวลา 20-25 ปีจึงจะถือเป็นแหล่งไฮโดรคาร์บอนเบาสำหรับ LNG ปัจจัยกำหนด ได้แก่ ธรรมชาติของก๊าซ ความดันที่มีอยู่ในอ่างเก็บน้ำ ความสัมพันธ์ระหว่างก๊าซอิสระและก๊าซที่ละลายกับน้ำมันดิบ และปัจจัยการขนส่ง รวมถึงระยะทางถึงท่าเรือ

อุตสาหกรรม LNG มีความก้าวหน้าอย่างมากในช่วงหลายปีที่ผ่านมา หากผลรวมของนวัตกรรมทั้งหมดในช่วงเวลานี้ถือเป็น 100% ตามปกติ 15% คือการปรับปรุงกระบวนการ 15% คือการปรับปรุงอุปกรณ์ และ 70% คือการรวมความร้อนและพลังงาน ในเวลาเดียวกันต้นทุนทุนลดลง 30% และต้นทุนการขนส่งก๊าซผ่านท่อลดลงด้วย มีแนวโน้มที่ชัดเจนในการเพิ่มปริมาณสายเทคโนโลยี ตั้งแต่ปี 1964 กำลังการผลิตของสายการผลิตเดียวเพิ่มขึ้น 20 เท่า ขณะเดียวกันตามสถานะปัจจุบันของเศรษฐกิจและเทคโนโลยี คาดว่าทรัพยากรก๊าซซึ่งถือว่าเข้าถึงได้ยากอยู่ที่ประมาณ 127.5 ล้านล้าน ม3. นั่นเป็นเหตุผล ปัญหาปัจจุบันประกอบด้วยการขนส่งเชื้อเพลิงอัดในระยะทางไกลและข้ามผืนน้ำอันกว้างใหญ่

ตารางที่ 1

การว่าจ้างโรงงาน LNG ในโลก

ประเทศ	ปี	บริษัท	ประเทศ	ปี	บริษัท
แอลจีเรีย, อาร์ซู, สกิกดา	1964/1972	โสนาทรราช/สายเปม-ชิโยดะ	อียิปต์, เซกัส ดาเมียตตา		ยูเนี่ยน เฟโนซา, เอนี, อีกัส, อีจีพีซี
สหรัฐอเมริกา, เคไน	1969	โคโนโคฟิลลิปส์ มาราธอน	อียิปต์, อิดคู (Egyptian LNG)	2005	บีจี, ปิโตรนาส, กฟผ./EGPC
ลิเบีย, มาร์ซาเอล เบรกา	1971	เอ็กซอน, เซิร์ต ออยล์	ออสเตรเลีย, ดาร์วิน	2006	เคไน แอลเอ็นจี, โคโนโค ฟิลลิปส์, ซานโตส, อินเพ็กซ์, เอนิ, เทปโก
บรูไน, ลูมุต	1972	เปลือก	สมการ กินีโอ ไบโอโกะ	2007	มาราธอน, จีอี เบนซิน
ยูเออี	1977	BP, รวม, ADNOC	นอร์เวย์, โอ. เมลโกยา, สนวิทย์	2007	สเตทาอิล, เปโตโร, โทเทิล
อินโดนีเซีย, บอนตัง, o. เกาะบอร์เนียว	1977	เปอร์ตามินา, โทเทิล	อินโดนีเซีย, อิเรียน จายา, ทังกู	2009	บีพี, CNOOC, INPEX, LNG ญี่ปุ่น เจเอ็กซ์ นิปปอน ออยล์ &พลังงาน, KG Berau”, “เครื่องราง
อินโดนีเซีย อรุณ เหนือ สุมาตรา	1978	เปอร์ตามินา, โมบิล แอลเอ็นจี อินโดนีเซีย, จิลโก	รัสเซีย, ซาคาลิน	2009	แกสพรอม, เชลล์
มาเลเซีย, สตู	1983	ปิโตรนาส, เชลล์	คาตาร์กาซ 2	2009	กาตาร์ ปิโตรเลียม, เอ็กซอนโมบิล
ออสเตรเลีย ตะวันตกเฉียงเหนือ	1989	วูดไซด์, เชลล์, BHP, BP, เชฟรอน, มิตซูบิชิ/มิตซุย	เยเมน, บาฮาฟ	2009	รวม, ฮันท์ออยล์, เยเมนแก๊ส, โคกัส, ฮุนได, SK Corp, GASSP
มาเลเซีย, ดุอา	1995	ปิโตรนาส, เชลล์	กาตาร์ รัสกาซ 2	2009	กาตาร์ ปิโตรเลียม, เอ็กซอนโมบิล
คาตาร์กาซ 1	1997	กาตาร์ ปิโตรเลียม, เอ็กซอนโมบิล	กาตาร์ ราสกาซ 3	2009	กาตาร์ ปิโตรเลียม, เอ็กซอนโมบิล
ตรินิแดดและโตเบโก	1999	บีพี, บีจี, เรปโซล, แทรคเทเบล	นอร์เวย์, ริซาวิกา, สแกนกาส LNG	2009	สแกนกาส (ไลเซ่)
ไนจีเรีย	1999	NNPC, เชลล์, โททาล, เอนิ	เปรู	2010	ฮันท์ออยล์, เรปโซล, เอสเค คอร์ป, มารูเบนิ
กาตาร์, ราสกาซ	1999	กาตาร์ ปิโตรเลียม, เอ็กซอนโมบิล	กาตาร์กาส3,4	2010	ConocoPhillips, กาตาร์ ปิโตรเลียม, เชลล์
โอมาน/โอมาน คาลฮัต	2000/06	PDO, เชลล์, Fenosa, Itochu, ก๊าซโอซาก้า, Total, Korea LNG, Partex, Itochu	ออสเตรเลีย, ดาวพลูโต	2012	วูดไซด์
มาเลเซีย, ทิกา	2003	ปิโตรนาส, เชลล์, เจเอ็กซ์ นิปปอน, ไดมอนด์แก๊ส	แองโกลา, โซย่า	2013	เชฟรอน, โซนันโกล, บีพี, เอนิ, โทเทิล

เนื่องจากการกระจายทรัพยากรก๊าซธรรมชาติในโลกไม่เท่าเทียมกัน การขายทรัพยากรเหล่านี้ผ่านท่อส่งก๊าซอาจพิสูจน์ได้ว่าเป็นไปไม่ได้หรือไม่น่าดึงดูดในเชิงเศรษฐกิจ สำหรับตลาดที่อยู่ห่างออกไปมากกว่า 1,500 ไมล์ (มากกว่า 2,500 กม.) ตัวเลือก LNG ได้รับการพิสูจน์แล้วว่าค่อนข้างประหยัด ด้วยเหตุผลนี้ส่วนใหญ่ อุปทาน LNG ทั่วโลกจึงคาดว่าจะเพิ่มขึ้นสองเท่าระหว่างปี 2548 ถึง 2561

ตลาด LNG ส่วนใหญ่ตั้งอยู่ในพื้นที่ที่มีการเติบโตของอุตสาหกรรมสูง สัญญาบางส่วนได้ข้อสรุปภายใต้ ราคาคงที่; สิ่งนี้เปลี่ยนไปในปี 1991 เมื่อราคา LNG เริ่มเชื่อมโยงกับผลิตภัณฑ์น้ำมันและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม สัดส่วนของการซื้อขายในตลาดสปอตเพิ่มขึ้นจาก 4% ในปี 1990 เป็น 18% ภายในปี 2012

ในห่วงโซ่คุณค่า การทำให้เหลวของ LNGก๊าซธรรมชาติเป็นส่วนที่ต้องใช้ การลงทุนที่ใหญ่ที่สุดและต้นทุนการดำเนินงาน กระบวนการทำให้เป็นของเหลวหลายอย่างแตกต่างกันเฉพาะในวงจรการทำความเย็นเท่านั้น กระบวนการทำความเย็นแบบผสมเดี่ยวเหมาะสำหรับ สายการผลิตปริมาณ 1...3 ล้านตันต่อปี กระบวนการทางเทคโนโลยีที่มีปริมาตรตั้งแต่ 3 ถึง 10 ล้านตันต่อปีขึ้นอยู่กับการใช้รอบการทำความเย็นตามลำดับสองรอบซึ่งจะช่วยลดแรงดันตกในวงจรก๊าซธรรมชาติให้เหลือน้อยที่สุด การใช้วงจรทำความเย็นครั้งที่ 3 ทำให้สามารถหลีกเลี่ยงปัญหาคอขวดดังกล่าวได้ กระบวนการทางเทคโนโลยีเป็นเส้นผ่านศูนย์กลางของเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนแบบแช่แข็งและปริมาตรของคอมเพรสเซอร์ทำความเย็นสำหรับวงจรโพรเพน การศึกษากระบวนการทำให้เป็นของเหลวต่างๆ แสดงให้เห็นว่าแต่ละกระบวนการไม่ได้มีประสิทธิภาพมากกว่ากระบวนการอื่นๆ มากนัก แต่แต่ละเทคโนโลยีก็มี ความได้เปรียบในการแข่งขันภายใต้เงื่อนไขบางประการ ไม่น่าเป็นไปได้ที่คาดว่าจะมีการเปลี่ยนแปลงต้นทุนเงินทุนจำนวนมากเนื่องจากการปรับปรุงกระบวนการเล็กน้อย เนื่องจากกระบวนการนั้นขึ้นอยู่กับกฎของอุณหพลศาสตร์ที่ไม่เปลี่ยนแปลง ส่งผลให้อุตสาหกรรม LNG ยังคงต้องใช้เงินทุนสูง

เป็นไปได้ว่าการผลิต LNG ใน 30 ปีจะแตกต่างจากที่เป็นอยู่ในปัจจุบัน ในต่างประเทศ มีประสบการณ์สำคัญในการออกแบบ การผลิต และการดำเนินงานของยานพาหนะและเรือที่ขับเคลื่อนด้วย LNG ต้องขอบคุณการแก้ปัญหาทางเทคนิคหลายประการ ทำให้กิจกรรมการลงทุนลดลง คอมเพล็กซ์ชายฝั่ง LNG เนื่องจากความยากลำบากในการค้นหาก๊าซที่มีอยู่ โครงการ LNG แบบลอยน้ำจึงดึงดูดความสนใจเพิ่มขึ้นจากผู้เข้าร่วมทุกคนในอุตสาหกรรม LNG นวัตกรรมทางเทคนิคและการบูรณาการความพยายามสามารถรับประกันความสำเร็จอย่างต่อเนื่องของโครงการดังกล่าว สิ่งนี้จำเป็นต้องมีการแก้ปัญหาที่ซับซ้อนหลายด้าน ทั้งเศรษฐกิจ เทคนิค และสิ่งแวดล้อม

อย่างไรก็ตาม วันนี้ก็เหมือนกับตลอดมา ปีที่ผ่านมาอุตสาหกรรม LNG สมควรครองตำแหน่งสำคัญในตลาดพลังงานและมีแนวโน้มที่จะรักษาตำแหน่งนี้ไว้ในอนาคตอันใกล้

การเตรียมแก๊สสำหรับการทำให้เป็นของเหลว

กระบวนการแปรรูปแก๊สใน ระดับสูงขึ้นอยู่กับคุณสมบัติของก๊าซดิบ ตลอดจนการซึมผ่านของไฮโดรคาร์บอนหนักผ่านก๊าซดิบ เพื่อให้ก๊าซกลายเป็นของเหลวได้ ก๊าซจะถูกแปรรูปก่อน เมื่อเข้าสู่โรงงาน มักจะเกิดการแยกเศษส่วนเบื้องต้นและคอนเดนเสทจะถูกแยกออกจากกัน

เนื่องจากสิ่งเจือปนส่วนใหญ่ (น้ำ, CO2, H2S, Hg, N2, He, คาร์บอนิลซัลไฟด์ COS, เมอร์แคปแทน RSH ฯลฯ) แข็งตัวที่อุณหภูมิ LNG หรือส่งผลเสียต่อคุณภาพของผลิตภัณฑ์ที่ตรงตามข้อกำหนดเฉพาะของผลิตภัณฑ์ที่ต้องการ ส่วนประกอบเหล่านี้ยัง แยกออกจากกัน. จากนั้นไฮโดรคาร์บอนที่หนักกว่าจะถูกแยกออกเพื่อป้องกันไม่ให้กลายเป็นน้ำแข็งในระหว่างกระบวนการทำให้เป็นของเหลว

ในตาราง ตารางที่ 2 นำเสนอข้อมูลสรุปเกี่ยวกับวัตถุดิบตั้งต้นไฮโดรคาร์บอนที่ใช้ในโรงงานทั้งหมดที่อยู่ระหว่างการพิจารณา

โต๊ะ 2

องค์ประกอบของก๊าซที่โรงงานภาคเหนือและภาคใต้

	ส่วนประกอบ	ก๊าซดิบที่โรงงาน LNG ภาคใต้				ก๊าซดิบที่โรงงาน LNG ทางตอนเหนือ
		ยูเออี (การไหลเฉลี่ย)	โอมาน (ไหลเฉลี่ย)	กาตาร์	อิหร่าน (ม. ยูซนี ปาร์ซี)	เคไนสหรัฐอเมริกา		เมลโคยา, นอร์เวย์ (โดยเฉลี่ย)	ซาคาลิน, รัสเซีย
		ยูเออี (การไหลเฉลี่ย)	โอมาน (ไหลเฉลี่ย)	กาตาร์	อิหร่าน (ม. ยูซนี ปาร์ซี)	ก๊าซแห้ง	แก๊สเปียก	เมลโคยา, นอร์เวย์ (โดยเฉลี่ย)	ซาคาลิน, รัสเซีย
1	C1, %	68,7	87,1	82,8	82,8–97,4	99,7	83,5	กิน	กิน
2	C2, %	12,0	7,1	5,2	8,4–11,5	0,07	1,4	เดียวกัน	เดียวกัน
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	เลขที่		«
8	คาร์บอนไดออกไซด์, %	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	ปรอท		กิน	กิน	กิน			กิน	กิน
11	เขา			กิน
12	คอส, ppm				3
13	อาร์เอสเอช ppm				232
14	น้ำ	กิน	กิน	กิน	กิน	กิน	กิน	กิน	กิน

เป็นที่ชัดเจนว่าส่วนผสมของไฮโดรคาร์บอนจากโรงงานทั้ง 7 แห่งมีความเหมาะสมสำหรับการผลิต LNG เนื่องจากส่วนใหญ่เป็นสารประกอบเบาของมีเทนและอีเทน กระแสก๊าซที่เข้าสู่โรงงาน LNG แต่ละแห่งที่อยู่ระหว่างการพิจารณาประกอบด้วยน้ำ ไนโตรเจน และคาร์บอนไดออกไซด์ ในเวลาเดียวกัน ปริมาณไนโตรเจนจะแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.1–4.5%, CO2 – จาก 0.07 ถึง 8% ปริมาณก๊าซเปียกมีตั้งแต่ 1% ที่โรงงาน UAE LNG ถึง 5–11% ที่โรงงานอิหร่านและอลาสก้า LNG

นอกจากนี้ ก๊าซจากพืชหลายชนิดยังมีสารปรอท ฮีเลียม เมอร์แคปแทน และสารเจือปนของกำมะถันอื่นๆ ปัญหาการสกัดไฮโดรเจนซัลไฟด์จะต้องได้รับการแก้ไขในโรงงานทุกแห่ง ยกเว้นโรงงาน LNG ในประเทศโอมาน สารปรอทมีอยู่ในก๊าซ

ซาคาลิน นอร์เวย์ อิหร่าน กาตาร์ และโอมาน การมีอยู่ของฮีเลียมได้รับการยืนยันที่โครงการ Katargas2 เท่านั้น การปรากฏตัวของ RSH, COS ได้รับการยืนยันในก๊าซจากโครงการอิหร่าน LNG

องค์ประกอบและปริมาตรของก๊าซมีอิทธิพลไม่เพียงแต่ปริมาณ LNG ที่ผลิตเท่านั้น แต่ยังรวมถึงปริมาณและความหลากหลายของผลพลอยได้ด้วย ดังแสดงในตาราง 3. เป็นที่แน่ชัดว่า ประการแรก องค์ประกอบของก๊าซส่งผลต่อการเลือกและการใช้อุปกรณ์สำหรับการแปรรูปก๊าซ รวมถึงกระบวนการเตรียมก๊าซทั้งหมดและผลผลิตของผลิตภัณฑ์ขั้นสุดท้าย

ตารางที่ 3

ผลพลอยได้จากองค์ประกอบก๊าซที่โรงงาน LNG ที่ต้องการ

ผลพลอยได้	ยูเออี	โอมาน	กาตาร์	อิหร่าน	เมลโคยา, นอร์เวย์
CIS	เลขที่	เลขที่	ใช่	เลขที่	ใช่
คอนเดนเสท	ใช่	ใช่	ใช่	ใช่	ใช่
กำมะถัน	ใช่	เลขที่	ใช่	ใช่	เลขที่
อีเทน	เลขที่	เลขที่	เลขที่	เลขที่	ใช่
โพรเพน	ใช่	เลขที่	เลขที่	ใช่	ใช่
บิวเทน	ใช่	เลขที่	เลขที่	ใช่	เลขที่
แนฟทา	เลขที่	เลขที่	ใช่	เลขที่	เลขที่
น้ำมันก๊าด	เลขที่	เลขที่	ใช่	เลขที่	เลขที่
น้ำมันแก๊ส	เลขที่	เลขที่	ใช่	เลขที่	เลขที่
ฮีเลียม			ใช่

ในการกำจัดก๊าซกรด โรงงาน LNG ใช้กระบวนการ "Hi-Pure" ซึ่งเป็นการผสมผสานระหว่างกระบวนการตัวทำละลายที่ใช้ K2CO3 เพื่อกำจัด CO2 จำนวนมากและกระบวนการตัวทำละลายเอมีนที่ใช้ DEA (ไดเอทาโนลามีน) เพื่อกำจัด CO2 และ H2S ที่เหลือ ( รูปที่ 1) .

โรงงาน LNG ในอิหร่าน นอร์เวย์ กาตาร์ โอมาน และซาคาลินใช้ระบบบำบัดก๊าซกรดเอมีนที่เรียกว่า MDEA (เมทิลไดเอทาโนลามีน) พร้อมตัวกระตุ้น (“aMDEA”)

กระบวนการนี้มีข้อดีเหนือกว่ากระบวนการทางกายภาพและกระบวนการเอมีนอื่นๆ หลายประการ เช่น การดูดซับและการเลือกสรรที่ดีขึ้น ความดันไอลดลง อุณหภูมิการทำงานที่เหมาะสมที่สุด การใช้พลังงาน ฯลฯ

ก๊าซเหลว

จากการประมาณการและการสังเกตการณ์ส่วนใหญ่ โมดูลการทำให้ก๊าซกลายเป็นของเหลวคิดเป็น 45% ของต้นทุนเงินทุนของโรงงาน LNG ทั้งหมด ซึ่งคิดเป็น 25–35% ของต้นทุนโครงการทั้งหมด และสูงถึง 50% ของต้นทุนการดำเนินงานที่ตามมา เทคโนโลยีการทำให้เป็นของเหลวขึ้นอยู่กับวงจรการทำความเย็น ซึ่งสารทำความเย็นจะถ่ายเทความร้อนจากอุณหภูมิต่ำไปสูงผ่านการขยายตัวและการหดตัวอย่างต่อเนื่อง ปริมาณการผลิตของสายการผลิตถูกกำหนดโดยกระบวนการทำให้เป็นของเหลว สารทำความเย็นที่ใช้ ขนาดที่ใหญ่ที่สุดที่มีอยู่ของคอมเพรสเซอร์และชุดขับเคลื่อนที่รันวงจร และเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนที่ทำให้ก๊าซธรรมชาติเย็นลง

หลักการพื้นฐานของการทำความเย็นด้วยแก๊สและการทำให้เป็นของเหลวเกี่ยวข้องกับการปรับเส้นโค้งการทำความเย็นและความร้อนของก๊าซและสารทำความเย็นให้ใกล้เคียงที่สุด

การนำหลักการนี้ไปใช้ส่งผลให้กระบวนการทางอุณหพลศาสตร์มีประสิทธิภาพมากขึ้น โดยต้องใช้ต้นทุนต่อหน่วยของ LNG ที่ผลิตลดลง และสิ่งนี้ใช้ได้กับกระบวนการทำให้เป็นของเหลวทั้งหมด

ส่วนหลักของโรงงานผลิตก๊าซเหลวคือคอมเพรสเซอร์ที่หมุนเวียนสารทำความเย็น ตัวขับเคลื่อนของคอมเพรสเซอร์ และเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนที่ใช้ในการทำความเย็นและทำให้ก๊าซกลายเป็นของเหลว และแลกเปลี่ยนความร้อนระหว่างสารทำความเย็น กระบวนการทำให้เป็นของเหลวหลายอย่างแตกต่างกันเฉพาะในวงจรการทำความเย็นเท่านั้น

โต๊ะ 4

ตารางข้อมูลสรุปสำหรับโรงงาน LNG

ส่วนประกอบ	โรงงานภาคเหนือ			โรงงาน LNG ภาคใต้
ส่วนประกอบ	เคไน	ซาคาลิน	ความฝัน	อิหร่าน	กาตาร์กาส	ยูเออี	โอมาน
จำนวนผู้เข้าร่วมการผลิต LNG
จำนวนผู้ซื้อ LNG		³5	³2			³1	³3
ระยะเวลาของสัญญาซื้อ LNG ปี
จำนวนถัง LNG	3	2	2	3	5	3	2
ความจุถัง พัน ลบ.ม	36	100	125	140	145	80	120
ความจุแท็งก์ฟาร์ม พันลูกบาศก์เมตร
จำนวนเรือบรรทุกน้ำมัน	2	3	4	–	14	5	–
ความจุถังน้ำมัน, พันลูกบาศก์เมตร	87,5	145	145	–	210…270	88…125	–
จำนวนสายเทคโนโลยี	1	2	1	2	2	3	3
ปริมาณบรรทัดที่ 1 ล้านตัน/ปี	1,57	4,8	4,3	5,4	7,8	2,3-3,0	3,3
ปริมาณรวม ล้านตัน/ปี	1,57	9,6	4,3	10,8	15,6	7,6	10
ปริมาณสำรองก๊าซ พันล้าน ลบ.ม	170…238	397…566	190…317	51000	25400	–	–
เริ่มดำเนินการโรงงาน	1969	2009	2007	–	2008	1977	2000

ส่วนประกอบ	โรงงานภาคเหนือ			โรงงาน LNG ภาคใต้
ส่วนประกอบ	เคไน	ซาคาลิน	ความฝัน	อิหร่าน	กาตาร์กาส	ยูเออี	โอมาน
พื้นที่โรงงาน กม.2	0,202	4,9	1	–	–	–	1,4
เทคโนโลยีการทำให้เป็นของเหลวที่ใช้	"น้ำตกที่ปรับให้เหมาะสม"	"ดีเอ็มอาร์"	"เอ็มเอฟซี"	"เอ็มเอฟซี"	"เอพี-เอ็กซ์"	"C3/นาย"	"C3/นาย"
จำนวนรอบการทำความเย็น	3	2	3	3	3	2	2
องค์ประกอบของสารทำความเย็นตัวที่ 1 การระบายความร้อนล่วงหน้า	โพรเพน	อีเทน โพรเพน	มีเทน อีเทน โพรเพน ไนโตรเจน	มีเทน อีเทน โพรเพน ไนโตรเจน	โพรเพน	โพรเพน	โพรเพน
องค์ประกอบของสารทำความเย็นตัวที่ 2	เอทิลีน	มีเทน อีเทน โพรเพน ไนโตรเจน	มีเทน อีเทน โพรเพน ไนโตรเจน	มีเทน อีเทน โพรเพน ไนโตรเจน	ผสม	ไนโตรเจน 7% มีเทน 38% อีเทน 41% โพรเพน 14%	ผสม
องค์ประกอบของสารทำความเย็นตัวที่ 3	มีเทน	–	มีเทน อีเทน โพรเพน ไนโตรเจน	มีเทน อีเทน โพรเพน ไนโตรเจน	ไนโตรเจน	–	–
ระบายความร้อนเพิ่มเติม	น้ำอากาศ	อากาศ	น้ำทะเล	น้ำทะเล น้ำ อากาศ	น้ำอากาศ		น้ำทะเลอากาศ
ผลผลิตสูงสุดของสายการผลิตเทคโนโลยีที่ 1 สำหรับเทคโนโลยีการทำให้เป็นของเหลวนี้ ล้านตัน/ปี	7,2	8	8…13	8…13	8…10		5

ในตาราง ตารางที่ 4 แสดงคุณลักษณะเปรียบเทียบของกระบวนการทำให้เป็นของเหลวสำหรับพืชที่วิเคราะห์ทั้งหมด โครงการเทคโนโลยีการทำให้เป็นของเหลว “C3/MR” (รูปที่ 2) ซึ่งใช้ในโรงงาน LNG ในโอมานและสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ ยังแพร่หลายมากที่สุดในโลกในปัจจุบันอีกด้วย

การพิจารณาและเปรียบเทียบโรงงาน LNG ทางตอนเหนือที่ดำเนินงานอยู่ทั้งหมดและโรงงาน LNG ในตะวันออกกลางทำให้เราสามารถสรุปได้ดังต่อไปนี้: มีความแตกต่างระหว่างการออกแบบ การเลือกใช้เทคโนโลยีการทำให้ก๊าซเหลว และการดำเนินงาน

ซึ่งหมายความว่าสภาพอากาศและที่ตั้งจะส่งผลต่อโครงการ Arctic LNG ที่มีอยู่และในอนาคต

ปริมาณการผลิตและการเลือกใช้เทคโนโลยีไม่ได้ถูกกำหนดโดยปัจจัยต่างๆ เช่น สภาพธรรมชาติ จากตัวอย่างของพืช LNG ของนอร์เวย์และซาคาลิน แสดงให้เห็นว่าการผลิต LNG ในดินแดนทางตอนเหนือมีประสิทธิผลมากกว่า การวิเคราะห์ไม่ได้เปิดเผยเหตุผลใด ๆ ที่สามารถป้องกันการใช้เทคโนโลยีการทำให้เป็นก๊าซเหลวภายใต้การพิจารณาที่โรงงานในสภาพภูมิอากาศทางทิศใต้และทิศเหนือ ยกเว้นเทคโนโลยี DMR ใหม่ซึ่งพัฒนาขึ้นสำหรับเงื่อนไขของ Sakhalin โดยเฉพาะ

อย่างไรก็ตาม การเลือกเทคโนโลยีสำหรับภูมิภาคที่กำหนดจะส่งผลต่อประสิทธิภาพและการใช้พลังงานของการผลิต LNG เนื่องจากพารามิเตอร์เหล่านี้ของกระบวนการทำให้เป็นของเหลวจะถูกกำหนดโดยว่าโรงงานทำงานในสภาวะเย็นหรือไม่ สิ่งสำคัญที่ควรทราบคือโครงการในภาคเหนือทั้งหมดต้องการโซลูชันทางเทคโนโลยีใหม่สำหรับกระบวนการทำให้เป็นของเหลวในแต่ละครั้ง ในขณะที่ในตะวันออกกลางการใช้เทคโนโลยีมาตรฐานเป็นเรื่องปกติ

จำนวนผู้เข้าร่วมโครงการที่โรงงานทางใต้มีตั้งแต่ 3 ถึง 9 คน ซึ่งมากกว่าโครงการ LNG ทางตอนเหนือถึง 1.5 เท่า ซึ่งจำนวนผู้ผลิตมีตั้งแต่ 2 ถึง 6 คน

สามารถสันนิษฐานได้ว่าความแตกต่างดังกล่าวถูกกำหนดไม่เพียงแต่โดยนโยบายของรัฐและบริษัทระดับชาติเท่านั้น แต่ยังรวมถึงสถานที่เฉพาะของการผลิตทางตอนเหนือด้วย ซึ่งจำเป็นต้องมีความน่าเชื่อถือและความมั่นใจของผู้เล่นในตลาดที่แข็งแกร่งและมีขนาดใหญ่ ไม่น่าเป็นไปได้ที่ความพร้อมในการลงทุนจะมีบทบาทชี้ขาดที่นี่ เนื่องจากมีผู้เล่นในตลาดที่มีศักยภาพจำนวนมากสำหรับโครงการ LNG

โรงงาน LNG ทั้งหมดที่ได้รับการพิจารณานั้นถูกสร้างขึ้นสำหรับแหล่งที่ค่อนข้างใหญ่โดยมีปริมาณสำรองก๊าซอย่างน้อย 170 พันล้านลูกบาศก์เมตร ไม่มีการระบุการพึ่งพาโครงการสำรองก๊าซทางภาคเหนือและภาคใต้ แต่เห็นได้ชัดว่าภาคใต้มีโอกาสที่ดีในการดำเนินโครงการ LNG ขนาดเล็กโครงการเดียวที่มีปริมาณการผลิตต่อปีน้อยกว่า - มากถึง 3 ล้านตันต่อปี

ข้อโต้แย้งที่สนับสนุนคำกล่าวนี้คือโรงงาน LNG ในเมือง Kenai (สหรัฐอเมริกา) ซึ่งมีปริมาณการผลิตค่อนข้างน้อยที่ 1.57 ล้านตันต่อปี และการที่ปริมาณสำรองที่คาดว่าจะหมดลงทำให้เกิดคำถามถึงความเป็นไปได้ในการดำเนินโครงการต่อไปหลังจาก 40 ปีของการดำเนินการที่ประสบความสำเร็จ .

การทำซ้ำอุปกรณ์สำคัญๆ เช่น คอมเพรสเซอร์ทำความเย็นไม่ใช่เรื่องปกติ และเกิดขึ้นเฉพาะที่โรงงาน LNG ที่เก่าแก่ที่สุดใน Kenai เท่านั้น การใช้อุปกรณ์ที่ซ้ำกันอาจไม่เพียงแต่เป็นโซลูชันทางเทคโนโลยีที่ล้าสมัย แต่ยังมีเหตุผลบางส่วนด้วย (หากมีสายการผลิตเพียงสายการผลิตเดียวในสภาวะภาคเหนือเพื่อเพิ่มความน่าเชื่อถือ) ไม่ทางใดก็ทางหนึ่ง การพัฒนาในปี 1992 ของ Phillips จัดให้มีการติดตั้งเทอร์โบชาร์จเจอร์เดี่ยว เทคโนโลยีการทำปฏิกิริยาให้เป็นของเหลวที่มีความน่าเชื่อถือสองเท่าของ Phillips อาจเป็นตัวเลือกที่เหมาะสมสำหรับแหล่งก๊าซขนาดเล็กที่แยกได้

ในแง่ของพารามิเตอร์ เช่น เงื่อนไขสัญญา ตลาดการขาย ปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนในทุ่งนา ขนาดของกองเรือบรรทุกน้ำมันและฟาร์มถัง การใช้สารทำความเย็นแบบผสม และจำนวนรอบการทำความเย็น ไม่พบความแตกต่างมากนักระหว่างโรงงานทางตอนใต้และทางตอนเหนือ . ความสม่ำเสมอของตลาดการขาย (ญี่ปุ่น เกาหลี ไต้หวัน ยุโรป) - โดยไม่คำนึงถึงเวลาเปิดตัวและที่ตั้งของโรงงาน LNG - แสดงให้เห็นถึงความสามารถในการทำกำไรของการนำเข้า LNG โดยเรือบรรทุกน้ำมันผ่านแหล่งน้ำขนาดใหญ่สำหรับประเทศที่พัฒนาแล้วในกรณีที่ขาดหรือขาดแคลนทรัพยากรพลังงาน .

การใช้เทคโนโลยีการทำให้เป็นของเหลวของก๊าซกับสารทำความเย็นแบบผสมจะดีกว่าการใช้เทคโนโลยีกับของเหลวที่เป็นเนื้อเดียวกัน โดยไม่คำนึงถึงตำแหน่งของโรงงาน เนื่องจากกราฟการควบแน่นในกรณีนี้จะตรงกับกราฟการทำความเย็นของก๊าซธรรมชาติอย่างใกล้ชิดมากขึ้น ซึ่งเป็นการเพิ่มประสิทธิภาพของ กระบวนการทำความเย็นและองค์ประกอบของสารทำความเย็นสามารถเปลี่ยนแปลงได้ตามองค์ประกอบของก๊าซที่เปลี่ยนแปลง ข้อได้เปรียบหลักของสารทำความเย็นที่เป็นเนื้อเดียวกันคือใช้งานง่าย แต่ในแง่ของข้อดีทั้งหมดนั้นด้อยกว่าสารทำความเย็นแบบผสม

ไม่มีการพึ่งพาโดยตรงกับจำนวนรอบการทำความเย็นกับที่ตั้งของพืชในละติจูดใต้หรือละติจูดเหนือ เทคโนโลยีการทำให้ก๊าซเหลวสมัยใหม่ส่วนใหญ่เกี่ยวข้องกับการใช้สามรอบ เนื่องจากนี่เป็นกระบวนการขั้นสูงกว่าในการควบแน่นก๊าซธรรมชาติ โดยไม่คำนึงถึงที่ตั้งของโรงงาน ระยะเวลาในการสรุปสัญญาระยะยาวสำหรับการจัดหา LNG ได้เพิ่มขึ้นจาก 15 เป็น 20...30 ปี

จำนวนผู้ผลิตและผู้ซื้อ LNG ซึ่งเป็นผู้เข้าร่วมในความสัมพันธ์ระหว่างการผลิตสินค้าโภคภัณฑ์ก็เพิ่มขึ้นเช่นกัน

ต้นทุนการขนส่ง LNG ลดลงเนื่องจากมีการนำเรือบรรทุกน้ำมันจำนวนมากมาใช้ ในเวลาเดียวกัน การขนส่ง LNG จากโรงงานทางตอนเหนือจำเป็นต้องใช้เรือบรรทุกเสริมพิเศษที่เหมาะสำหรับใช้ในสภาพน้ำแข็งที่ยากลำบาก เพื่อเป็นหลักฐานในเรื่องนี้ เรือบรรทุก Kenai LNG ขนาด 71,500 ลูกบาศก์เมตรถูกแทนที่ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันขนาด 87,500 ลูกบาศก์เมตรชื่อ Polar Eagle และ Arctic Sun ในเดือนกรกฎาคมและธันวาคม พ.ศ. 2536 พวกมันสั้นกว่าเรือบรรทุกแบบดั้งเดิมถึง 15% และบรรทุก LNG ได้มากกว่า 23% ส่วนหนึ่งเนื่องมาจากข้อกำหนดของฝ่ายญี่ปุ่นในการใช้เรือบรรทุกน้ำมันขนาดใหญ่และใหม่ ส่วนหนึ่งเนื่องมาจากการเพิ่มปริมาณงานของโรงงาน เช่นเดียวกับรุ่นก่อน เรือบรรทุกน้ำมันเหล่านี้ได้รับการออกแบบสำหรับสภาพอากาศที่ยากลำบากและอุณหภูมิต่ำ มีการวางภาชนะปริซึมแบบตั้งพื้นไว้ เรือบรรทุกมีตัวถัง ใบพัด เพลา และกลไกการขับเคลื่อนที่เสริมด้วยน้ำแข็ง

นอกจากนี้ ยังควรพิจารณาความซับซ้อนของสภาพอากาศ น้ำแข็ง คลื่น และลมเมื่อบรรทุกเรือบรรทุกน้ำมันที่โรงงาน LNG ทางตอนเหนือด้วย ในสภาวะอาร์กติก การปรับปรุงประสิทธิภาพของวงจรการทำความเย็นหลักอาจจำเป็นต้องเปลี่ยนโพรเพนด้วยสารทำความเย็นที่มีจุดเดือดต่ำลง อาจเป็นอีเทน เอทิลีน หรือสารทำความเย็นผสมหลายองค์ประกอบ ความสามารถของโรงงาน LNG ที่จะได้รับประโยชน์จากประสิทธิภาพที่สูงขึ้นในทางทฤษฎีของการทำให้ก๊าซกลายเป็นของเหลวที่อุณหภูมิเย็นนั้นขึ้นอยู่กับอุณหภูมิการออกแบบของโรงงานในอาร์กติกและกลยุทธ์การปฏิบัติงานในการออกแบบ หากอุณหภูมิเฉลี่ยรายปีถูกนำมาพิจารณาในโครงการเป็นอุณหภูมิการออกแบบคงที่ การสูญเสียเนื่องจากอุณหภูมิที่สูงกว่าอุณหภูมิเฉลี่ย (โดยปัจจัย 1.8%/°C) อาจมีค่าเกินดุลประโยชน์ของการควบแน่นที่มีประสิทธิภาพที่ต่ำกว่าค่าเฉลี่ยอย่างมีนัยสำคัญ อุณหภูมิ ซึ่งอาจเกิดขึ้นได้เนื่องจากปริมาณการผลิต LNG จะเปลี่ยนแปลงเพื่อให้บรรลุและตรงตามโควตาการผลิต ในทางกลับกัน การแก้ไขโครงการตามปริมาตรและการเพิ่มอุณหภูมิการออกแบบ (สูงกว่าอุณหภูมิแวดล้อมเฉลี่ย) เพื่อให้ได้ปริมาตรที่ต้องการอาจส่งผลให้ประสิทธิภาพโดยรวมสูงขึ้น แต่ยังส่งผลให้ต้นทุนเงินทุนสูงขึ้นด้วย

หากมีการตัดสินใจเปิดโรงงานในปริมาณที่แตกต่างกันขึ้นอยู่กับอุณหภูมิโดยรอบ คุณสมบัติของก๊าซดิบและลอจิสติกส์ในการขนส่ง LNG จะต้องได้รับการปรับเปลี่ยนเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงดังกล่าว

สิ่งนี้ไม่สามารถทำได้เสมอไป ตัวอย่างเช่น สภาพแวดล้อมที่เย็นกว่าอาจส่งผลให้เรือล่าช้าในช่วงเวลาที่โรงงานสามารถผลิตผลผลิตได้สูงสุด ดังนั้นจึงจำเป็นต้องสร้างสมดุลระหว่างความได้เปรียบทางเศรษฐกิจของสายการผลิตขนาดใหญ่ การกำหนดค่าการออกแบบที่เหมาะสมที่สุดจากมุมมองการปฏิบัติงาน และความซับซ้อนของการก่อสร้างและความท้าทายในการดำเนินงานโรงงานในสถานที่ห่างไกลภายใต้สภาพแวดล้อมที่เปลี่ยนแปลงไป

จากเหตุข้างต้นจึงสามารถสรุปได้ดังนี้

ชุดการติดตั้ง พารามิเตอร์ทางเทคโนโลยี และช่วงของผลพลอยได้ที่เกิดขึ้นขึ้นอยู่กับคุณสมบัติและปริมาตรของก๊าซที่ใช้ การวิเคราะห์ไม่ได้เผยให้เห็นถึงการพึ่งพาสถานที่ตั้งของโรงงาน LNG อย่างมีนัยสำคัญสำหรับปัจจัยต่างๆ เช่น ลำดับตำแหน่งของหน่วยกระบวนการ ทางเลือกของเทคโนโลยีบำบัดก๊าซ และการดำเนินงาน

กระบวนการทางเทคโนโลยีใดๆ ก็ตามเหมาะสมกับคุณสมบัติเฉพาะของก๊าซและเงื่อนไขการใช้งานบางประการ และการใช้งานกระบวนการที่พิจารณาในทางปฏิบัติและมีประสิทธิภาพมากที่สุดคือกระบวนการทำให้สารเคมีบริสุทธิ์ MDEA ด้วยตัวกระตุ้นและกระบวนการทางกายภาพ "ซัลฟินอล-ดี"

พบความแตกต่างที่สำคัญในการเลือกและการดำเนินงานของเทคโนโลยีการทำให้เป็นของเหลวระหว่างโรงงาน LNG ภาคเหนือและภาคใต้ สภาพภูมิอากาศและที่ตั้งของโรงงานเป็นปัจจัยที่มีอิทธิพลต่อโครงการที่มีอยู่ และจะส่งผลต่อโครงการ Arctic LNG ในอนาคต

บรรณานุกรม

ปูไซโล เอ.เอฟ., ซาฟเชนคอฟ เอส.วี., เรปิน ดี.จี. และอื่น ๆ โรงไฟฟ้าและแหล่งจ่ายพลังงานของโรงงานขนส่งก๊าซ: เอกสารชุด "ผลงานทางวิทยาศาสตร์สำหรับวันครบรอบ 45 ปีของ OJSC Giprogazcenter" / Ed. โอ.วี. คริวโควา. ต. 3. N. Novgorod: Istok, 2013. 300 น.
Buchnev O.A., Sarkisyan V.A. แนวโน้มก๊าซธรรมชาติเหลวในตลาดพลังงาน//อุตสาหกรรมก๊าซ พ.ศ. 2548 ฉบับที่ 2.
Dorozhkin V.Yu., Teregulov R.K., Mastobaev B.N. การเตรียมก๊าซให้เป็นของเหลวขึ้นอยู่กับคุณสมบัติของก๊าซ//การขนส่งและการเก็บรักษาผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมและวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอน 2556. ครั้งที่ 1.
อิโซตอฟ เอ็น.วี., นิกิฟอรอฟ วี.เอ็น. การวิจัยเทคโนโลยีการทำให้เป็นก๊าซธรรมชาติ//อุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2548 ครั้งที่ 1.