کاهش هزینه های انتقال گاز

کاهش هزینه های انتقال گاز,spowpowerplant, Blog,مهندسی مکانیک,وبلاگ یک مهندس,اسپاو, Weblog,همه چیز درباره نیروگاه,مهندسی مکانیک,برق و الکترونیک,پمپ پایپینگ توربین,مهندسی شیمی,تحقیق,داستان کوتاه,دانلود کتاب جزوه مقاله پروژه,پروژه تحقیق پایان نامه,مهندسی,Engineer,مدیریت,دانلود کتابهای مهندسی,معرفی و نقد فیلم و کتاب,دانلود جزوه,دانلود مقاله,توربین,نیروگاه,spow, Persian,Iran, Iranian,Google,Yahoo,MSN, Weblogs, Blogs">

وبلاگ یک مهندس... - کاهش هزینه های انتقال گاز

وبلاگ یک مهندس...

کاهش هزینه های انتقال گاز کاهش هزینه های انتقال گاز

با توجه به آثار جنبی وجود نیتروژن همراه گاز بر ارزش حرارتی سوخت، اندازه ی خطوط انتقال و ظرفیت ایستگاه های تقویت فشار گاز،معمولا زدودن نیتروژن از گاز طبیعی با غلظت بیش از چهار درصد در شدت جریان های بالا انجام می شود.برای نیل به این هدف در حال حاضر از سیستم های سرد سازی، جذب سطحی، غشایی و جذب در حلال های مایع استفاده می شود. هر یک از روش های جداسازی مذکور در محدوده ی خاصی از نظر شدت جریان و میزان نیتروژن موجود در گاز دارای مزیت اقتصادی است و کاربرد دارد. با توجه به بالا بودن هزینه های فرآیند جذب سطحی و کاربرد نداشتن روش جذب در مقیاس صنعتی، در این مقاله ضمن بررسی اجمالی تمامی روش ها به بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیندهای سردسازی و غشایی پرداخته شده است. هرچند جداسازی نیتروژن باعث صرفه جویی قابل توجهی در افزایش ظرفیت انتقال گاز و توان کمپرسور واحد های تقویت فشار خط لوله IGAT-II می گردد، اما به دلیل کم بودن نسبی میزان نیتروژن موجود در گاز طبیعی ایران و همچنین حجم بالای سرمایه گذاری مورد نیاز، هیچ یک از روش های جداسازی گفته شده در شرایط فعلی دارای توجیه اقتصادی نیست.

• اجزای اصلی

گاز طبیعی مخلوطی از هیدروکربن های سبک است که عمده ترین جزء آلی موجود در آن متان است. این گاز بی رنگ، بی بو ، بدون طعم و مزه و غیر سمی است و معمولا با شعله ای آبی رنگ در حد اشتعال بین 5 تا 15 درصد می سوزد. ارزش حرارتی گاز طبیعی بین 800ـ 1200 «بی.تی.یو» به ازای هر فوت مکعب از گاز در شرایط استاندارد است.
گاز طبیعی به دو دسته ی ترش و شیرین تقسیم می شود. گاز ترش حاوی مقادیری از ناخالصی های سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن است که تمامی ناخالصی های مذکور به دلیل آثار مخرب ناشی از خوردگی شدید در لوله های انتقال و تجهیزات فرآیندی باید در محل تولید پالایش گردد. گاز طبیعی بدون ناخالصی های فوق را گاز شیرین می نامند.
علاوه بر ناخالصی های مذکور مقداری نیتروژن نیز در گاز طبیعی موجود است که اگرچه آثار مخرب خوردگی بر تاسیسات انتقال و فرآورش گاز را ندارد اما به دلایل صرفه جویی در هزینه های حمل و نقل و نگهداری، کاهش ارزش حرارتی و مسائل زیست محیطی لازم است در محل تولید از آن جدا شود. با توجه به مقدار نسبتا زیاد نیتروژن در بیشتر مخازن گاز طبیعی کشورهای اروپایی و آمریکا سال هاست که بسیاری از این کشورها به جداسازی نیتروژن اقدام می کنند. با توجه به بالا بودن هزینه های جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی در روش های متداول، این گونه جداسازی ها فقط به شدت جریان ها و غلظت های نسبتا زیاد محدود می شود. در کشورهای پیشرفته صنعتی به ویژه آمریکا مطالعات فراوانی برای حذف یا کاهش میزان نیتروژن موجود در این گاز برای دبی ها و غلظت های کمتر نیز به عمل آمده است که بیشتر آن فعالیت ها در مراحل آزمایشگاهی و نیمه صنعتی است.
گاز طبیعی یکی از مهمترین منابع تامین انرژی است و طبق پیش بینی سازمان بین المللی انرژی در سال گذشته ی میلادی دارای سریعترین نرخ رشد نسبت به سایر منابع انرژی در سال های آتی خواهد بود. پیش بینی می شود که میزان مصرف جهانی این گاز بین سال های 2001 تا 2025 به بیش از دو برابر افزایش یابد. بیشترین میزان افزایش مصرف گاز طبیعی در مدت مذکور به کشورهای در حال توسعه مربوط است. با وجود پایین بودن نرخ رشد استفاده از گاز طبیعی در گذشته، مصرف گاز ایران تنها طی سالهای 59 تا76 از 5/3 میلیارد متر مکعب به بیش از 44میلیارد متر مکعب در سال افزایش یافته است.

• وضعیت کنونی

میزان ذخائر گاز طبیعی شناخته شده جهانی تا ابتدای سال گذشته ی میلادی بالغ بر5هزارو 501 تریلیون فوت مکعب بوده است. ایران با 812تریلیون فوت مکعب گاز طبیعی بیش از 8/14درصد ذخائر گازی جهان را دارد و از نظر میزان ذخائر گازی دومین کشور در جهان است. به تازگی مقامات کشوری اعلام کرده اند که با توجه به کشف منابع جدید و توسعه ی ظرفیت مخازن قبلی، سهم ایران به بیش از 18درصد افزایش یافته است. در مجموع، کشورهای منطقه خاور میانه، اروپای شرقی و روسیه سابق حدود 80 درصد از ذخائر گاز طبیعی جهان را دارند. اگرچه ذخائر شناخته شده ی گاز طبیعی جهان در سال 2003با میزان مصرف فعلی تنها کفاف 60سال مصرف جهانی را می دهد اما با توجه به رشد روز افزون جهانی مصرف، در صورتی که ذخائر جدیدی کشف نشود منابع فعلی کمتر از 40سال دیگر به پایان می رسد.
سهم مصرف گاز طبیعی در کشورهای در حال توسعه و خاورمیانه نسبت به کشورهای پیشرفته صنعتی تا حدودی ناچیز بوده و عمده افزایش مصرف گاز مربوط به کشورهای پیشرفته ای مانند آمریکا، اروپای غربی و ژاپن است.چنانچه در شکل1 دیده می شود، نرخ افزایش مصرف گاز طبیعی به گونه ای است که از سال 2005 میزان مصرف گاز نسبت به زغال سنگ افزایش یافته و تا بیست سال آینده سهم آن در تامین انرژی جهانی به حدود 70درصد سهم مصرف نفت خواهد رسید. با توجه به رشد سریع مصرف گاز که بخش اعظم آن مربوط به کشورهای پیشرفته صنعتی است و همچنین کشف نشدن ذخائر جدید در این کشورها بدیهی است در آینده ی نزدیک میزان تقاضای جهانی برای گاز طبیعی افزایش خواهد داشت و این امر به بالا رفتن قیمت آن در سطح جهانی منجر خواهد شد.
بنا به مطالعات موسسه تکنولوژی گاز آمریکا بیش از 11درصد تولید و16درصد منابع گازی این کشور آلوده به نیتروژن است. معمولا گازهای حاوی بیش از چهار درصد نیتروژن را باید قبل از ورود به خطوط لوله تصفیه شود. هر چند به دلیل هزینه های بسیار زیاد جداسازی نیتروژن و پالایش گاز طبیعی از ازت، فقط ارسال مقادیر زیاد آن دارای توجیه اقتصادی است اما مطالعاتی نیز در مورد تخمین مخارج واحدهای کوچک جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی انجام گرفته است.
در حال حاضر هر سال بیش از 5/77 میلیارد متر مکعب گاز طبیعی در کشور مصرف می شود. کل مصرف گاز کشور تنها در یک دهه به بیش از سه برابر افزایش یافته است که از این میزان بدون در نظر گرفتن گاز طبیعی مورد استفاده توسط شرکت نفت، به طور متوسط حدود 38درصد در تامین انرژی نیروگاه ها، 29درصد برای مصرف خانگی، 29درصد در مصارف صنعتی و مابقی در بخش تجاری مورد استفاده قرار می گیرد. پیش بینی می شود سهم مصرف گاز طبیعی در سبد انرژی کشور در پایان سال امسال بالغ بر 54درصد کل مصرف انرژی کشور گردد و 82درصد شهرهای ایران به شبکه گازرسانی بپیوندد.
از کل میزان 9/70 میلیارد متر مکعب گاز استحصال شده در کشور در سال 1380 تنها سه دهم میلیارد متر مکعب آن به خارج صادر شده است. این میزان یک سال پس از آن به 3/1 میلیارد متر مکعب افزایش یافته است. با توجه به توان بسیار بالای ایران در تولید گاز طبیعی از فازهای آتی پروژه پارس جنوبی، بدیهی است باید برای یافتن بازارهای خارجی در این زمینه تلاش های گسترده ای صورت گیرد. نمونه ای از این اقدامات، صادرات گاز به کشور هند است که در حال حاضر در دست بررسی است. از سوی دیگر با وجود ظرفیت نسبتا زیاد ایران برای صادرات گاز طبیعی، متاسفانه در این زمینه با مشکلات متعددی وجود دارد، به گونه ای که بازار صادراتی این محصول به یک بازار مشتری مدار تبدیل شده است. نمونه ای از این مسائل، ابراز نارضایتی مقامات ترکیه از کیفیت گاز تحویلی توسط ایران بود که منجر به چند ماه توقف صادرات آن به کشور مذکور شد. خوشبختانه پس از انجام مذاکرات و رفع اختلاف، صادرات گاز دوباره آغاز شد.
ایران در نظر دارد علاوه بر پروژه های احداث خطوط لوله، تاسیسات تولیدگاز طبیعی مایع را گسترش دهد و همزمان امکان تبدیل گاز طبیعی به سوخت های نفتی مایع (GTL) را نیز فراهم آورد. ایران در این صورت قادر خواهد بود که مقادیر عظیمی از گاز طبیعی حاصل از پروژه ی پارس جنوبی را بدون استفاده از خطوط لوله و از راه سوپر تانکرها به کشورهای دیگر صادر کند. به عنوان نخستین گام در این زمینه قرار است تجهیزات مورد نیاز تولید سالانه حدود 8 میلیون تن گاز طبیعی مایع طی فازهای 11 و 12 پروژه پارس جنوبی در پالایشگاه عسلویه نصب گردد. جدول1 نشانگر حداکثر ظرفیت پالایش گاز طبیعی کشور در پایان سال81 به همراه درصد نیتروژن موجود در گاز خروجی و آنالیز کامل گازهای خروجی از پالایشگاه های گاز طبیعی است.
با توجه به این که طبق استانداردهای جهانی موجود نسبت به جداسازی نیتروژن با غلظت بیش از چهار درصد در گازهای طبیعی اقدام می شود، لذا به نظر می رسد که برای کاهش نیتروژن موجود در گاز طبیعی تصفیه شده باید بررسی های لازم صورت گیرد. این کار علاوه بر ایجاد صرفه جویی نسبتا زیاد در هزینه ی ساخت خطوط لوله ی انتقال، باعث افزایش ارزش حرارتی گاز طبیعی شده و با توجه به کم بودن نسبی ارزش گاز صادراتی ایران و وجود بازار رقابتی، در درازمدت دارای توجیه اقتصادی است.
وجود نیتروژن در گاز طبیعی معایب فراوانی دارد که عمده ترین آنها عبارتند از:

•کاهش ارزش حرارتی سوخت.
•کاهش دمای شعله احتراق و افزایش اتلاف انرژی توسط گازهای احتراق.
•افزایش هزینه ساخت خطوط لوله انتقال و تاسیسات تقویت فشار مربوطه.
•افزایش میزان اکسیدهای نیتروژن در محصولات احتراق با اکسیژن خالص.
متوسط انرژی حرارتی گاز طبیعی در سطح جهانی در شرایط استاندارد حدود 38هزار کیلو ژول بر متر مکعب است. گاز ایران با داشتن 37هزار و930 کیلو ژول بر متر مکعب ارزش حرارتی، دارای کیفیت نازل تری نسبت به حد متوسط جهانی است (جدول 2). حذف یا کاهش ترکیبات بی اثر موجود در سوخت ها یکی از راه های ساده اما مطمئن افزایش ارزش حرارتی آن است. با انجام این روش و جداسازی حدود 5 درصد نیتروژن از گاز طبیعی تصفیه شده ایران می توان ارزش حرارتی آن را تا حدود 40هزار کیلو ژول بر متر مکعب افزایش داد.
وجود نیتروژن یا هر ناخالصی غیر قابل احتراق در گاز طبیعی باعث می شود تا هنگام احتراق، ترکیب مذکور بخشی از انرژی حاصل از سوختن گاز را جذب کرده و باعث کاهش نسبی دمای شعله گردد. انرژی جذب شده توسط ترکیبات غیر قابل احتراق، همراه با محصولات احتراق از دودکش خارج شده و عملا هدر می رود. همچنین با یک حساب بسیار ساده می توان محاسبه نمود که پس از حذف نیتروژن از گاز طبیعی در محل تولید، به میزان قابل توجهی بر ظرفیت انتقال و توزیع گاز کشور اعم از خطوط انتقال، مراکز تقویت فشار و شبکه های توزیع افزوده می شود. همچنین با توجه به بالا بودن دمای شعله احتراق گاز طبیعی با اکسیژن خالص، وجود نیتروژن موجود در گاز باعث تولید انواع اکسیدهای نیتروژنی شده که آثار سوء زیست محیطی آن کاملا محرز است. این نکته در مورد احتراق گاز طبیعی با هوا صادق نیست؛ زیرا مقدار نیتروژن موجود در هوای احتراق به مراتب بیش از نیتروژن همراه گاز است.

•بررسی روش های جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی

مهمترین فرآیندهای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی عبارت از روش های سردسازی ، غشایی، استفاده از جاذب های محلول و غیر محلول و جذب سطحی است. اگرچه فرآیندهای مذکور در محدوده گسترده ای از نظر شدت جریان گاز و غلظت نیتروژن می تواند مورد استفاده قرار گیرد اما معمولا فقط در یک شرایط خاص اقتصادی است. جدول 3 نمایانگر محدوده کاربرد روش های مذکور است.
با توجه به این جدول،میزان گاز تولیدی پالایشگاه های ایران عمدتا بسیار زیاد بوده و غلظت نیتروژن در آن ها نسبتا پایین است، لذا فرآیندهای جذب سطحی و جذب توسط حلال برای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی ایران مناسب نبوده و باید از فرآیندهای غشایی یا سردسازی استفاده کرد. مقایسه ی اجمالی هزینه های سرمایه گذاری و عملیاتی برای فرآیندهای جداسازی به روش های سردسازی، جذب سطحی و غشایی در جدول 4 آمده است. مقادیر مذکور برای شدت جریان های کم خوراک و غلظت پایین نیتروژن در گاز طبیعی است.
هرچند با توجه به اعداد ارائه شده در جدول 4 به نظر می رسد که فرآیند غشایی در تمامی موارد مناسب تر از فرآیندهای دیگر باشد اما باید توجه داشت که ارقام مذکور برای شدت جریان های کم خوراک و غلظت پایین نیتروژن(حدود 8 درصد) ارائه شده که برای فرآیند غشایی مناسب است. در حالت کلی باید با در نظر گرفتن شدت جریان گاز طبیعی و میزان غلظت نیتروژن موجود در آن به بررسی فنی و اقتصادی فرآیندهای جداسازی اقدام کرد و در نهایت فرآیند بهینه را انتخاب نمود. به این منظور تصمیم گرفته شد تا نسبت به انجام بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیندهای غشایی و سردسازی در جداسازی نیتروژن از گاز خروجی پالایشگاه فجر(کنگان) اقدام شود.

• بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیند غشایی

بر اساس مطالعات تفصیلی انجام شده در مورد استفاده از فرآیند غشایی برای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی تصمیم گرفته شد تا به منظور کاهش میزان جریان اتلافی و بالا بردن میزان بازیافت هیدروکربن ها از فرآیند چهار مرحله ای غشایی استفاده شود. چون ظرفیت مبدل های حرارتی و کمپرسورهای مورد نیاز فرآیند غشایی برای تصفیه 110میلیون متر مکعب گاز خروجی از پالایشگاه فجر بسیار زیاد بود و ساخت تجهیزات مورد نیاز آن معمولا خارج از محدوده ظرفیت های متداول صنعتی است،مقرر شد که در بررسی اقتصادی فرآیند غشایی، جریان خوراک گاز طبیعی به پنج قسمت مساوی تقسیم شده و از پنج واحد مشابه و کاملا یکسان (با ظرفیت 22MMSCMD) که به صورت موازی در کنار یکدیگر قرار خواهند گرفت برای زدودن نیتروژن از هر یک از جریان های خوراک استفاده شود. شکل2 نمایانگر دیاگرام جریانی یکی از این واحدهای موازی است که همه ی محاسبات اقتصادی بر مبنای آن انجام گرفته است.
مزیت دیگر این روش آن است که می توان به جای ساخت یک واحد بسیار بزرگ که نیاز به سرمایه گذاری چند میلیارد دلاری دارد از واحدهای کوچک تر با حجم سرمایه گذاری پایین تری استفاده کرد. برای مثال می توان یکی از این واحدها را به صورت آزمایشی برای پالایش بخشی از جریان گاز به کار گرفت و در صورتی که نتایج حاصل از آن رضایت بخش بود نسبت به تامین اعتبار، ساخت و راه اندازی واحدهای مشابه دیگر طی یک برنامه ی زمان بندی مشخص اقدام کرد. مزیت سوم این روش آن است که چنین واحدهایی در دیگر پالایشگاه های تصفیه گاز کشور با ظرفیت کمتر از پالایشگاه فجر نیز می تواند مورد استفاده قرار گیرد. بدیهی است در چنین حالتی باید تغییرات لازم در مورد میزان نیتروژن موجود در خوراک ورودی فرآیند به دقت مورد نظر قرار گیرد و اصلاحات لازم در طراحی ها انجام شود.
اگرچه فرآیند غشایی از قسمت های مختلفی مانند جداسازی، انتقال حرارت، تراکم و تبرید تشکیل شده اما مهم ترین قسمت آن استفاده از فرآیند جداسازی غشایی است که همه ی نرم افزارهای تخصصی موجود قادر به شبیه سازی آن نیست و محاسبات تفصیلی مربوط به تمامی غشاء های موجود در فرآیند به صورت جداگانه انجام شده است. محاسبات مربوط به سایر قسمت ها بیشتر توسط نرم افزار تخصصی HYSYS انجام گرفته است . چکیده ی طراحی های انجام شده و بررسی های اقتصادی فرآیند غشایی در جدول5 ارائه شده است.

• بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیند سردسازی

فرآیند سردسازی تنها حاوی یک فرآیند فیزیکی تبخیر ناگهانی در دمای بسیار پایین است، لذا تعیین شرایط بهینه عملیاتی از حیث دما و فشار برای نیل به حداکثر بازیافت اجزای هیدروکربنی به ویژه متان و در نتیجه حفظ نسبی ارزش حرارتی سوخت دارای بیشترین اهمیت است. به همین دلیل قبل از طراحی سیستم سرمایشی مورد نیاز نسبت به انجام محاسبات تفصیلی جهت تعیین شرایط بهینه جداسازی اقدام گردید. در هر مورد دما و فشار بهینه به گونه ای انتخاب شده که میزان نیتروژن موجود در محصول پالایش شده خروجی کمتر از 4درصد باشد. با توجه به محاسبات انجام شده، قرار شد به منظور تحصیل راندمان مناسب از فرآیند سردسازی در فشار 700 kPa و دمای138.1!C استفاده شود. چکیده ی طراحی های به عمل آمده همراه با بررسی های اقتصادی فرآیند سردسازی در جدول5 آمده است.
همان گونه که در جدول7 می بینید، میزان هزینه های سرمایه گذاری اولیه و جاری برای کاهش نیتروژن از کل گاز خروجی از پالایشگاه فجر توسط فرآیند سردسازی به مراتب بیش از فرآیند غشایی است. بدیهی است این هزینه ی بالا باعث می شود که چنین فرآیندی از نظر اقتصادی به هیچ وجه توجیه پذیر نباشد. چنانچه به هر دلیلی از فرآیند سردسازی برای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی استفاده شود، به دلیل جدا شدن نیتروژن از گاز به میزان دو درصد بر ارزش حرارتی هر متر مکعب از گاز تصفیه شده افزوده می شود. بدیهی است این کار علاوه بر افزایش ظرفیت انتقال که در اثر کاهش میزان دبی حجمی گاز حاصل می شود، باعث افزایش ارزش اقتصادی آن نیز می گردد.

• بررسی کاهش اندازه ی خط انتقال گاز IGAT-II و تاسیسات جانبی مورد نیاز

متوسط ناخالصی نیتروژن در منابع گاز طبیعی ایران حدود پنج درصد است، لذا می توان انتظار داشت که پس از حذف این مقدار ناخالصی از گاز طبیعی در محل تولید، تقریبا به همین میزان بر ظرفیت انتقال و توزیع گاز کشور اعم از خطوط انتقال، مراکز تقویت فشار و شبکه های توزیع افزوده شود. گفتنی است به علت حجم زیاد سرمایه گذاری انجام شده در هر یک از بخش های یاده شده افزایش ظرفیت مذکور از نظر اقتصادی قابل توجه خواهد بود.
با توجه به اطلاعات موجود در مورد بخش مرکزی خط لوله IGAT-II تصمیم گرفته شد تا نسبت به مشابه سازی حدود 600 کیلومتر از خط لوله مذکور از پالایشگاه فجر تا ایستگاه تقویت فشار S4 واقع در استان اصفهان، منطقه پل کله اقدام شود. نتایج حاصل از این شبیه سازی ها بیانگر میزان تغییرات به وجود آمده در توزیع دما و فشار لوله های مسیر و به ویژه توان کمپرسور واحدهای تقویت فشار در اثر جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی است. در آخرین بخش از شبیه سازی انجام شده، با انجام تصحیح مورد نیاز دبی گاز پالایشی ورودی به خط لوله IGAT-II، به گونه ای عمل شده که توزیع دما و فشار لوله های مسیر و به ویژه توان کمپرسورهای موجود در ایستگاه های تقویت فشار بین راه تا حد امکان برابر با مقادیر فعلی پارامترهای مذکور باشد. بدین ترتیب با مقایسه دبی های وضعیت موجود و شرایط جدید می توان میزان افزایش ظرفیت به وجود آمده در سیستم انتقال گاز مورد نظر را تعیین نمود. همچنان که در جدول 8 آمده است چنانچه ایستگاه تقویت فشار با دبی پس از جداسازی عمل نماید، صرفه جویی قابل توجهی در توان کمپرسورهای مربوطه به وجود می آید.
وضعیت case 2 مربوط به حالتی است که دبی گاز ورودی چنان افزایش یافته که تمام مقادیر فشارها و توان های کمپرسورها تقریبا به حالت اولیه یعنی قبل از جداسازی نیتروژن بازگردد. نتایج محاسبات انجام شده حاکی از آن است که در صورت کاهش مقدار نیتروژن به روش غشایی، تقریبا به میزان 20درصد در توان کمپرسورها صرفه جویی شده و حدود پنج درصد نیز بر مقدار ظرفیت خط لوله سراسری دوم نسبت به حالت پس از جداسازی نیتروژن افزوده می شود.

• بررسی خلوص و موارد مصرف صنعتی نیتروژن استحصالی

به دلیل کم بودن میزان نیتروژن در اکثر گازهای طبیعی استحصالی از میدان های گازی ایران و بالا بودن هزینه ی جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی،پالایش گاز طبیعی از نیتروژن در بسیاری موارد فاقد توجیه اقتصادی مناسب است. از سوی دیگر به دلیل آن که گازهای طبیعی ایران عمدتا سرشار از متان و نسبتا تهی از هیدروکربن های سنگین تر است (جدول 1)، لذا ارزش حرارتی گاز ایران در مقایسه با گاز طبیعی بسیاری از کشورهای دیگر کمتر بوده و همین امر می تواند باعث کاهش رغبت خریداران خارجی نسبت به خرید گاز ایران باشد. یکی از راههای مطمئن افزایش ارزش حرارتی سوخت ها، حذف یا کاهش ترکیبات بی اثر موجود در آن ها مانند نیتروژن، دی اکسید کربن و بخار آب است. با انجام این روش و جداسازی حدود پنج درصد نیتروژن از گاز طبیعی تصفیه شده ایران می توان ارزش حرارتی آن را تا حدود 40هزار کیلو ژول بر متر مکعب افزایش داد.
گازهای پس ماند خروجی از واحدهای جداسازی غشایی و سردسازی اگرچه غنی از نیتروژن است اما سرشار از متان بوده و به همین دلیل مناسب ترین مورد مصرف برای آن ها استفاده در توربین های احتراقی برای تامین توان مورد نیاز کمپرسورهای فرآیند است.نتایج محاسبات انجام شده در مورد فرآیند غشایی حاکی از آن است که ارزش کل حرارتی گاز اتلافی برابر با 7.76E+10 kJ/d یا معادل 898 MW است.
با احتساب 30درصد راندمان حرارتی برای توربین های گازی و 90درصد راندمان برای کمپرسورهای موجود در فرآیند، گاز اتلافی فرآیند مذکور می تواند تا بیش از 240 MW توان جهت چرخاندن کمپرسورهای فرآیند غشایی ایجاد کند. طبق محاسبات تفصیلی انجام شده، در مجموع 227 MW توان برای تمام کمپرسورهای موجود در فرآیند غشایی مورد نیاز است.در نتیجه اندکی از گازهای اتلافی تولید شده مازاد بر نیاز توان کمپرسورها بوده و می توان با توجه به موارد مصرف احتمالی آن نسبت به تعیین درصد خلوص نیتروژن و انتخاب روش مناسب جداسازی اقدام نمود.
مهم ترین موارد مصارف این گاز در صنایع شیمیایی مانند تولید آمونیاک برای تهیه کودهای شیمیایی یا ملامین، صنایع نفت و گاز مانند استخراج و پالایش، صنایع الکترونیک مانند تولید نیمه هادی ها، صنایع فلزی همچون تولید فلزات و عملیات فلز کاری، صنایع غذایی برای منجمد نمودن سریع مواد غذایی و صنایع شیشه گری و پلیمر یعنی تولید انواع شیشه، لاستیک و پلاستیک است. چنانچه از گاز پس ماند واحد نیتروژن زدایی برای بهره برداری ثانویه در تزریق به چاه های نفت استفاده شود، نیاز به هیچ گونه جداسازی متان از نیتروژن نیست و به همین صورت قابل استفاده است. زیرا متان همراه نیتروژن علاوه بر تامین فشار مورد نیاز مخزن در نفت سنگین حل شده و راندمان بهره برداری را افزایش می هد. در صورتی که از گاز پس ماند برای استفاده در صنایع غذایی مانند منجمد نمودن محصولات غذایی استفاده شود لازم است میزان خلوص نیتروژن آن بیش از 99.9درصد باشد. در سایر موارد مصرف نیتروژن نیز مانند تهیه آمونیاک و استفاده از آن به عنوان عامل خنثی در عملیات حرارتی فلزات باید میزان خلوص گاز حداقل برابر 90درصد انتخاب شود.

کاهش هزینه های انتقال گاز

وبلاگ یک مهندس...

مطالب مشابه :

ارزش حرارتی

تفاوت ارزش حرارتی مازوت و گاز:(برای سیمانی ها)

کاهش هزینه های انتقال گاز

گاز طبیعی

ارزش حرارتی حامل های انرژی

محاسبه سرانگشتی تاسیسات مکانیکی