فرآیند بازگازی‌سازی LNG

مرحله نهایی در زنجیره تأمین گاز طبیعی مایع

گاز طبیعی مایع (LNG) هزاران مایل در سراسر اقیانوس‌ها با کشتی‌های ویژه‌ساخته‌شده جابه‌جا می‌شود و در مخازن کریوژنیک در دمای ۱۶۲- درجه سانتی‌گراد نگهداری می‌شود. اما اکثر مصرف‌کنندگان گاز طبیعی، گاز مایع را سوزانده و به‌جای آن گاز گازی را مصرف می‌کنند. در نقطه‌ای بین کشتی حامل LNG و انتهای شعله‌سوز، این مایع باید دوباره به بخار تبدیل شود. این فرآیند، فرآیند بازگازی‌سازی است و مرحله نهایی و حیاتی در زنجیره تأمین گاز طبیعی مایع محسوب می‌شود.

مقیاس این فرآیند قابل توجه است. یک ایستگاه بزرگ بازگازی‌سازی می‌تواند بیش از یک میلیارد فوت مکعب گاز طبیعی در روز را پردازش کند—حجمی کافی برای تأمین نیاز چند میلیون خانه. تجهیزات مورد استفاده بسیار بزرگ‌اند، مسائل ترمودینامیکی بسیار پیچیده‌اند و ابعاد اقتصادی آن بسیار حساس است. هر ساعت توقف در یک ایستگاه بازگازی‌سازی، هزینه‌ای معادل صدها هزار دلار به‌دلیل کاهش ظرفیت از طرف اپراتور دربردارد.

فرآیند اصلی: از مایع به گاز

فرآیند بازگازی‌سازی خود از نظر مفهومی ساده است، اما از نظر عملیاتی پیچیده می‌باشد. گاز طبیعی مایع (LNG) در ترمینال در دمای حدود ۱۶۲- درجه سانتی‌گراد و فشار نزدیک به اتمسفر وارد می‌شود. برای تبدیل آن به گازی با کیفیت مناسب برای انتقال از طریق لوله‌ها، اپراتور باید دو کار را انجام دهد: افزایش فشار و افزودن گرما .

افزایش فشار ابتدا انجام می‌شود. گاز طبیعی مایع از مخازن ذخیره‌سازی از طریق سری‌ای از پمپ‌ها عبور می‌کند — ابتدا پمپ‌های کم‌فشار که پمپ‌های اصلی کریوژنیک را تغذیه می‌کنند، سپس پمپ‌های فشار بالا که فشار را تا سطح مورد نیاز خطوط لوله (معمولاً حدود ۸۰ تا ۱۰۰ بار) افزایش می‌دهند. در این سطوح فشار، گاز طبیعی مایع همچنان مایع باقی می‌ماند، به شرطی که سرد باقی بماند. پمپاژ گاز طبیعی مایع در دماهای کریوژنیک نیازمند تجهیزات تخصصی است: پمپ‌ها درون مایع غوطه‌ور هستند تا سرد باقی بمانند و درزبندی‌ها باید هم دمای بسیار پایین و هم فشار بالا را تحمل کنند.

افزودن گرما مرحله دوم است. گاز طبیعی مایع فشار بالا از مبدل‌های حرارتی (ورپورایزرها) عبور می‌کند که در آن‌ها تا دمایی حدود ۵ تا ۱۰ درجه سانتی‌گراد گرم می‌شود و دوباره به حالت گازی تبدیل می‌گردد سپس گاز از طریق ایستگاه اندازه‌گیری، رایحه‌دار کردن (در صورت نیاز) و وارد خط لوله انتقال می‌شود.

فناوری‌های تبخیرکننده: قلب ترمینال

تبخیرکننده مهم‌ترین تجهیز در ترمینال تبدیل مایع به گاز است. سه فناوری اصلی در بازار حاکم هستند که هر کدام ویژگی‌های عملیاتی متفاوتی دارند.

تبخیرکننده‌های ردیف باز (ORV) از آب دریا به عنوان منبع حرارت استفاده می‌کنند. آب دریا به بالای بانکی از لوله‌های شیاردار حامل LNG فشار بالا پمپ می‌شود. این آب، LNG را گرم کرده و آن را تبخیر می‌کند تا به صورت گاز از لوله‌ها خارج شود. این تبخیرکننده‌ها ساده، قابل اعتماد و با هزینه‌های عملیاتی پایین هستند، زیرا آب دریا رایگان است. معایب آن‌ها چیست؟ نیاز به ورودی و خروجی بزرگ آب دریا دارند که پیامدهایی در زمینه مجوزهای زیست‌محیطی ایجاد می‌کند. همچنین تنها در مناطقی کار می‌کنند که دمای آب دریا به اندازه کافی گرم باشد—معمولاً بالاتر از ۵ درجه سانتی‌گراد.

تبخیرکننده‌های احتراق غوطه‌ور (SCV) سوزاندن بخشی از گاز طبیعی برای تولید گرما، که از طریق حمام آب به LNG منتقل می‌شود. این مبدل‌ها (SCV) فشرده هستند و می‌توانند در هر آب‌وهوایی کار کنند—زیرا وابسته به دمای آب دریا نیستند. عیب این روش، مصرف سوخت است: SCVها حدود ۱٫۵ تا ۲ درصد از گازی را که تبدیل می‌کنند، می‌سوزانند. این گازی است که به فروش نمی‌رسد.

مبدل‌های تبخیرکننده با مایع میانی (IFV) از یک مایع انتقال حرارت میانی—معمولاً پروپان یا مخلوط گلیکول و آب—برای انتقال گرما از منبع گرما (آب دریا یا احتراق) به LNG استفاده می‌کنند. این روش انعطاف‌پذیری عملیاتی فراهم می‌کند و از تماس مستقیم LNG با منبع گرما جلوگیری می‌کند، اما پیچیدگی و هزینه را افزایش می‌دهد.

افزایش واحدهای شناور ذخیره‌سازی و تبدیل به گاز

تمام فرآیندهای تبدیل به گاز در خشکی انجام نمی‌شوند. واحدهای شناور ذخیره‌سازی و تبدیل به گاز (FSRU) در طول دههٔ گذشته بازار واردات گاز طبیعی مایع (LNG) را دگرگون کرده‌اند . FSRU اساساً یک ایستگاه تبدیل به گاز است که روی یک کشتی ساخته شده‌است—مخازن ذخیره‌سازی گاز طبیعی مایع، مبدل‌ها و سیستم‌های صادرات گاز همه روی بدنه‌ای شناور قرار دارند .

اعداد داستان را روایت می‌کنند. تا پایان سال ۲۰۲۳، ۵۱ واحد FSRU در سراسر جهان در حال بهره‌برداری بودند که این رقم از ۳۰ واحد در سال ۲۰۲۰ افزایش یافته‌است—یعنی رشد ۷۰ درصدی در سه سال . ارزش جهانی بازار FSRU در سال ۲۰۲۴ معادل ۹۰۳ میلیون دلار بوده و پیش‌بینی می‌شود تا سال ۲۰۳۳ به ۱٫۷۸ میلیارد دلار برسد .

چه عاملی رشد را تحریک کرده است؟ سرعت و هزینه. ساخت یک ایستگاه تبدیل به گاز سنتی در خشکی برای اخذ مجوز و اجرای آن پنج تا هفت سال زمان می‌برد. اما یک واحد FSRU می‌تواند در مدت ۱۸ تا ۲۴ ماه به بهره‌برداری برسد تجربه آلمان در سال ۲۰۲۲ نمونه‌ای روشن از این مسئله است: پس از قطع شدن گاز لوله‌کشی روسیه، این کشور در عرض ۱۸ ماه پنج واحد شناور ذخیره‌سازی و بازگازی LNG (FSRU) را به بهره‌برداری رساند و از زمان‌بر بودن ساخت ایستگاه‌های خشکی‌ای جلوگیری کرد. .

FSRUها فاقد معایبی نیستند. هزینه‌های بهره‌برداری از آن‌ها نسبت به ایستگاه‌های خشکی بالاتر است—مصرف سوخت برای پیش‌رانی و هزینه‌های نگهداری کشتی‌ها به‌طور تجمعی افزایش می‌یابد. همچنین ظرفیت ذخیره‌سازی آن‌ها در مقایسه با مخازن بزرگ خشکی محدودتر است. اما برای بازارهایی که نیاز فوری به LNG دارند یا جایی که زمین کمیاب است یا از نظر سیاسی اخذ آن دشوار است، FSRUها اغلب تنها راه‌حل عملی هستند.

بازیابی انرژی سرمایی: فرصتی استفاده‌نشده

نکته‌ای که کمتر مورد بحث قرار می‌گیرد این است که LNG حاوی مقدار عظیمی «انرژی سرمایی» است—یعنی سرمایشی که در کارخانه تخلیص به آن منتقل شده است. هنگامی که LNG تبدیل به گاز می‌شود، این سرما معمولاً در آب دریا یا جو هدر می‌رود. اما لزومی ندارد که این‌گونه باشد.

چندین ایستگاه در سراسر جهان شروع به بازیابی این انرژی سرد برای کاربردهای دیگر کرده‌اند. در ژاپن، که واردات گاز طبیعی مایع (LNG) بسیار زیاد است، انرژی سرد برای جداسازی هوا (تولید اکسیژن و نیتروژن مایع)، جذب دی‌اکسیدکربن در دمای پایین و حتی خنک‌سازی مراکز داده استفاده می‌شود. از نظر اقتصادی این روش بسیار مقرون‌به‌صرفه است: ارزش انرژی سرد موجود در گاز طبیعی مایع حدود ۲ تا ۵ دلار آمریکا به ازای هر میلیون واحد حرارتی بریتانیایی (MMBtu) است که این مقدار بستگی به قیمت محلی برق و کاربرد مورد نظر دارد.

چالش اصلی، ادغام این فناوری است. بازیابی انرژی سرد نیازمند وجود یک کاربر صنعتی مجاور است که بتواند از سرما استفاده کند یا یک سیستم تولید برق که بتواند اختلاف دما را به برق تبدیل کند. اما این امکان در تمام ایستگاه‌ها وجود ندارد. با این حال، برای ایستگاه‌هایی که این امکان را دارند، بازیابی انرژی سرد می‌تواند بخش قابل‌توجهی از هزینه‌های عملیاتی ایستگاه را جبران کند.

ریسک‌های عملیاتی و ملاحظات قابلیت اطمینان

terminalهای ریگازیفیکیشن امکاناتی با قابلیت اطمینان بالا هستند— و باید این‌گونه باشند. یک ترمینال که نتواند گاز را در زمانی که شبکه به آن نیاز دارد تأمین کند، نه‌تنها با مجازات‌های مالی روبه‌رو می‌شود، بلکه تحت نظارت ناظرین تنظیم‌کننده و خسارت‌های اعتباری نیز قرار می‌گیرد.

بزرگ‌ترین خطر عملیاتی، یخ‌زدن مبدل‌های بخاری است. اگر دبی جریان گاز طبیعی مایع (LNG) بیش از حد گرمای ورودی باشد، مبدل بخاری ممکن است یخ‌زده شود که منجر به کاهش انتقال حرارت و در برخی موارد، مسدود شدن لوله‌ها می‌شود. اپراتورها این پدیده را با کنترل دبی جریان LNG، پایش دمای خروجی مبدل بخاری و در برخی موارد، استفاده از افزودنی‌های ضد یخ کنترل می‌کنند.

خطر دیگری که وجود دارد، ضربه حرارتی است. تغییر دما از ۱۶۲- درجه سانتی‌گراد تا ۵ درجه سانتی‌گراد، تنش حرارتی قابل‌توجهی در لوله‌ها و تجهیزات ایجاد می‌کند. رعایت رویه‌های مناسب گرم‌کردن و سردکردن بسیار حیاتی است. یک ترمینال در اسپانیا این درس را زمانی آموخت که در فرآیند راه‌اندازی، خط سرد LNG به‌سرعت باز شد و منجر به شکستن یک تکیه‌گاه لوله به دلیل انبساط حرارتی نامساوی شد. تعمیر این آسیب دو هفته طول کشید و بیش از ۱ میلیون دلار هزینه‌برداری داشت.

نقش کیفیت ساخت در قابلیت اطمینان ترمینال‌ها

تجهیزات موجود در ترمینال تبدیل مایع به گاز در شرایط حدی کار می‌کنند— از یک سو دمای بسیار پایین (کریوژنیک) و از سوی دیگر فشار بالا، و همچنین تغییرات سریع دما در زمان راه‌اندازی و خاموش‌سازی. این محیطی بسیار طاقت‌فرسا برای هر قطعه تجهیزات است و کیفیت ساخت اهمیت بسیار بالایی دارد.

جوش‌کاری نامناسب در لوله‌های کریوژنیک می‌تواند منجر به شکست شکننده شود. عایق‌بندی ناکافی روی خطوط سرد موجب تشکیل یخ و خوردگی می‌شود. نصب نادرست ابزار دقیق می‌تواند منجر به نمایش نادرست مقادیر شود و اپراتورها را وادار به تصمیم‌گیری‌های اشتباه کند. این مسائل صرفاً نظری نیستند— بلکه در عمل رخ می‌دهند و هزینه‌بر هستند.

برای صاحبان پروژه و اپراتورها، همکاری با یک سازنده که تجربه‌ی عمیقی در کاربردهای کریوژنیک و فشار بالا دارد، این خطرات را کاهش می‌دهد. شرکت‌هایی مانند GreenFir که شهرت خود را به‌عنوان سازنده‌ای با کیفیت و با آزمون‌های دقیق در سراسر زنجیره ارزش پردازش گاز بنا نهاده‌اند، همین استاندارد را نیز برای تجهیزات ری‌گازیفیکیشن اعمال می‌کنند. زمانی که مبدل‌های بخار (Vaporizer) به‌صورت آماده‌ی بهره‌برداری در محل تحویل می‌شوند و لوله‌کشی بدون نشت فشار را تحمل می‌کند، ترمینال در زمان تعیین‌شده راه‌اندازی می‌شود و در زمان‌های حیاتی به‌طور پایدار در خط کار باقی می‌ماند.