กระบวนการเปลี่ยนก๊าซธรรมชาติเหลวกลับเป็นก๊าซ

ขั้นตอนสุดท้ายในห่วงโซ่อุปทานก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)

ก๊าซธรรมชาติเหลวเดินทางข้ามมหาสมุทรเป็นระยะทางหลายพันไมล์ด้วยเรือขนส่งที่ออกแบบมาเป็นพิเศษ โดยเก็บไว้ที่อุณหภูมิ -162°C ในถังเก็บแบบไครโอเจนิก อย่างไรก็ตาม ผู้บริโภคก๊าซธรรมชาติส่วนใหญ่ไม่ได้ใช้ก๊าซในรูปของของเหลว แต่ใช้ก๊าซในรูปของก๊าซจริงๆ ดังนั้น ระหว่างเรือขนส่ง LNG กับจุดที่ใช้เผาไหม้ ก๊าซของเหลวนั้นจำเป็นต้องเปลี่ยนกลับไปเป็นก๊าซอีกครั้ง กระบวนการนี้เรียกว่า กระบวนการแปรสภาพก๊าซกลับ (regasification) ซึ่งเป็นขั้นตอนสุดท้ายที่สำคัญยิ่งในห่วงโซ่อุปทานก๊าซธรรมชาติเหลว

ขนาดของกระบวนการนี้น่าทึ่งมาก สถานีแปรสภาพก๊าซกลับขนาดใหญ่เพียงแห่งเดียวสามารถประมวลผลก๊าซธรรมชาติได้มากกว่า 1,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ซึ่งเพียงพอต่อการจ่ายให้กับบ้านเรือนหลายล้านหลัง ระบบอุปกรณ์มีขนาดใหญ่มาก หลักการเทอร์โมไดนามิกส์มีความซับซ้อนสูง และปัจจัยด้านเศรษฐศาสตร์มีความเสี่ยงสูงมาก ทุกชั่วโมงที่สถานีแปรสภาพก๊าซกลับหยุดให้บริการ จะทำให้ผู้ดำเนินการสูญเสียค่าใช้จ่ายจากกำลังการผลิตที่สูญเสียไปเป็นจำนวนหลายแสนดอลลาร์สหรัฐ

กระบวนการหลัก: จากของเหลวสู่ก๊าซ

กระบวนการแปรก๊าซกลับเป็นของเหลว (regasification) นั้นโดยหลักการแล้วค่อนข้างง่าย แต่ในทางปฏิบัติกลับซับซ้อนมาก ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) จะมาถึงท่าเรือที่อุณหภูมิประมาณ -162°C และความดันใกล้เคียงกับความดันบรรยากาศ เพื่อเปลี่ยนให้เป็นก๊าซที่สามารถส่งผ่านท่อได้ ผู้ดำเนินการจำเป็นต้องดำเนินการสองอย่าง คือ เพิ่มความดันและให้ความร้อน .

การเพิ่มความดันจะทำก่อนเป็นลำดับแรก LNG จะถูกสูบออกจากถังเก็บผ่านปั๊มหลายชุด ได้แก่ ปั๊มแรงดันต่ำซึ่งส่ง LNG ไปยังปั๊มหลักแบบคริโอเจนิก (cryogenic pumps) จากนั้นจึงส่งต่อไปยังปั๊มแรงดันสูงซึ่งจะเพิ่มความดันให้สูงขึ้นจนถึงระดับที่ใช้งานได้ในระบบส่งก๊าซผ่านท่อ โดยทั่วไปอยู่ที่ประมาณ 80 ถึง 100 บาร์ ที่ความดันเหล่านี้ LNG จะคงสถานะเป็นของเหลวต่อไปตราบใดที่ยังคงมีอุณหภูมิต่ำ การสูบ LNG ที่อุณหภูมิคริโอเจนิกจึงจำเป็นต้องใช้อุปกรณ์พิเศษ โดยปั๊มจะถูกจุ่มลงในของเหลวเพื่อรักษาอุณหภูมิให้ต่ำอยู่เสมอ และซีลของปั๊มต้องสามารถทนต่อทั้งอุณหภูมิที่ต่ำจัดและความดันสูงได้

การให้ความร้อนจะทำเป็นลำดับที่สอง LNG ที่มีความดันสูงจะไหลผ่านเครื่องระเหย (vaporizers) ซึ่งจะทำให้อุณหภูมิสูงขึ้นจนอยู่ที่ประมาณ 5 ถึง 10°C ส่งผลให้ LNG เปลี่ยนกลับเป็นก๊าซ ก๊าซจะไหลผ่านสถานีวัดปริมาณ ระบบเติมกลิ่น (ถ้าจำเป็น) และเข้าสู่ท่อส่งก๊าซ

เทคโนโลยีเครื่องทำไอระเหย: หัวใจสำคัญของสถานีรีแก๊สฟิเคชัน

เครื่องทำไอระเหยเป็นอุปกรณ์ที่สำคัญที่สุดชิ้นเดียวในสถานีรีแก๊สฟิเคชัน มีเทคโนโลยีหลักสามประเภทที่ครองตลาดอยู่ แต่ละประเภทมีลักษณะการปฏิบัติงานที่แตกต่างกัน

เครื่องทำไอระเหยแบบแร็คเปิด (ORVs) ใช้น้ำทะเลเป็นแหล่งความร้อน โดยสูบน้ำทะเลผ่านชุดท่อแบบมีครีบซึ่งบรรจุ LNG ภายใต้แรงดันสูง น้ำทะเลจะให้ความร้อนแก่ LNG ทำให้ LNG เปลี่ยนสถานะเป็นก๊าซและออกจากท่อในรูปของก๊าซ เครื่องทำไอระเหยแบบแร็คเปิดมีโครงสร้างเรียบง่าย ทำงานได้เชื่อถือได้ และมีต้นทุนการดำเนินงานต่ำเนื่องจากน้ำทะเลไม่มีค่าใช้จ่าย ข้อเสียคือ ต้องมีระบบดูดน้ำทะเลเข้าและปล่อยน้ำทะเลออกในปริมาณมาก ซึ่งส่งผลต่อกระบวนการขออนุญาตด้านสิ่งแวดล้อม นอกจากนี้ยังสามารถใช้งานได้เฉพาะในพื้นที่ที่อุณหภูมิน้ำทะเลสูงพอ เช่น โดยทั่วไปต้องสูงกว่า 5 องศาเซลเซียส

เครื่องทำไอระเหยแบบเผาไหม้จม (SCVs) เผาส่วนหนึ่งของก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตความร้อน ซึ่งถ่ายโอนไปยัง LNG ผ่านอ่างน้ำ (water bath) เครื่องระเหยแบบ SCV มีขนาดกะทัดรัดและสามารถทำงานได้ในทุกสภาพภูมิอากาศ โดยไม่ขึ้นอยู่กับอุณหภูมิของน้ำทะเล ข้อแลกเปลี่ยนคือการใช้เชื้อเพลิง: เครื่องระเหยแบบ SCV จะเผาก๊าซประมาณร้อยละ 1.5 ถึง 2 ของปริมาณก๊าซที่ระเหย ซึ่งหมายความว่าก๊าซส่วนนั้นจะไม่สามารถขายได้

เครื่องระเหยแบบของไหลกลาง (IFV) ใช้ของไหลถ่ายเทความร้อนชนิดกลาง—มักเป็นโพรเพนหรือสารผสมไกลคอลกับน้ำ—เพื่อถ่ายโอนความร้อนจากแหล่งความร้อน (น้ำทะเลหรือการเผาไหม้) ไปยัง LNG วิธีนี้ช่วยให้มีความยืดหยุ่นในการดำเนินงานและป้องกันไม่ให้ LNG สัมผัสโดยตรงกับแหล่งความร้อน แต่เพิ่มความซับซ้อนและต้นทุน

การเพิ่มขึ้นของหน่วยเก็บกักและเปลี่ยนสถานะก๊าซธรรมชาติแบบลอยน้ำ

ไม่ใช่ทุกกระบวนการเปลี่ยนสถานะก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นบนบก หน่วยเก็บกักและเปลี่ยนสถานะก๊าซธรรมชาติแบบลอยน้ำ (FSRU) ได้เปลี่ยนแปลงตลาดนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) อย่างมากในช่วงทศวรรษที่ผ่านมา fSRU คือสถานีเปลี่ยนสถานะก๊าซธรรมชาติที่สร้างขึ้นบนเรือ โดยมีถังเก็บก๊าซธรรมชาติเหลว อุปกรณ์เปลี่ยนสถานะก๊าซ และระบบส่งออกก๊าซทั้งหมดตั้งอยู่บนโครงเรือลอยน้ำ .

ตัวเลขบอกเล่าเรื่องราวได้ดีที่สุด ณ สิ้นปี 2023 มี FSRU ที่ให้บริการทั่วโลกจำนวน 51 หน่วย เพิ่มขึ้นจาก 30 หน่วยในปี 2020 หรือเพิ่มขึ้น 70% ภายในระยะเวลาสามปี ตลาด FSRU ระดับโลกมีมูลค่า 903 ล้านดอลลาร์สหรัฐในปี 2024 และคาดว่าจะเพิ่มขึ้นเป็น 1.78 พันล้านดอลลาร์สหรัฐภายในปี 2033 .

อะไรคือปัจจัยขับเคลื่อนการเติบโต? ความรวดเร็วและต้นทุน สถานีเปลี่ยนสถานะก๊าซธรรมชาติแบบตั้งบนบกแบบดั้งเดิมใช้เวลา 5 ถึง 7 ปีในการขอใบอนุญาตและก่อสร้าง ในขณะที่ FSRU สามารถเริ่มดำเนินงานได้ภายใน 18 ถึง 24 เดือน . ประสบการณ์ของเยอรมนีในปี 2022 เป็นตัวอย่างที่ชัดเจน: หลังจากก๊าซธรรมชาติผ่านท่อส่งจากรัสเซียถูกตัดขาด ประเทศดังกล่าวจึงสั่งสร้างเรือรับ-เก็บ-แปรสภาพก๊าซธรรมชาติแบบลอยน้ำ (FSRU) จำนวนห้าลำภายในระยะเวลา 18 เดือน ซึ่งสามารถหลีกเลี่ยงระยะเวลาหลายปีที่จำเป็นสำหรับการก่อสร้างสถานีรับ-เก็บ-แปรสภาพก๊าซธรรมชาติบนบก .

FSRU ไม่ได้ปราศจากข้อเสียแต่อย่างใด โดยมีต้นทุนในการดำเนินงานสูงกว่าสถานีบนบก—ทั้งค่าเชื้อเพลิงที่ใช้ในการขับเคลื่อนเรือและค่าบำรุงรักษาเรือล้วนสะสมเป็นจำนวนที่สูง นอกจากนี้ ความจุในการเก็บกักยังมีจำกัดเมื่อเทียบกับถังเก็บขนาดใหญ่บนบก อย่างไรก็ตาม สำหรับตลาดที่ต้องการก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) อย่างเร่งด่วน หรือพื้นที่ที่มีทรัพยากรที่ดินจำกัดหรือมีความยากลำบากทางการเมืองในการจัดหาที่ดิน FSRU มักเป็นทางเลือกเดียวที่สามารถปฏิบัติได้จริง

การกู้คืนพลังงานความเย็น: โอกาสที่ยังไม่ได้รับการใช้ประโยชน์อย่างเต็มที่

นี่คือสิ่งหนึ่งที่มักไม่ได้รับการพูดถึงอย่างเพียงพอ: ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) มีพลังงานความเย็นจำนวนมากซ่อนอยู่—ซึ่งเป็นพลังงานทำความเย็นที่ถูกใส่เข้าไปใน LNG ที่โรงงานทำให้กลายเป็นของเหลว เมื่อ LNG ถูกเปลี่ยนสถานะกลับเป็นก๊าซ ความเย็นนั้นมักถูกปล่อยทิ้งไปโดยไม่ได้ใช้ประโยชน์ ไม่ว่าจะลงสู่น้ำทะเลหรือสู่ชั้นบรรยากาศ แต่ความเย็นนั้นไม่จำเป็นต้องสูญเสียไป

ท่าเรือหลายแห่งทั่วโลกได้เริ่มนำพลังงานความเย็นที่เกิดขึ้นจากก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) กลับมาใช้ประโยชน์อื่นๆ แล้ว ตัวอย่างเช่น ในประเทศญี่ปุ่น ซึ่งเป็นผู้นำเข้า LNG จำนวนมาก พลังงานความเย็นนี้ถูกนำมาใช้ในการแยกอากาศ (เพื่อผลิตออกซิเจนและไนโตรเจนในสถานะของเหลว) การจับก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO₂) ที่อุณหภูมิต่ำ และแม้แต่การระบายความร้อนให้ศูนย์ข้อมูล นอกจากนี้ ด้านเศรษฐศาสตร์ยังน่าสนใจมาก เนื่องจากพลังงานความเย็นจาก LNG มีมูลค่าประมาณ 2–5 ดอลลาร์สหรัฐต่อหน่วย MMBtu ขึ้นอยู่กับราคาค่าไฟฟ้าในพื้นที่และประเภทการใช้งาน

ความท้าทายหลักคือการบูรณาการระบบ พลังงานความเย็นที่ได้รับการกู้คืนจำเป็นต้องมีผู้ใช้ภาคอุตสาหกรรมที่ตั้งอยู่ใกล้เคียงกับท่าเรือ ซึ่งสามารถนำความเย็นไปใช้ประโยชน์ได้ หรือต้องมีระบบผลิตไฟฟ้าที่สามารถแปลงความต่างของอุณหภูมิให้กลายเป็นพลังงานไฟฟ้าได้ อย่างไรก็ตาม ไม่ใช่ท่าเรือทุกแห่งที่มีทางเลือกเหล่านี้ แต่สำหรับท่าเรือที่มีศักยภาพดังกล่าว การกู้คืนพลังงานความเย็นสามารถช่วยลดต้นทุนการดำเนินงานของท่าเรือได้อย่างมีนัยสำคัญ

ความเสี่ยงในการปฏิบัติงานและประเด็นที่เกี่ยวข้องกับความน่าเชื่อถือ

สถานีรีแก๊สฟิเคชันเป็นสถาน facilities ที่มีความน่าเชื่อถือสูง—ซึ่งจำเป็นต้องเป็นเช่นนั้น เนื่องจากสถานีที่ไม่สามารถจัดส่งก๊าซได้ตามความต้องการของระบบไฟฟ้าจะต้องเผชิญไม่เพียงแต่บทลงโทษทางการเงินเท่านั้น แต่ยังรวมถึงการตรวจสอบจากหน่วยงานกำกับดูแลและผลกระทบต่อชื่อเสียงด้วย

ความเสี่ยงในการดำเนินงานที่ใหญ่ที่สุดคือการเกิดการแข็งตัวของเครื่องระเหย (vaporizer freeze-up) หากอัตราการไหลของก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สูงเกินไปเมื่อเทียบกับปริมาณความร้อนที่ป้อนเข้า ตัวระเหยอาจเกิดการแข็งตัวเป็นน้ำแข็ง ทำให้อัตราการถ่ายเทความร้อนลดลง และอาจทำให้ท่อเกิดการอุดตันได้ ผู้ปฏิบัติงานจัดการความเสี่ยงนี้โดยควบคุมอัตราการไหลของ LNG ตรวจสอบอุณหภูมิที่ทางออกของตัวระเหย และในบางกรณีใช้สารป้องกันการแข็งตัว

ความเสี่ยงอีกประการหนึ่งคือแรงกระแทกจากความร้อน (thermal shock) การเปลี่ยนแปลงอุณหภูมิอย่างรวดเร็วจาก -162°C ไปเป็น 5°C ก่อให้เกิดแรงเครียดจากความร้อนอย่างมากต่อท่อและอุปกรณ์ต่างๆ ดังนั้นขั้นตอนการให้ความร้อนและทำความเย็นอย่างเหมาะสมจึงมีความสำคัญยิ่ง สถานีแห่งหนึ่งในประเทศสเปนได้เรียนรู้บทเรียนนี้อย่างเจ็บปวด เมื่อท่อ LNG ที่มีอุณหภูมิต่ำมากถูกเปิดอย่างรวดเร็วเกินไประหว่างการเริ่มต้นระบบ ส่งผลให้โครงสร้างรองรับท่อแตกหักเนื่องจากความแตกต่างของการขยายตัวจากความร้อน ซึ่งการซ่อมแซมใช้เวลานานสองสัปดาห์และมีค่าใช้จ่ายมากกว่า 1 ล้านดอลลาร์สหรัฐ

บทบาทของคุณภาพการผลิตต่อความน่าเชื่อถือของสถานีรีแก๊สฟิเคชัน

อุปกรณ์ภายในสถานีรีแก๊สฟิเคชันทำงานภายใต้สภาวะสุดขั้ว—ทั้งอุณหภูมิระดับคริโอเจนิกในด้านหนึ่ง ความดันสูงในอีกด้านหนึ่ง และการเปลี่ยนแปลงอุณหภูมิอย่างรวดเร็วในระหว่างการเริ่มต้นและหยุดการทำงาน ซึ่งถือเป็นสภาพแวดล้อมที่ท้าทายอย่างยิ่งต่ออุปกรณ์ทุกชิ้น และคุณภาพของการผลิตจึงมีความสำคัญอย่างยิ่ง

การเชื่อมที่ไม่ดีในท่อระดับคริโอเจนิกอาจนำไปสู่การแตกร้าวแบบเปราะบาง การฉนวนกันความร้อนที่ไม่เพียงพอในท่อเย็นอาจทำให้เกิดน้ำแข็งและกัดกร่อน การติดตั้งอุปกรณ์วัดและควบคุมที่ไม่เหมาะสมอาจให้ค่าที่ผิดพลาด ส่งผลให้ผู้ปฏิบัติงานตัดสินใจผิดพลาด ประเด็นเหล่านี้ไม่ใช่เพียงเรื่องทฤษฎีเท่านั้น แต่เกิดขึ้นจริงในภาคสนาม และส่งผลให้เกิดค่าใช้จ่าย

สำหรับผู้เป็นเจ้าของและผู้ดำเนินโครงการ การร่วมงานกับผู้ผลิตชิ้นส่วนที่มีประสบการณ์ลึกซึ้งในการประยุกต์ใช้งานที่เกี่ยวข้องกับอุณหภูมิต่ำจัดและแรงดันสูงจะช่วยลดความเสี่ยงเหล่านี้ลง บริษัทอย่าง GreenFir ซึ่งได้สร้างชื่อเสียงในด้านการผลิตชิ้นส่วนคุณภาพสูงและการทดสอบอย่างเข้มงวดตลอดห่วงโซ่คุณค่าของการแปรรูปก๊าซ ต่างก็นำมาตรฐานเดียวกันนี้มาใช้กับอุปกรณ์การเปลี่ยนก๊าซจากสถานะของเหลวกลับเป็นก๊าซ เมื่อเครื่องระเหย (vaporizers) มาถึงสถานที่ติดตั้งพร้อมใช้งานทันที และท่อสามารถทนแรงดันได้โดยไม่มีการรั่วซึม ท่าเรือก๊าซธรรมชาติแบบเหลว (LNG terminal) ก็จะสามารถเริ่มดำเนินการตามกำหนดเวลา และยังคงให้บริการต่อเนื่องได้อย่างมีประสิทธิภาพในช่วงเวลาที่สำคัญที่สุด