معرفی بازار جهاني lng

[*mishi* 11920]

رشد فزاينده ي بازار جهاني LNG (حدود هفت تا 10 درصد در سال ) كاهش هزينه هاي حلقه LNG به دليل پيشرفت فناوري و امكان ساخت واحدهاي توليدي با ظرفيت هشت ميليون تن در سال، امكان ساخت تانكرهاي حمل و مخازن ذخيره با ظرفيت 200 هزار متر مكعب، به وجود آمدن بازارهاي «SPOT» و انعطاف پذيري در حمل و نقل LNG و بالاخره مسائل مربوط به آلودگي محيط زيست، همه باعث شده اند در سال هاي اخير، تحول چشمگيري در اين نوع فناوري پديد آيد.

 

تعريف LNG

LNG مايعي است بي بو، شفاف، غير سمي با وزن مخصوص حدود 45/0 گرم بر سانتي متر مكعب كه با تبريد و ميعان گاز طبيعي در حدود 160- درجه سانتي گراد، در فشار حدود اتمسفريك توليد مي شود. با ميعان گاز طبيعي، حجم آن تا 600 بار كاهش مي يابد و به همين دليل جاذبه ي خاصي در حمل و نقل گاز طبيعي به صورت مايع به وجود مي آورد. اين نسبت كاهش حجم در مورد LPG حدود 250 بار ، گاز طبيعي هيدراته 071 بار و گاز CNG حدود 200 بار است.

 

حلقه ي LNG

براي تهيه، حمل و نقل و مصرف LNG بايد در زمينه ها و مراحل مختلفي سرمايه گذاري و فعاليت كرد. اين مراحل كه زنجيره LNG ناميده مي شوند (صرف نظر از خطوط لوله ي ارتباطي) عبارتند از :

1. اكتشاف و توليد

2. كارخانه هاي توليد و ميعان گاز طبيعي و پايانه صادراتي

3. حمل و نقل دريايي

4. پايانه هاي دريافت و تبخير مجدد LNG

 

تاريخچه ي توليد

توليد و ميعان گاز طبيعي براي اولين بار توسط فاراده، هنگامي كه آزمايش هايي در باره ميعان گازهاي مختلف و از جمله گاز طبيعي انجام مي داد (قرن 19 ميلادي) صورت پذيرفت. اولين سيستم تبريد فشرده را لينده در مونيخ و در سال 1873 ساخت. اولين كارخانه توليد LNG در سال 1912 در ايالت ويرجينيا توليد شد و در سال 1917 آغاز به كار كرد. براي اولين بار در ابعاد تجاري ، در سال 1941، كارخانه توليد LNG در اوهايو از لوئيزيانا به انگلستان حمل شد. اين كشتي از كشتي هاي جنگي دوره ي جنگ دوم جهاني بود و با تعبيه پنج تانك آلومينيمي نوع منشوري، تبديل به تانكر حمل LNG شده بود. سرانجام در سال 1964 با راه اندازي كارخانه CAMEL LNG درالجزيره، كشور انگليس به عنوان اولين وارد كننده و الجزيره به عنوان اولين صادر كننده گاز طبيعي مايع در آمدند. در حال حاضر حدود 200 كارخانه توليد LNG PEAK SLLAVING ، 25 كارخانه RASELOAD ، 156 كشتي حمل (193 كشتي در سال 2006)، 17 پايانه صادراتي و40 پايانه وارداتي و تبخير در دنيا وجود دارد. حجم حمل و نقل LNG حدود 120 ميليون تن در سال است و تا به حال 33 هزار سفر دريايي به منظور حمل ونقل LNG به انجام رسيده است.

 

مباني قرار داد پروژه هاي توليد LNG

به طور كلي شرايط اصلي براي عقد قرار دادهاي LNG عبارتند از :

1. مخازن ذخيره گاز با حجم بالا (SECURE GAS RESERVE)

2. خريداران مصرف كننده عمده (SECURE BUYERS)

3. سرمايه گذاران عمده (SECURE FINANCERS)

 

به دليل سنگيني ميزان سرمايه گذاري، منحصر نبودن صرف هزينه در يك منطقه و مسأله ي تأمين وامنيت عرضه، قرار دادهاي LNG دراز مدت (معمولاً 25 ساله) منعقد مي شود. نحوه ي قرار داد نيز به صورت TAKE OR PAY همراه با NEGATIVE FLOATING به نفع خريدار است. در سال هاي اخير، علاقه خريداران LNG به سرمايه گذاري در بخش TANKAGING افزايش يافته و قرارداد به صورت PREREQUISLTEبسته مي شود و درپاره اي موارد خريدار كشتي هاي حمل را تأمين مي كند. قيمت LNG از سال 1973 به بعد به صورت تابعي از نفت خام بوده است ؛ هر چند اخيراً كشورهاي صادر كننده گاز براي مستقل ساختن قيمت LNG كوشش هايي كرده اند. علاوه بر قرار دادهاي دراز مدت، امروزه حدود هفت درصد تجارت LNG به صورت SPOT صورت مي پذيرد. گفتني است كه براي عقد يك قرار داد 20 ساله به ازاي هر يك ميليون تن در سال، مخازني با حجم يك TCFلازم است. لذا مخازني كه داراي حجم بالاي گاز ند و در آن ها امكان ساخت واحدهاي توليد LNG در مقياس و ظرفيت بالا وجود دارد، از لحاظ اقتصادي اهميت فراواني دارند.

 

رشد ظرفيت توليد واحدهاي LNG

با توجه به بالا بودن ميزان سرمايه گذاري، كوشش هاي فراواني براي كاهش سرمايه گذاري اوليه صورت پذيرفته است، به طوري كه ميزان سرمايه گذاري در حد 400 دلار به ازاي ميليون تن به 168 دلار به ازاي ميليون تن (براي واحدهاي پنج ميليون تن در سال ) واخيراً به 151 دلار به ازاي ميليون تن ( براي واحدهاي هشت ميليون تني) كاهش يافته است. ظرفيت توليد واحدهاي LNG در طول سال هاي مختلف به اين شرح بوده است:

1. دهه ي1960 نيم تا يك ميليون تن در سال

2. دهه ي70 تا 80 يك تا 5/1 ميليون تن در سال

3. دهه ي 90 دو ميليون تن در سال

4. تا سال 2000 سه تا 3/5 ميليون در سال

5. سال 2004 5/5 تا هشت ميليون تن در سال

 

از عمده اهرم هاي تمايل به ساخت واحدهاي با ظرفيت بالاتر مسأله ECONOMY OF SCALE (صرفه جويي از ظرفيت كلان) است. در اين ميان نقش توربين هاي گرداننده و كمپرسورهاي سيكل تبريد، با امكان به كارگيري توربين هاي گازي ظرفيت بالا و كوپل كردن آن ها با كمپرسورهاي سايز بالا، پيشرفت تكنولوژيكي واحدهاي فرآيندي(STEP OUT TECHNOLOGY ) خصوصاً فرآيندهاي MIXED REFRIGRANTS، امكان تبريد پنج ميليون تن در سال با به كارگيري يك مبدل حرارتي SWRE و نيز ماجول كردن مبدل هاي حرارتي نوع LNG اهميت زيادي دارند.

 

كاهش هزينه حلقه ي LNG

هزينه ي عملياتي به شرح زير است:

1. اكتشاف و توليد (بالا دست) نيم تا يك دلار به ازاي هر ميليون بي تي يو

2. كارخانه توليد LNG 8/0 تا 2/1 دلار به ازاي هر ميليون بي تي يو

3. حمل و نقل 4/0 تا يك دلار به ازاي هر ميليون بي تي يو

4. ذخيره و باز تبخير 3/0 تا نيم دلار به ازاي هر ميليون بي تي يو

 

به طور كلي از زماني كه نياز به اجراي يك پروژه LNG مطرح مي شود تا زماني كه پروژه اجرا و راه اندازي شود، حدود پنج تا هفت سال طول مي كشد يكي از عوامل مؤثر در كاهش هزينه ها و سرمايه گذاري، كاهش زماني ساخت وسايل ونصب است. با توجه به استفاده عمده ي LNG به عنوان سوخت نيروگاه ها، پروژه هاي LNG هم زمان با نيروگاه هاي توليد برق هماهنگ و اجرا مي شوند. با توجه به پيشرفت هاي فراوان در طراحي و مهندسي و تسريع در نصب و ساخت وسايل، در حال حاضر نصب و راه اندازي واحدهاي حدود سه سال به طول مي انجامد.هزينه ي حمل و نقل LNG نير به دليل تعدد تانكرهاي LNG ، انعطاف پذيري تانكرها و امكان تخصيص نيافتن تانكرها در يك مسير، به طور قابل ملاحظه اي كاهش پيدا كرده است، به طوري كه هزينه هاي حمل و نقل نسبت به سال 1996 حدود 60 درصد كم تر شده است.علاوه بر اين ها پيشرفت در فناوري و امكان ساخت منابع ذخيره ترمينال هاي دريافت و ارسال LNG با ظرفيت بالا و زمان كم، امكان طراحي و ساخت تانكرهاي حمل و نقل LNG با ظرفيت و قابليت هاي بالا، ابداع هاي جديد براي كاهش ضرورت ساخت بندر و اسكله و... از ديگر عوامل مؤثر در كاهش هزينه ها به شمار مي روند.

 

انتقال گاز با خطوط لوله يا LNG

به رغم پيشرفت در فناوري ساخت خطوط لوله و تقريباً يكسان شدن قيمت لوله هاي x80با x60 و x52، افزايش سرعت لوله گذاري در دريا در حد شش كيلومتر در روز و همچنين امكان بالا بردن فشار در حد PSIG) ANSI 1500 3325 در ابتدا و16660 در انتها)، به دليل اخذ مبالغ هنگفت PIPELINE TRANSIT FEE توسط كشورهاي مسير و همچنين به دلاليل عمده سياسي ، در سال هاي اخير استفاده از LNG براي حمل گاز طبيعي رشد فراينده اي داشته است و خواهد داشت. خصوصاً با توجه به فواصل طولاني بازار هاي عمده گاز طبيعي ، مانند غرب اروپا و آمريكا از مناطق توليد گاز LNG از اهميت ويژه اي برخوردار مي شود در حال حاضر TRADE OFFبين حمل به طريق LNG يا از طريق خطوط لوله به اين صورت است.در مسافت هاي كمتر از 3000 كيلومتر در خشكي، حمل با خطوط لوله ( به شرط نبود مشكلات و اختلاف هاي سياسي بين كشورهاي مسير خط لوله و امكان مصرف در نقاط مسير ) نسبت به LNG مقرون به صرفه تر است.در مسافت هاي كم تر از 1000 كيلومتر در دريا حمل از طريق خطوط لوله نسبت به LNG مقرون به صرفه ، اما در مسافت هاي بالاتر حمل به طريق LNG اقتصادي تر است.

 

ايمني در صنعت و حمل و نقل LNG

به دليل سرعت بالاي تبخير و پخش LNG و نمايان بودن ابر بخار VAPOR CLOUD نسبت به ساير مواد هيدرو كربوري مانندLPG و گاز طبيعي و مشتقات نفتي ، احتمال آتش سوزي آن، كم تر است. آلودگي ناشي از نشست LNG در دريا و خشكي بسيار سريع از بين مي رود. امكان انفجار بخاري LNG هم، به علت سرد بودن آن و سرعت پايين سوخت آن نسبت بهLPG و ساير موادي كه قابليت ايجاد ابربخاري دارند، بسيار ضعيف تر است. به دليل مقررات ايمني بالا، تا به حال با وجود انجام حداقل 30 هزار مسافرت دريايي اتفاقي كه منجر به خسارت جاني و مالي شود، در تانكرهاي حمل LNG نيفتاده است.همچنين ركورد درصد حوادث بزرگ در كارخانه هاي توليد LNG ، نسبت به ساير كارخانه ها و پالايشگاه هاي نفت بسيار پايين بوده است و از اين ميان مي توان به دو حادثه بزرگ مانند حادثه انفجار منجر به تخريب كلي اولين كارخانه توليد LNG در MARYLAND اوهايو و حادثه ي اخير كارخانه LNG SKIKDA درالجزيره اشاره كرد كه باعث تخريب سه واحد LNG شد. برخي از وقايع ديگر مانند انفجار ترمينال COVEPOINT MARYLAND در دهه ي 70، بيش تر به دلايل تعميراتي بوده و به پروسه ي توليدLNG ارتباطي نداشته است.

 

پايانه هاي دريافت LNG

كلاً 356 ترمينال و تعداد كل تانك ها 223 عدد و حجم توليد حدود 368 بيليون متر مكعب در سال است.

وضعيت ايران و پتانسيل توليد LNG در پروژه هاي آتي

متأسفانه با اين كه ايران از لحاظ مخازن گاز رتبه دوم را در جهان داراست، تاكنون هيچ پروژه ي LNG در كشور، به انجام نرسيده است. البته براي انجام سه پروژه توليد LNG در سه فاز 11، 12 و 13 پارس جنوبي گفت گوهايي انجام يافته و در حدMOU پيشرفت هايي به دست آمده است.

در فاز 11 شركت هاي BP براي صدور به هندوستان

در فاز 12 شركت هاي توتال و پتروناس براي صدور به خاور دور (چين و احتمالاً كره)

در فاز 13 شركت هاي شل و RAPSOL اسپانيا براي صدور به اروپا

در فاز جداگانه شركت نفت و شركت IOC هندوستان قراردادي به ارزش 3 ميليارد دلار امضا كرده اند، ولي افزايش قيمت فروشLNG در4/2 به ازاي هر ميليون بي تويو به 4 دلار در مراحل مذاكره است. همچنين در مورد افزايش ظرفيت توليد از پنج ميليون تن در روز به هشت ميليون تن مذاكراتي صورت يافته است.

 

فرآيندهاي توليد LNG

با توجه به نياز به دماي پايين در حد160 درجه سانتي گراد، براي توليد LNG ، لازم است فناوري هاي CRYOGENIC به كار گرفته شوند. اما قبل از آن كه گاز طبيعي وارد فرآيند تبريد شود، بايد داراي مشخصات ويژه اي شود و از پاره اي از ناخالص ها عاري باشد.فرآيندهاي آماده سازي گاز طبيعي قبل از انجام فرآيند تبريد، به طور خلاصه و به صورت دياگرام در شكل 1 نشان داده شده است. با توجه به شكل 2 كه ميزان كلي ناخالصي هاي مجاز LNG را نشان مي دهد لازم است كه گاز طبيعي توسط فرآيندهاي شيرين سازي، نم زدايي، جيوه زدايي (شكل 3 ) در حد مطلوب قرار گيرد. فرآيندهاي معمول شيرين سازي گاز طبيعي و اهداف آن ها و دياگرام خلاصه ي فرآيند، فرآيند جيوه زدايي و اهداف اين واحدها و همچنين فرآيند نم زدايي گاز طبيعي و دياگرام خلاصه ي فرآيند در شكل هاي 4، 5 و 6 نشان داده شده است. لازم به توضيح است كه علاوه بر فرآيندهاي شيرين سازي گفته شده، از فرآيندهاي ديگر هم استفاده مي شود ؛ ولي كاربرد آن ها نسبت به فرآيندهاي مذكور در صنعت تهيه LNG كم تر است.فرآيند هاي تبريد LNG همگي تحت ليسانس هستند و صاحبان فناوري محدودند. به طور كلي براي رسيدن به دماي 160 درجه سانتي گراد و متعاقباً مايع كردن گاز طبيعي ، لازم است از مواد برودتي (REFRIGRANTS) مختلفي استفاده كنيم.

 

انواع فرآيندهاي توليد LNG

به طور كلي فرآيندهاي توليد LNG را مي توان به دو دسته تقسيم كرد:

1. فرآيندهاي قديمي و يا فرآيندهاي جديد در حد پتانسيل توليد حداكثر پنج ميليون تن در سال

2. فرآيندهاي جديد در حد پتانسيل توليد حداكثر هشت ميليون تن و حداقل پنج ميليون تن و امكان استفاده از توربين هايي با توان هاي بالا در حد 120 مگاوات(FRAME9 ) و 80 مگاوات ( FRAME 7)

 

در فرآيندهاي قديمي عمل تبريد توسط مواد برودتي مختلف و به صورت متناوب به انجام مي رسد. در اين فرآيند ( PHILIPS ) عمل تبريد به صورت مرحله اي و به ترتيب توسط پروپان، اتيلن و متان انجام مي شود. از معايب اين فرآيند سرمايه گذاري بالا، تعداد كمپرسورهاي تبريد زياد، محدوديت ظرفيت TRAIN ها، نياز به اتيلن و تعداد وسايل زياد است. در فرآيند پروپان و مايع سرمايش مخلوط MR -C3، مي شود. گاز طبيعي ابتدا توسط سيكل پروپان در دو مرحله تا حد درجه40 سانتي گراد خنك و پس از تفكيك هيدروكربورهاي سنگين، توسط سيكل مايع سرمايش مخلوط MR تا حد 160 درجه سانتي گراد خنك سپس نيتروژن احتمالي آن از LNG جداسازي مي شود. مايع سرمايش در اين فرآيند شامل مخلوطي از نيتروژن، متان و اتان است. مبدل حرارتي اصلي در اين فرآيند از نوع SPIRAL WOUND است.

يكي ديگر از فرآيندهاي تبريد فرآيند مايع سرمايش مخلوط دوگانه (DUAL MR) است كه امتياز ليسانس گونه هاي مختلف آن توسط شركت هايTECHNIP, IFP-AXENS, SHELLبه ثبت رسيده است. در فرآيند IFP-AXEN گاز در مرحله اول توسط مايع سرمايش تا حدود 50- درجه تا 80- سرد مي شود و در اين درجه حرارت، تغيير فازي در مايع سرمايش ايجاد نمي شود. از مزيت هاي اين فرآيند هماهنگي بين سيكل هاي تبريد و امكان تنظيم انرژي سرمايش بين دو سيكل و امكان افزايش ظرفيت هر واحد گرمايش به حد 5/5 ميليون تن LNG و حداكثر هشت ميليون تن در سال و به طور كلي مصرف پايين انرژي است. مايع سرمايش در اين فرآيند شامل مخلوطي از متان، اتان، پروپان، بوتان و نيتروژن است.در فرآيند شركت ((DMRSHEL آرايش فرآيندي مشابهت زيادي با فرآيند C3-MR دارد، با اين تفاوت كه عمل سرمايش اوليه به جاي پروپان توسط مايع سرمايش مخلوط اتان و پروپان انجام مي شود. يكي ديگر از اختلاف هاي عمده ي آن استفاده از مبدل هاي حرارتي به جاي SPIRAL WOUND در KETTLE REBOILER سرمايش اوليه است.

فرآيند APX نيز نوع جديدي از فرآيند MR C3- است كه در آن سيكل سرمايش نيتروژن براي انجام عمل SUBCOOLNG گاز اضافه شده است. فرآيند PRICO نيز نوع قديمي SINGLE MR است كه اولين بار در تأسيسات LNG الجزيره از آن استفاده شده است. در اين فرآيند مايع سرمايش شامل نيتروژن ، متان، اتان، پوپان و ايزوپنتان است.

در فرآيند MIXED FLUID CASCADE نيز، از سه مايع سرمايش استفاده مي شود. عمل سرمايش در مبدل هاي حرارتي PI, ATE, FIN انجام مي شود و عمل مايع سازي و SURCOOI ING در مبدل هاي حراراتي SPIRAI WOUND انجام مي پذيرد. مايع سرمايش در اين فرآيند تركيبي از متان، اتان، پروپان و نيتروژن است.

 

وسايل و ماشين اصلي فرآيند تهيه ي LNG

عمده ترين وسايلي كه در فرآيند تهيه LNG مورد استفاده قرار مي گيرند، عبارتند از:

1. كمپرسورهاي سيكل تبريد

2. گراننده هاي كمپرسورها

3. مبدل هاي حرارتي اصلي

4. مخازن ذخيره LNG

به طور كلي از دو نوع كمپرسور در سيكل سرمايش فرآيندهاي تهيه LNG استفاده مي شود. كمپرسورهاي گريز از مركز وكمپرسورهاي نوع AXIAI .

گرداننده هاي مورد استفاده در فرآيندهاي تبريد LNG شامل توربين هاي بخار، توربين هاي گازي و در آينده نزديك موتورهاي برقي خواهند بود از توربين هاي بخار عمدتاً در تأسيسات قديمي توليدLNG استفاده شده است.

 

به طور كلي با توجه به اقتصادي بودن ظرفيت هاي بالاي TRAINها در تأسيسات LNG و تمايل طراحان به اين عمل، استفاده از تعدادي گرداننده هاي توربين گازي بزرگ تر با ظرفيت و بازدهي بالاتر، از اهداف دست اندركاران اين صنعت به شمار مي رود. مبدل هاي حرارتي مورد مصرف در صنايع LNG نيز به دو نوع خاص تقسيم مي شوند نوع PLATE FIN ALEX)) و نوع SPIRAL WOUND .فناوري ساخت نوع SPIRAL WOUND را در دنيا، تنها دو شركت LINDEو AIR PRODUCTدر اختيار دارند. پرواضح است كه بيش ترين مصرف اين نوع مبدل حرارتي در فرآيندهايLINDE و APCI است.

در اكثر فرآيندهاي ديگر، به دليل انحصاري نبودن مبدل هاي حرارتي نوع ALEX و امكان كاربرد آن، از اين نوع استفاده مي شود. منتها يكي از مشكلات عمده ي مبدل هاي حراتي نوع ALEX عدم امكان تعمير آن ها (تعمير توسط سازنده صورت مي پذيرد.) و عدم امكان تميز كردن آن ها در صورت PLUG شدن به دليل گرفتگي و كثيفي است. از اين رو نصب ***** هاي صافي قبل از اين نوع مبدل هاي حرارتي ضرورت دارد.

 

تانك هاي ذخيره

تانك هاي ذخيره ي LNG به دو دسته ي زير زميني و روي زمين تقسيم مي شوند. تانك هاي ذخيره ي LNG بايد به سيستم تبريد همراه با سيستم عايق كاري قوي مجهز باشند تا از تبخير LNG جلوگيري كنند. ديواره ي داخلي تانك هاي ذخيره ي LNG به دليل سرماي پايين، معمولاً از جنس آلياژ 9 درصد نيكل هستند. گونه هاي مختلف تانك ها از نظر ساخت بدنه به دسته هاي DOUBLE METALLIC WALL، PC-OUTER WALL تقسيم مي شوند. حداكثر ظرفيت تانك هايي كه تا به حال ساخته شده اند، در حد 200 هزار متر مكعب محدود مي شود. يكي از مسائل عمده ي طراحي تانك ها، مد نظر قراردادن زمان ساخت آن هاست. ساخت نوع PCS زمان كم تري مي طلبد و فناوري ساخت آن جديد است. به طور كلي تانك هاي روي زميني را از طرف بيرون وبه داخل و در محل ، مونتاژ مي كنند و در انتها سقف را به طريق AIR LIFTING و يا مكانيكال بالا مي آورند.

 

سقف تانك هاي ذخيره

سقف تانك هاي ذخيره به دونوع DOURLE DOME ROOF و نوع سقف آويزان SUSPENDED DECKتقسيم مي شود. معمولاً در مناطقي كه زلزله خيزند، از نوع DDR كه استقامت بيش تري دارد، استفاده مي شود يكي از نكات قابل توجه در تانك هاي ذخيره ي LNG آن است كه حتي الامكان سعي مي شود به دليل ايمني، از سوراخ كردن ديواره ي اطراف و كف جلوگيري شود، لذا كليه نازل هاي خروج و ورود و وسايل و ابزار دقيق در محل سقف تعبيه مي شوند.

ازساير متعلقات تانك هاي ذخيره، سيستم بازيافت بخارات تبخير BOIL OFF RECOVERY است كه در آن LNG تبخير شده - عمدتاً ناشي از گرماي اتصالات لوله ها و ياناشي از برگشت از تانك ها در زمان بارگيري - پس از فشرده شدن كمپرسورها - كه معمولاً از نوع رفت و برگشتي و يا گريز از مركزاند - به سيستم سوخت تزريق مي شود و يا دوباره توسط سرمايش به صورت مايع برگشت داده مي شود.

 

تانكرهاي حمل LNG

اولين محموله ارسال LNG در سال 1964 از الجزيره به انگلستان صورت گرفت. با توجه به رشد تقاضاي بازاLNG، سالانه حدود 10 درصد، در سال هاي آينده نياز فراواني به تانكرهاي جديد حمل LNG هست. تانكرهاي حمل LNG به دو نوع MOSS TYPE و MEMBRANE تقسيم مي شوند. تا به حال اكثر تانكرهاي حمل LNG از نوع MOSS TYPEبوده اند، ولي در سال هاي اخير روند توليد ، به دليل اقتصادي بودن نوع MEMBRANE ، دسترسي راحت تر به بنادر صادراتي و وارداتي به دليل ارتفاع كم تر اين نوع تانكرها و ظرفيت بالاتر نسبت به حجم كل، به نفع اين نوع بوده است. ظرفيت تانكرهاي LNG در حال حاضر به حد 145 هزار متر مكعب محدود شده است؛ ولي در سال هاي آينده كشتي هايي با ظرفيت 200 هزار متر مكعب نيز ساخته خواهند شد.

 

سيستم تبخير مجدد

پس از دريافت LNG در پايانه هاي دريافت، لازم است كه LNG تبخير شود تا بتواند در شبكه هاي گاز محل مصرف تزريق شود. اجزاي تشكيل دهنده پايانه هاي دريافت، شامل سيستم تخليه LNG نگهداري، بازيافت بخارات LNG، پمپ هاي LNG ، سيستم تبخير كنند LNG و در برخي مواقع استفاده از سرمايش LNG (COLD UTILIZATLON) و سيستم خروجي گاز هستند. سيستم هاي تبخير مجدد LNG به اين انواع تقسيم مي شود.

 

1. ORV) OPEN RACK VAPORIZER)
   
2. SMV) SUBMERGED)
   
3. INTERMEDIATE FLUTD
   
4. AIR- FIN TYPE
   

از انواع فرآيند بالا بيش تر از نوع ORV در ظرفيت بالا و در ژاپن استفاده مي شود. در اين نوع از تبخير كننده ها، از آب دريا براي گرمايش استفاده مي شود. بدين ترتيب كه آب دريا پس از پمپ شدن در جداره ي بيروني مبدل هاي حرارتي جريان يافته و به صورت فيلم جداره ي مبدل را مي پوشاند و سپس از پايين خارج مي شود. در اين نوع تبخير كننده LNG در صورت يخ زدگي به راحتي مي توان به سطح خارجي آن دسترسي داشت و يخ را با پاشش مواد ضد يخ و يا مكانيكال از بين برد. از فرآيند SMV در ظرفيت پايين تر و عمدتاً در آمريكا استفاده شده است.

 

» منبع: نشريه نداي گاز