کتاب مهندسی پیشرفته گاز طبیعی – فصل 5: خطوط لوله انتقال گاز طبیعی و گاز طبیعی فشرده

کتاب مهندسی پیشرفته گاز طبیعی – فصل 5: خطوط لوله انتقال گاز طبیعی و گاز طبیعی فشرده – ایران ترجمه – Irantarjomeh

مقالات ترجمه شده آماده گروه مهندسی صنایع

مقالات ترجمه شده آماده کل گروه های دانشگاهی

مقالات رایگان

مطالعه 20 الی 100% رایگان مقالات ترجمه شده

1- قابلیت مطالعه رایگان 20 الی 100 درصدی مقالات 2- قابلیت سفارش فایل های این ترجمه با قیمتی مناسب مشتمل بر 3 فایل: pdf انگیسی و فارسی مقاله همراه با msword فارسی -- تذکر: برای استفاده گسترده تر کاربران گرامی از مقالات آماده ترجمه شده، قیمت خرید این مقالات بسیار کمتر از قیمت سفارش ترجمه می باشد.  

چگونگی سفارش

الف – پرداخت وجه بحساب وب سایت ایران ترجمه (شماره حساب) ب- اطلاع جزئیات به ایمیل irantarjomeh@gmail.com شامل: مبلغ پرداختی – شماره فیش / ارجاع و تاریخ پرداخت – مقاله مورد نظر -- مقالات آماده سفارش داده شده عرفا در زمان اندک یا حداکثر ظرف مدت چند ساعت به ایمیل شما ارسال خواهند شد. در صورت نیاز فوری از طریق اس ام اس اطلاع دهید.

کتاب مهندسی پیشرفته گاز طبیعی

فصل 5

خطوط لوله انتقال گاز طبیعی و گاز طبیعی فشرده

شیولی وانگ

مایکل اکونومیدز

دانشگاه هوستون

2009

5ـ1. مقدمه

همانگونه که در فصل 9 مورد بررسی قرار خواهد گرفت، گاز طبیعی جایگاه ویژه ای را در مباحث بین المللی انرژی به واسطه افزایش تقاضا در بسیاری از کشورها، همانند کشورهای پیشرو در این زمینه نظیر ایالات متحده، چین و هندوستان، به خود اختصاص داده است. چنین موردی به واسطه تغییر ترجیح جهانی در ارتباط با تولید برق می باشد که خود برآیندی از نگرانی های محیط زیستی تلقی می شود. در نتیجه، مسئله انتقال گاز طبیعی در فواصل طولانی به عنوان یک ویژگی بسیار مهم به حساب آمده است. دو فناوری کاملاً جا افتاده به صورت شایع جهت انتقال گاز طبیعی از منابع مربوطه به بازارهای مصرفی بکار گرفته می شوند: خطوط لوله که مسئول 70 درصد گاز انتقالی می باشند، و گاز طبیعی مایع (LNG) که شامل 30 درصد باقیمانده است. خطوط لوله کشیده شده در امتداد اراضی مختلف به عنوان یک فناوری صرفه جویانه از نقطه نظر اقتصادی به شمار می آید. خطوط لوله زیرزمینی نیز از ویژگی های قابل توجه در این عرصه بشمار می آید اما در عین حال بسیار پرهزینه است و هزینه آن تقریباً 10 برابر هزینه لوله گذاری بر روی زمین با توجه به طول مشابه می باشد و به علاوه فرآیند ممکن است محدود به حوزه های آب زیرزمینی قرار گرفته در امتداد خطوط لوله نیز باشد. به هنگامی که نتوان از خط لوله استفاده کرد انتخاب عملی برای انتقال گاز طبیعی LNG می باشد. این فرآیند به عنوان یک ویژگی اثبات شده از نقطه نظر فناوری به شمار آمده و در حقیقت یک روش ایمن انتقال گاز به حساب می آید. به علاوه، تعداد زیادی از ترمینال های LNG و کشتی های مختص این مولفه نیز در سراسر جهان موجود و در دسترس می باشند. با این حال، هزینه سرمایه گذاری برای تأسیسات LNG کاملاً بالا می باشد و این هزینه ها شامل فرآیند تبدیل مجدد به گاز[1] در ترمینال های گیرنده و مخصوصاً فرآیند مایع سازی گاز[2] در ترمینال های حمل و نقل می باشد. به علاوه، انرژی مصرف شده برای مایع سازی و انتقال LNG زیاد است و تقریباً به میزان یک چهارم گاز حاصله تخمین زده می شود.

در عین آنکه LNG هم اکنون به عنوان یک ماده شایع در بازار با توجه به حمل و نقل دریایی گاز طبیعی به شمار می آید، برخی از مطالعات اخیر نشان داده اند که گاز طبیعی فشرده شده (CNG) از نقطه نظر اقتصادی جذابتر از LNG به شمار می آید، آن هم با توجه به انتقال دریایی حجم های نسبتاً کوچکتر گاز در خلال فواصل کوتاهتر (Wang و Marongiu-Porcu، 2008، Marongiu-Porcu و همکاران، 2008، Nikolaou و همکاران، 2009). CNG نیازمند حداقل سرمایه گذاری تأسیساتی در خصوص حمل و نقل و سایت های مربوطه می باشد و به انرژی کمتری نیز نیاز خواهد داشت. هزینه سرمایه ای اصلی برای CNG ساخت مخازن حمل و نقل می باشد. با وجود آنکه هزینه مخازن حمل و نقل برای CNG بیشتر از LNG می باشد (نشأت گرفته از ویژگی های متناظر مربوط به نسبت های تراکم گاز که معمولاً به صورت 200:1 در برابر 600:1 به ترتیب نشان داده می شوند)، به طور کلی ویژگی اقتصادی استفاده از CNG برای مسافت های کوتاه و حجم اندک بار، همانگونه که در شکل 5ـ1 نشان داده شده است، بارزتر می باشد.

شکل 5ـ1 به طور آشکار مؤکد این موضوع می باشد که، به فرض عدم دسترسی به خطوط زیر آبی، حمل CNG بوسیله کشتی و تحویل آن به مصرف کنندگان در محدوده 2000 کیلومتری (در حدود 1200 مایل) از جذابیت اقتصادی قابل توجهی برخوردار می باشد. برای حجم های کوچکتر، نظیر 1 تا 2 Bcm/yr (در حدود 100 MMscf/d الی 200 MMscf/d)، CNG به عنوان یک راه حل بارز در ارتباط با گاز رسانی به بسیاری از بازارها به شمار می آید. ذکر این نکته ضروری است که شکل 5ـ1 معرف تولید از همان نخستین فرآیندهای کاری به بعد می باشد، بدان معنا که تاسیسات مورد نظر برای هر یک از فن آوری های کاندید را می بایست از ابتدای مراحل ساخت با توجه به قیمت اسمی آن در نظر گرفت. به طور آشکار، عوامل دیگری را نیز می بایست در ارتباط با این موضوع در نظر گرفت، نظیر نوسانات قیمت با توجه به وجود عوامل تاثیر گذار (همانند ترمینال های LNG یا کشتی ها)، یا تغییر شدید عرضه و تقاضا در نتیجه رشد یا رکود اقتصادی.

در این فصل، ما بر روی انتقال گاز طبیعی از طریق خط لوله و CNG تمرکز می نمایم، چرا که این دو فناوری متکی به صرف فرآیندهای فشرده سازی می باشند و از هیچ گونه فناوری تبدیلی گاز طبیعی به گاز مایع برخوردار نیستند. LNG، خود وابسته به پروسه تبدیل گاز طبیعی به مایع با استفاده از فرآیندهای تبریدی شدید می باشد که ویژگی آن در فصل 6 مورد بحث قرار می گیرد. شکل های انتقال دیگر گاز، نظیر گاز به مایع (GTL)، که متکی به تبدیل گاز طبیعی به محصولات مایع از طریق واکنش های شیمیایی می باشد، نیز در فصل 7 مورد بررسی قرار خواهند گرفت.

[1] regasification

[2] liquefaction

5ـ2. خطوط لوله

خط لوله به عنوان یک راه کاملاً کارآمد جهت انتقال گاز طبیعی مخصوصاً بر روی سطح زمین به شمار می آید. بر مبنای EIA (2008)، در حدود 210 خط لوله گاز طبیعی در ایالات متحده وجود دارد که حوزه ای فراتر از 300000 مایل از خطوط لوله انتقال بین ایالتی و داخل ایالتی را شامل می شود. خطوط بین ایالتی غالباً تحت عنوان “خطوط اصلی” خوانده می شوند که فواصل طولانی را تحت پوشش قرار داده و از قطر پهنی (20 ـ 42 اینچ) برخوردار می باشند و غالباً بیش از یک ایالت را تحت پوشش قرار می دهند. بیش از 1400 ایستگاه تقویت فشار جهت حفظ فشار در شبکه خط لوله وجود دارند. خطوط لوله درون ایالتی در داخل یک ایالت خاص بکار گرفته شده اند.

مفاهیم اصلی شامل شده در طراحی ظرفیت خط لوله در شکل 5ـ2 نشان داده شده اند (EIA، 2008). منابع تأمینی گاز طبیعی ورودی به یک خط لوله ممکن است از خطوط لوله دیگر، LNG، تأسیسات فرآوری گاز، و سیستم های جمع آوری گاز باشند. متعاقباً گاز در امتداد یک خط لوله اصلی که فاصله طولانی را تحت پوشش قرار می دهد جریان یافته و نهایتاً به بازارهای مصرف می رسد. در طی فصل بدون گرما (بهار ـ تابستان) گاز اضافی در داخل تأسیسات کمکی LNG و تأسیسات ذخیره سازی گاز طبیعی زیرزمینی ذخیره می شود (که ویژگی مرتبط با آن در فصل 8 مورد بررسی قرار خواهد گرفت). در طی فصل هایی که به سیستم گرمایشی نیاز می باشد (یعنی زمستان) یا زمان پیک، گاز اضافه به داخل خطوط لوله تزریق می شود تا از این طریق قابلیت مرتفع سازی نیازهای مشتریان فراهم شود. این الگو، که برای دهه های متوالی تداوم داشته است، در آینده دستخوش تغییر خواهد شد که علت آن را می توان دو مسئله جدید دانست: واردات بسیار بیشتر LNG و کاربرد فزاینده گاز طبیعی برای تولید برق (سیستم های تهویه مطبوع نیز دارای پیک های خاص خود در تابستان می باشند).

5ـ2ـ1. اندازه خط لوله

طراحی خط لوله به معنای اندازه مناسب، فاصله مطلوب بین ایستگاه های تقویت کننده فشار، و اندازه های مناسب کمپرسور می باشد که تواما اجازه ارائه عملیات بهینه و قابلیت گسترش آن در آینده را فراهم می آورد. بازده خط لوله منوط به قطر آن و فشار عملیاتی می باشد. بر این مبنا لازم است تا طول خط لوله و زمین مرتبط را در نظر داشته باشیم. فشار عملیاتی خط لوله زمینی در حدود 700 الی 1100 psi (و برخی از موارد تا 4000 psi) می باشد. برای خطوط لوله قرار گرفته در داخل دریا، فشار عملیاتی نوعاً بین 1400 الی 2100 psi می باشد، که منوط به مواد و سن خط لوله است (Speight، 2007).

همانگونه که در فصل قبلی بحث شد، پس از فرآوری گاز طبیعی، ماده داخل خطوط انتقال در حقیقت متان خالص می باشد، که به عنوان یک سیال تراکم پذیر تک فاز به حساب می آید. بنابراین افت فشار در خط لوله افقی را می توان با استفاده از معادله (3ـ68) محاسبه نمود. در این معادله، مقادیر میانگین Z، T و m برای کل طول لوله بکار گرفته شده اند. افت فشار انرژی سینتیک با این فرض نادیده انگاشته شده است که نرخ جریان چندان بالا نمی باشد. با این وجود، در سرعت بالا، خط کم فشار، تغییر در انرژی سینتیک / جنبشی می تواند مهم در نظر گرفته شده و نباید آن را نادیده انگاشت (Economides و همکاران، 1994). در چنین موردی، برای یک خط لوله افقی، تراز انرژی مکانیکی[1] به شرح ذیل خواهد بود:

[1] mechanical energy balance

5ـ2ـ2. فشرده سازی

مثال های 5ـ1 و 5ـ2 به طور آشکار نشان دهنده فشار گاز طبیعی می باشد که در امتداد یک خط لوله جریان یافته و نهایتاً در فواصل دوردست به واسطه افت فشار اصطکاکی با کاهش رو به رو می شود. بنابراین، کمپرسورها یا سیستم های تقویت فشار جهت اطمینان از این موضوع بکار گرفته می شوند که گاز طبیعی نهایتاً با توجه به فشار مکفی در امتداد مسیر و خروجی به مقصد نهایی خود برسد.

بر مبنای EIA (2007)، در بین شبکه خط لوله بین ایالتی، ایستگاه های تقویت کننده فشار غالباً بین فواصل 50 و 100 مایلی تعبیه می شوند. غالب ایستگاه های تقویت فشار به صورت اتوماتیک اداره می شوند و با استفاده از یک سیستم الکترونیکی با قابلیت مدیریت و هماهنگی عملیات مربوط به ایستگاه های متعدد تقویت فشار کنترل می گردند. در یک خط لوله اصلی با یک مقیاس بزرگ، میانگین توان اسب بخار برای تأسیسات تقویت فشار در حدود 14000 می باشد و این مقدار قابلیت جابجایی حدود 700 MMcf/d گاز طبیعی را خواهد داشت. برخی از بزرگترین ایستگاه ها با قابلیت جابجایی 6/4 بیلیون فوت مکعب در روز نیز وجود دارند.

دو نوع از سیستم های تقویت کننده یا کمپرسور بکار گرفته می شوند: نوع رفت و برگشتی یا پیستونی و نوع موتور توربینی. غالب آنها از گاز طبیعی استفاده نموده و دارای موتورهای رفت و برگشتی پر سرعت می باشند. هر دوی این کمپرسورها به صورت دوره ای تحت فرایند بازسازی قرار گرفته تا از این طریق قابلیت استفاده از فناوری های نوظهور جدید به وجود آید، اما غالب مواقع این فرآیند جهت افزایش کارایی و ایمنی مورد استفاده قرار می گیرد (EIA، 2007).

علاوه بر کمپرسورها، اجزای دیگری نیز در تأسیسات تقویت فشار وجود دارند. این اجزا شامل سیستم های غبارگیر[1] و فیلترها می باشند. با وجود آنکه گاز قبل از وارد شدن به خطوط لوله انتقال تحت فرآوری قرار می گیرد، در طی فرآیند انتقال سیالات ممکن است چگالیده شده و نهایتاً در خطوط لوله انباشته شود و یا آن که ذرات ریز در مواد پوششی داخل خطوط لوله شکل گیرند. بنابراین، سیالات و جامدات را می بایست قبل از ورود به بخش تقویت کننده حذف نمود. بعلاوه،  به منظور خنک کردن گاز گرم به واسطه فشار لازم است تا از کولرهای بین مرحله ای بین کمپرسورهای موازی یا چند مرحله ای استفاده شود تا از این طریق قابلیت کاهش میزان مصرف کمپرسور بر حسب اسب بخار (HP)  نیز فراهم شود. میزان HP مورد نیاز کمپرسور جهت فشرده سازی یک مقدار مشخص از گاز طبیعی را می توان از نقطه نظر تئوریکی با استفاده از نمودار راه حل تحلیلی یا نمودار آنتالپی ـ آنتروپی مشخص ساخت. نمودار آنتالپی ـ آنتروپی را می توان در مبحث Brown (1945) یافت. راه حل تحلیلی متعاقباً مورد بررسی قرار خواهد گرفت.

[1] scrubbers

اسب بخار از نقطه نظر تئوریکی

اسب بخار (hp یا HP) در حقیقت به عنوان معیار فعالیتی به شمار می آید که در خلال یک دوره زمانی انجام شده است. یک hp برابر با 33000 ft-lb/min یا 765 وات یا 75 kg-m/s می باشد. این واحد سنجشی به طور معمول برای برآورد خروجی موتورهای پیستونی، توربینی، موتورهای الکتریکی و دیگر ماشین آلات مورد استفاده قرار می گیرد. ویژگی تئوریکی hp کمپرسور مورد نیاز جهت تقویت فشار مقدار مشخص شده ای از گاز طبیعی را می توان از طریق فرض آنکه سیستم مربوطه به صورت هم دما (DT = 0) یا آدیاباتیک / ایزنتروپیک (DH = 0) باشد محاسبه نمود. البته، در حقیقت، فشرده سازی گاز به طور طبیعی سبب افزایش دمای آن شده و بنابراین غالباً شاهد نشتی حرارت از سیستم می باشیم.

5ـ3. انتقال CNG از طریق دریا

CNG به عنوان گاز طبیعی فشرده در فشار 2000 الی 3000 psi (130 الی 200 atm) به حساب آمده و در برخی از مواقع نیز (بدون مایع) تا دمای زیر 40 درجه فارنهایت (منفی 40 درجه سلسیوس) نیز تبرید می شود تا قابلیت کاهش بیشتر حجم آن به وجود آید. این فناوری در بسیاری از کاربردها اثبات شده است، که شامل حمل و نقل به وسیله کشتی، کامیون و کرجی یا قایق می باشد. این ماده به عنوان گاز مصرفی تاکسی ها، وسایل نقلیه شخصی و اتوبوس ها در سراسر جهان کاربرد دارد.

5ـ3ـ1. کشتی های حمل CNG

فناوری CNG کاملاً ساده می باشد و می توان آن را به سادگی با استفاده از راهکارهای کاربردی و با در نظرگیری ویژگی های اقتصادی جذاب حاصل آورد. بر این مبنا شاهد ارائه راه حل های خلاقانه ای در خصوص انتخاب مواد (همانند فولاد و کامپوزیت ها)، یا انتخاب انواع کانتینرهای گاز (همانند سیلندرهای عمودی، افقی یا لوله های مارپیچی[1]) و تکنیک های بارگیری و تخلیه می باشیم. به علاوه در خصوص انتخاب مخزن های انتقال نیز شاهد انعطاف پذیری گسترده ای می باشیم که شامل انواع کشتی ها یا کراچی ها نیز می باشد. این مورد خود منوط به تعدادی از عوامل مشخص شده، همانگونه که در جدول 5ـ2 نشان داده شده است، می باشد.

[1] coiled pipe

5ـ3ـ2. بهینه سازی ظرفیت مخزن و خط سیر در ارتباط با حمل و نقل CNG

بهینه سازی تعداد مخازن حمل و نقل، ظرفیت و خط سیر نهایی منوط به ویژگی های اقتصادی می باشد. با این وجود، یک ویژگی بهینه سازی کلی اقتصادی دربردارنده هر دو مورد هزینه های ثابت و عملیاتی است که البته از پیچیدگی ها و حساسیت های خاصی با توجه به تعدادی از عوامل مشخص نظیر قیمت گاز طبیعی، هزینه حمل و نقل و موارد دیگر برخوردار است. حتی با استفاده از رویه های مناسب بهینه سازی و امکان پذیری آنها برای پروژه های خاص، ایجاد یک راه حل بهینه صرف نمی تواند قابلیت مناسبی را برای کلیه اصول حاکم بر این عرصه فراهم آورد، در حقیقت این مولفه خود بر مبنای ویژگی های طراحی ناوگان ها و برنامه های حمل و نقل CNG استوار می باشد. بنابراین، هدف این بخش ارائه یک رویه بهینه سازی فیزیکی است که تحت عنوان بهینه سازی تعداد مخازن مورد نیاز، همراه با ظرفیت هر مخزن و خط سیر مشخص شده است.

الگوی توزیع مرکز و انشعاب CNG

جهت تشریح مبنای الگوی مرکز و انشعاب، هم اکنون در نظر بگیرید که هیچ گونه تأسیسات ذخیره سازی در محل تحویل گاز وجود ندارد. در مقابل، هر یک از کشتی های حمل و نقل که گاز از طریق آن تخلیه می گردد می بایست نقش شناور ذخیره سازی در طی دوره تخلیه را نیز بازی نماید. نرخ تخلیه را می توان بر مبنای نیاز بازار تعدیل نمود. جهت اطمینان از تحویل پیوسته گاز به بازار، حداقل یک شناور می بایست در منطقه مصرف اقدام به تخلیه گاز نماید. (در صورتی که نرخ تخلیه بر مبنای میزان مصرف نباشد، لازم است تا شناورهای متعددی به صورت همزمان قابلیت تخلیه را داشته باشند.) به مجرد آنکه فرآیند تخلیه گاز تکمیل شد، یک شناور ثانویه (که قبلاً به خط تحویل متصل شده است) می بایست کار خود را آغاز نماید. پس از انفصال از خط، شناور خالی اولی می بایست به مسیر مبدأ خود بازگشته و پس از بارگیری متعاقباً به نقطه مقصد مراجعت نماید. این چرخه را می بایست به صورت قطعی تکرار نمود تا از ارسال بدون وقفه گاز اطمینان حاصل شود. با فرض آنکه نرخ تخلیه با توجه به میزان مصرف باشد و هیچ گونه تأسیساتی نیز در ناحیه تحویل وجود نداشته باشد، حداقل دو شناور برای تحویل بدون وقفه همانگونه که در شکل 5ـ16 نشان داده شده است مورد نیاز خواهند بود. پس از تخلیه کل گاز، شناور مربوطه وارد چرخه برگشت به مسیر مبدأ، بارگیری، و مراجعت دوباره به نقطه مورد عزیمت می شود که این ویژگی در بردارنده مراحل ذیل است.

الگوی توزیع یکپارچه CNG

الگوی یکپارچه در شکل 5ـ13 نشان داده شده است. بر این مبنا تعداد N سایت گیرنده گاز (ترمینال های T₁,…,T_N) را در نظر بگیرید، که هر کدام با نرخ q_c,i، i =1,…,N گاز مصرف می کنند. این گاز را می بایست به صورت پیوسته با استفاده از n شناور CNG تأمین نمود که هر کدام از آنها دارای ظرفیت (حجم) V_n می باشند. هر شناور قابلیت ارائه حجم بار G_load,i، i = 1,…,N را خواهد داشت، که این میزان برای هر سایت گیرنده بر مبنای هر بار ویزیت مشخص می شود. هر سایت گیرنده دارای ظرفیت ذخیره سازی محلی گاز به میزان G_storage,i، i = 1,…,N می باشد. کلیه شناورها قابلیت بارگیری و تخلیه گاز با توجه به نرخ q_load >> _qc,i را داشته و از یک سرعت سیر v برخوردار می باشند.

زمانبندی تحویل گاز برای هر شناور شامل بارگیری گاز در مبدأ، سیر، تخلیه به مقصد T_i، i = 1,…,N به صورت متوالی و متعاقباً بازگشت به مبدأ و تکرار این چرخه می باشد، همانگونه که در شکل 5ـ22 نشان داده شده است. این روتین چرخه ای، نشان داده شده در شکل 5ـ13، به عنوان حداکثر مسیر بسته از مبدأ به نقاط تحویل و برگشت در نظر گرفته شده است. در عین آنکه یافتن این مسیر حداکثری با استفاده از بهینه سازی عددی خود یک مسئله چالش برانگیز برای مقادیر بزرگ N به شمار می آید، برای مقادیر کوچک N (مرتبه 10) چنین فرضی وجود ندارد. روش های احتمالی، نظیر آنیلینگ[1] شبیه سازی شده یا الگوریتم های ژنتیک را می توان در این زمینه مد نظر قرار داد.

[1] annealing