-1-

ความรูเกี่ยวกับกาซธรรมชาติเหลว

(Liquefied Natural Gas; LNG)

-2-

บทที่ 1 ความรูพืน้ฐานเกี่ยวกับกาซธรรมชาติและกาซธรรมชาติเหลว

กาซธรรมชาติเปนเช้ือเพลิงประเภทฟอสซลิอยางหนึ่ง เกิดจากการสะสมและทับถมกันของซากพืชซากสัตวเปนเวลานาน จนเกิดการรวมตัวกนัเปนกาซธรรมชาติ ซึ่งประกอบไปดวยสารประกอบไฮโดร- คารบอนประเภทตาง ๆ ไดแก มีเทน (CH4) อีเทน (C2H6) โพรเพน (C3H8) บิวเทน (C4H10) เพนเทน (C5H12) เฮกเซน (C6H14) เฮบเทน (C7H16) และสารประกอบไฮโดรคารบอนอ่ืน ๆ นอกจากนี้ยงัมีส่ิงเจือปน อ่ืน ๆ (Impurities) เชน กาซคารบอนไดออกไซด (CO2) ไฮโดรเจนซัลไฟด (H2S) ฮีเลียม (He) ไนโตรเจน (N2) และไอน้ํา เปนตน พบไดในแองใตพื้นดิน หรืออาจพบรวมกบัน้ํามนัดิบหรือคอนเดนเสท

กาซธรรมชาติซึ่งเดิมยังนํามาใชกันไมกี่ประเทศ เนื่องจากปญหาในการขนสง และมีน้ํามันดิบอยูเหลือเฟอเกินความตองการ แตในปจจุบัน กาซธรรมชาติเปนหนึ่งในพลังงานที่ใชมากที่สุดในโลกขณะนี้ เนื่อง จากปญหาของน้าํมนัที่มีราคาสูงข้ึน ประกอบกับกาซธรรมชาติเปนเช้ือเพลิงที่สะอาด และเมื่อแยกเอาอีเทนและโปรเพนออกแลว กาซทัง้สองดังกลาวยังสามารถนําไปใชเปนวัตถดิุบในอุตสาหกรรมปโตรเคมีไดอีกดวย

1. คุณสมบัติทัว่ไปของกาซธรรมชาติ

กาซธรรมชาติเปนสารประกอบไฮโดรคารบอน ซึ่งประกอบดวย ธาตุถานคารบอน (C ) กับธาตุไฮโดรเจน ( H ) จับตัวกันเปนโมเลกุล โดยเกดิข้ึนเองตามธรรมชาติ จากการทับถมของซากสิ่งมีชวีิตตามชั้นหิน ดิน และในทะเลหลายรอยลานปมาแลว เชนเดียวกบัน้ํามนั และเนื่องจากความรอนและความกดดันของผิวโลกจึงแปรสภาพเปนกาซ โดยมีคุณสมบัติที่ไมมีสี ไมมีกล่ิน (ยกเวนกล่ินที่เติมเพื่อใหรูเมื่อเกดิการร่ัวไหล) และไมมีพิษ ในสถานะปกติมีสภาพเปนกาซหรือไอที่อุณหภูมิและความดันบรรยากาศ โดยมีคาความถวง- จําเพาะตํ่ากวาอากาศจึงเบากวาอากาศ เมื่อเกิดการร่ัวไหลจะฟุงกระจายไปตามบรรยากาศอยางรวดเร็วจึงไมมีการสะสมลุกไหมบนพืน้ราบ ความแตกตางระหวางกาซธรรมชาติ (Natural Gas; NG) และกาซปโตรเลียมเหลว (Liquefied Petroleum Gas; LPG) ก็คือกาซธรรมชาติ เปนสารประกอบไฮโดรคารบอนซ่ึงมีองคประกอบของกาซมเีทน (Methane) เปนสวนใหญ ซึ่งเปนกาซที่มีน้าํหนกัเบากวาอากาศ การขนสงไปยังผูใชจะขนสงผานทางทอในรูปกาซภายใตความดันสูง จึงไมเหมาะสําหรับการขนสงไกล ๆ หรืออาจบรรจุใสถังโดยการอัดโดยใชความดันสูง หรือทีเ่รียกวากาซธรรมชาติอัด (Compressed Natural Gas; CNG) แตปจจุบันมกีารสงกาซธรรมชาติในรูปของเหลวโดยทาํกาซใหเยน็ลงถึง –161˚C จะไดของเหลวที่เรียกวากาซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas; LNG) ซึ่งสามารถขนสงทางเรือหรือทางรถไปที่ไกล ๆ ไดสะดวกและไดปริมาณมาก ๆ และเมื่อถึงปลายทางกอนนํามาใชก็จะทําใหของเหลวเปล่ียนสถานะกลับเปนกาซอยาง

-3-

เดิม (Regasification Process) และเนื่องจากกาซธรรมชาติมีคาออกเทนสูงถึง 120 RON จึงสามารถนํามาใชเปนเช้ือเพลิงในยานยนตได

ตารางที่ 1 เปรียบเทียบคุณสมบัติของกาซธรรมชาติ กับกาซปโตรเลียมเหลว

คุณสมบัติพืน้ฐาน กาซธรรมชาติ กาซปโตรเลยีมเหลว สถานะปกติ กาซ (เบากวาอากาศ) กาซ (หนกักวาอากาศ) จุดเดือด (˚C) -162 -50 อุณหภูมิจุดระเบิดในอากาศ (˚C) 540 400 ชวงติดไฟในอากาศ (รอยละโดยปรมิาตร) 5-15 2-9

ที่มา: สํานกังานนโยบายและแผนพลังงาน (2546)

2. คุณสมบัติทัว่ไปของกาซธรรมชาติเหลว

กาซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas; LNG) คือกาซธรรมชาติทีท่ี่ถูกเปล่ียนสถานะจากสภาพปกติที่เปนกาซ ใหกลายสภาพเปนของเหลวภายใตสภาวะเยือกแข็ง ประกอบไปดวย มีเทน เปนสวนใหญ และมี อีเทน โพรเพน ไฮโดรคารบอนหนัก รวมทัง้ไนโตรเจน ฮีเลียม คารบอนไดออกไซด สารประกอบซัลเฟอรและน้ํา เปนจํานวนเล็กนอย LNG ตองมีกระบวนการเปล่ียนสถานะจากกาซธรรมชาติใหอยูในสถานะของเหลวโดยใชอุณหภูมิประมาณ -161˚C เพื่อใหเกิดความสะดวกสําหรับการกกัเกบ็และการขนสง LNG ใชปริมาตรเพียง 1 ใน 600 ของปริมาตรทีต่องการเมื่อเทยีบกับกาซธรรมชาติ ที่อุณหภูมิหอง และที่ความดันบรรยากาศปกติ LNG มีลักษณะใส ไมมีฤทธิ์เปนสารกัดกรอน ไมเปนพิษ เปนของเหลวอุณหภูมิตํ่า (ตํ่ากวา -73˚C) ที่ความดันบรรยากาศปกติ ไมมีกล่ิน ถา LNG ร่ัวไหลลงสูน้าํ จะลอยอยูดานบนและกลายเปนไออยางรวดเร็ว เพราะวามนี้ําหนกัเบากวาน้าํ (ความหนาแนนของ LNG ประมาณ 467.38 กิโลกรัมตอลูกบาศกเมตร น้าํมีความหนาแนนประมาณ 1,000 กิโลกรัมตอลูกบาศกเมตร) ขอบเขตตํ่าสุดและสูงสุดของการลุกติดไฟของมีเทน ซึ่งเปนสวนประกอบที่สําคัญของ LNG คือรอยละ 5 และ 15 โดยปริมาตร ตามลําดับ ซึ่งถือวาสูงกวาเชื้อเพลิงชนิดอ่ืน ๆ (นั่นแสดงวาตองมีไอระเหยของ LNG เปนจํานวนมากที่จะทําใหเกิดการติดไฟได) เมื่อมีเชื้อเพลิงมากเกนิกวาขอบเขตสูงสุดของการลุกติดไฟ จะไมลุกไหมเพราะมปีริมาณออกซิเจนเพียงเล็กนอย และเมื่อมีความเขมขนตํ่ากวาขอบเขตตํ่าสุดของการลุกติดไฟได ก็ไมสามารถเกดิการลุกไหมได เพราะวามปีริมาณมีเทนนอยมาก LNG มีจุดวาบไฟที่ -188˚C จุดเดือดที่ -161˚C

-4-

ตารางที่ 2 เปรียบเทียบคุณสมบัติของเชื้อเพลงิประเภทตาง ๆ

Hazard LNG LPG Gasoline Fuel Oil

Toxic No No Yes Yes

Carcinogenic No No Yes Yes

Flammable Vapor Yes Yes Yes Yes

Form Vapor Clouds Under special condition

Yes Yes No

Asphyxiant Yes, without adequate O2

Yes, same as LNG

No No

Extreme Cold Temperature

Yes, but in a vapor cloud

Same as LNG Yes Yes

Other health hazards No No Eye irritant, Narcosis, Nausea,

others

Same as gasoline

Flash Point, oC -188 -104 -46 60

Boiling Point, oC -161 -42 32 204

Flammable limits in Air %

5-15 2.1-9.5 1.3-6 N/A

Stored Pressure Atmospheric Pressurized (atmospheric if

refrigerated)

Atmospheric Atmospheric

Behavior if Spilled Evaporates, forming visible

“clouds” Portions of cloud could be

flammable or explosive under

certain conditions

Evaporates, forming vapor clouds which

could be flammable or

explosive under certain conditions

Evaporates, forms flammable pool; environmental

clean up required

Same as gasoline

-5-

3. ภาพรวมของธุรกิจกาซธรรมชาติเหลว

ปจจุบันพลังงานจากกาซธรรมชาติมีบทบาทมากข้ึน โดยเปนแนวทางหนึ่งในการลดการใชพลังงานจากน้าํมัน โดยเฉพาะประเทศไทยซ่ึงมีการคาดหมายวาจะมีปริมาณกาซธรรมชาติไมเพียงพอกับความตองการจึงจําเปนตองนําเขาในรูปกาซธรรมชาติเหลว (LNG) ในอนาคต ปจจุบันประเทศรัสเซยี มีปริมาณสํารองกาซธรรมชาติมากทีสุ่ดเกือบ 27% ของโลก รองลงมาคือประเทศอิหราน 15% ประเทศกาตาร 14% สําหรับตลาดโลกของ LNG ในป 2547 มีขนาด 140 ลานตัน โดยประเทศอินโดนีเซียซ่ึงแมจะเปนประเทศที่มีปริมาณกาซสํารองนอย แตกลับเปนประเทศที่สงออก LNG มากที่สุดในโลก โดยเกือบทัง้หมดสงออกไปจําหนายยงัประเทศญ่ีปุน ที่เหลือสงออกไปยังประเทศไตหวนัและประเทศเกาหลีใต โดยการจาํหนายเปนสัญญาระยะยาวเปนสวนใหญ อยางไรก็ตาม ปจจุบันประเทศกาตารมีการลงทุนกอสรางโครงสรางพื้นฐานในดาน LNG จํานวนมาก ดังนัน้จึงคาดหมายวากาตารจะแซงหนาประเทศอนิโดนีเซียกลายเปนประเทศที่สงออก LNG มากที่สุดในโลกในป 2550

สําหรับประเทศผูสงออกกาซธรรมชาติไดมีการจัดต้ัง Gas Exporting Countries Forum เพื่อสรางอํานาจตอรอง ประกอบดวยสมาชิก 12 ประเทศ ซึ่งมีปริมาณกาซธรรมชาติสํารองรวมกัน 70% ของโลก และปริมาณการผลิตกาซธรรมชาติรวมกนั 40 % ของโลก ในอดีตที่ผานมาประเทศญ่ีปุนเปนประเทศผูนําเขา LNG มากที่สุดในโลก คิดเปนสัดสวนมากกวาคร่ึงหนึ่งของตลาดโลก โดยสวนใหญนําเขาจากประเทศอินโดนีเซีย และประเทศมาเลเซีย นอกจากนี้ประเทศญ่ีปุนมีการนําเขาอยูบางจากประเทศอื่น ๆ เชน ประเทศกาตาร ประเทศออสเตรเลีย ประเทศสหรัฐอาหรับเอมิเรตส และประเทศโอมาน

จากความสะดวกในการขนสง LNG ทําใหปจจุบันทัว่โลกมีความตองการใช LNG เพิ่มข้ึนอยางรวดเร็ว โดยคาดวาปริมาณการผลิตกาซธรรมชาติในรูป LNG ของทัว่โลกจะเพิ่มสัดสวนจาก 7% ในป 2547 เปน 14% สวนใหญใช LNG ในการผลิตไฟฟา โดยโรงไฟฟาขนาด 500 เมกกะวัตต จะใช LNG ประมาณ 650,000 ตันตอป สําหรับกรณีของประเทศสหรัฐอเมริกาคาดวาจะใชกาซธรรมชาติทั้งหมดในป 2545 เพิ่มข้ึนเปน 15% ในป 2568 สวนอินเดียไดเร่ิมนําเขา LNG เปนคร้ังแรกในป 2547 สําหรับรัฐบาลสิงคโปรก็ไดประกาศแผนเมื่อกลางป 2549 ที่จะกอสรางคลังเก็บสํารอง LNG ขนาดความจ ุ 3 ลานเมตริกตันตอป เพื่อรองรับการนาํเขา LNG จากตางประเทศ สําหรับประเทศไทยนั้น มกีารคาดหมายวากาซธรรมชาติทัง้จากอาวไทย และประเทศเพื่อนบานจะไมเพยีงพอกับความตองการในอนาคต จําเปนตองนําเขากาซธรรมชาติเพิ่มเติมในรูปแบบอ่ืน ๆ รวมถึงรูปแบบ LNG คิดเปนปริมาณ 1 ลานเมตริกตัน ในป 2554 และเพิม่ข้ึนเปน 8 ลานตัน ในป 2558

คณะรัฐมนตรีจึงไดมีมติในวนัที่ 17 พฤษภาคม 2548 เห็นชอบให บริษทั ปตท. จาํกัด (มหาชน) เปนผูจัดการทําแผนนาํเขา LNG ใหมีความพรอม และชัดเจนเพื่อรองรับการจัดทาํแผนทางเลือก

-6-

ในการจัดหาเช้ือเพลิงสําหรับการผลิตไฟฟาในอนาคต และเสริมสรางความมัน่คงในการจัดหากาซธรรมชาติในระยะยาว

บริษัท ปตท. จํากัด (มหาชน) ไดลงนามในสัญญาหลักที่จะมกีารรวมลงทนุ และรับซื้อกาซธรรมชาติเหลวกับกลุมบริษทั TARS LNG แหงประเทศอิหราน ในปริมาณ 3 ลานตันตอป เพือ่นํามาใชในประเทศไทยนบัต้ังแตป 2554 นอกจากการรับซื้อแลว กลุม ปตท. ยงัมเีปาหมายจะเจรจากับกลุม TARS เพื่อรวมลงทุนผลิตและสํารวจกาซธรรมชาติในแหลง South TARS ของอิหรานดวย นอกจากนี้ ปตท. ยังไดเจรจากับประเทศอ่ืน ๆ เพื่อนําเขา LNG เชน ออสเตรเลีย เพื่อใหเกิดความมั่นคงดานพลังงาน การนําเขา LNG นับวาสงผลดีตอประเทศไทย เนื่องจากจะชวยใหกาซธรรมชาติในอาวไทยสามารถใชไดยาวนานข้ึน เพราะหากมีการใชในปริมาณมากเกินไป จะทาํใหหมดลงอยางรวดเร็ว เชน ประเทศสหราชอาณาจักร ซึ่งแมจะมีปริมาณสํารองกาซธรรมชาติในระดับสูง แตก็ไดมีการนํามาใชเปนจํานวนมาก จึงทาํใหปจจุบันมีปริมาณกาซสํารองลดลงมาก โดยจะเร่ิมมีการนําเขา LNG จากประเทศกาตารในป 2550 เปนตนไป

-7-

บทที่ 2

เทคโนโลยีการผลิตกาซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas; LNG)

สําหรับประเทศไทยนอกจากการนําเขากาซธรรมชาติเหลวแลว ยงัมีโครงการกอสรางโรงงาน ผลิตกาซธรรมชาติเหลวที่แหลงผลิตน้ํามันหนองตูม - เอ ตําบลหนองตูม อําเภอกงไกรลาศ จงัหวัดสุโขทยั โดย บริษทั ครัยโอไทย จํากัด ไดนํากาซที่ไดจากกระบวนการผลิตน้าํมันดิบ หรือ Associated Gas (ซึ่งมีองคประกอบในลักษณะเดียวกันกับกาซธรรมชาติโดยทัว่ ๆ ไป) จากหลุมผลิตน้ํามนัดิบหนองตูม – เอ ของบริษัท ปตท. สํารวจและผลิตปโตรเลียม จํากัด (มหาชน) มาผานกระบวนการทําใหบริสุทธิ ์ (Purification) และกระบวนการทําใหเปนของเหลว (Liquefaction) โดยใชเทคโนโลยีสรางความเยน็แบบหมุนเวียนดวยไนโตรเจน หรือที่เรียกกันทั่วไปวา Nitrogen Recycle System (NRCS) ซึ่งเปนเทคโนโลยีที่เหมาะสมกับการผลิต การลงทนุ กระบวนการไมสลับซับซอน และมีความยืดหยุนสูงเหมาะกับขนาดแหลงกาซของโครงการฯ ที่มีความผันผวน (Variation) ขององคประกอบกาซ รวมทัง้ยงัสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพใหดีข้ึนไดอีกดวย แตมีขอเสียคือเปนระบบที่มีความส้ินเปลืองพลังงานคอนขางสูง เมื่อเทียบกับเทคโนโลยีแบบอ่ืน

1. คุณสมบัติของ Associated Gas ที่หลุมผลิตน้ํามันหนองตูม - เอ

จากผลการเก็บตัวอยาง Associated Gas จากแหลงหนองตูม-เอ ไปทําการวิเคราะหในหอง- ปฏิบัติการของ SGS (Thailand) Limited เมื่อวนัที่ 29 พฤษภาคม 2549 ไดผลการวิเคราะหดังรายละเอียดในตารางท่ี 3 พบวา Associated Gas จากแหลงหนองตูม-เอ มีปริมาณ มีเทน 70.43% รองลงมาคืออีเทน 13.41% โพรเพน 8.54% และมีสารปนเปอน คือ โลหะหนัก เชน ตะกั่ว สารหนู และปรอท ในปริมาณนอยมาก ซึ่งความเขมขนของสารปนเปอนดังกลาว ไมสงผลกระทบตอกระบวนการผลิตกาซธรรมชาติเหลว

ตารางที่ 3 ผลการวิเคราะหองคประกอบของกาซธรรมชาติจากแหลงหนองตูม-เอ

Test Items Method Units Results

Methane Balance % mol 70.43

Ethane ASTM D 1945-91 % mol 13.41

Propane ASTM D 1945-91 % mol 8.54

Butane ASTM D 2712-91 % mol 3.84

Butene ASTM D 2712-91 % mol 0.04

-8-

Test Items Method Units Results

Pentane ASTM D 2712-91 % mol 1.08

Hexane ASTM D 2712-91 % mol 0.31

Carbon Dioxide ASTM D 1945-91 % mol 0.73

Nitrogen ASTM D 1945-91 % mol 1.62

Oxygen ASTM D 1945-91 % mol < 0.10

Total Sulfur ASTM D 6667-01 % mol < 0.5

Lead APHA 3111B Ppm < 0.2

Arsenic APHA 3114B Ppb < 5

Mercury UOP 938 μg/Nm3 0.008

หมายเหตุ : วิเคราะหตัวอยางโดยหองปฏิบัติการของ SGS (Thailand) Limited, 2549

2. กระบวนการผลิตกาซธรรมชาติเหลว

ภาพรวมของกระบวนการผลิตกาซธรรมชาติเหลวของโครงการฯ (ภาพท่ี 1) สามารถแบงออก เปน 3 หนวยหลัก คือ (1) หนวยผลิตกระแสไฟฟา (2) หนวยผลิตไนโตรเจนเหลว และ (3) หนวยผลิตกาซธรรมชาติเหลว โดยมีข้ันตอนของกระบวนการผลิตโดยรวมดังนี ้

(1) หนวยผลิตกระแสไฟฟา หนวยผลิตกระแสไฟฟาของโครงการฯ เปนเคร่ืองกําเนิดไฟฟาแบบเครื่องยนตสันดาปภาย- ใน 4 จังหวะ ใช Associated Gas เปนเช้ือเพลิง จาํนวนกระบอกสูบ 16 สูบ อัตราสวนการอัด 8 ตอ 1 ขนาดกําลังมา 1,833 แรงมา ความเร็วรอบ 750 รอบตอนาที ระบายความรอนดวยน้ํา เปนตน กาํลังขับเคร่ืองกําเนิดไฟฟากระแสสลับ ขนาด 1,250 กิโลวัตต 6,600 โวลท 50 เฮทิซ 137 แอมแปร จํานวน 2 เคร่ือง เดิน 1 เคร่ือง และ สํารอง 1 เคร่ือง นอกจากนีย้ังม ีGas Engine สํารองกรณีฉุกเฉินจํานวน 2 เคร่ือง ขนาดเคร่ืองละ 400 กิโลวัตต รวมมีเคร่ืองกําเนิดไฟฟาทั้งส้ิน 4 เคร่ือง ทัง้นี้ Associated Gas จากหลุมขุดเจาะหนองตูม-เอ จะถกูสงมาตามทอที่ความดัน 1.4 บารเกจ อุณหภูมิ 37OC ปริมาณ 1.6 ลานลูกบาศกฟุตตอวัน ซึ่งประกอบดวยมีเทน (CH4) เปนองคประกอบหลัก 70.43% ขององคประกอบทั้งหมด จะเขาสูหนวยผลิตกระแสไฟฟา 0.3 ลานลูกบาศกฟุตตอวนั โดยที่ Associated Gas จะถูกเพิม่ความดันเปน 6.8 บารเกจ โดย ใช Booster Compressor แลวจึงถูกจายเขาเคร่ืองกําเนดิไฟฟาเพื่อผลิตกระแสไฟฟา

-9-

Associated Gas 1.6 ลาน ลบ.ฟ./วัน

CO2 1,554 kg/day H2O (vapor) 20 kg/day

Regenerated N2 Unit No.1 (H-202) Regenerated N2 Unit No.2 (H-721)

T-301 T-302

Hot Oil

Cold N2

Hot Oil

Electrical power supply Main Heat exchanger

LN2 LN2

CO2 Removal Unit D-200

LNG Product

LHC By Product

HHC By Product

Air feed Compressor

Hot oil Heater

H-600 Cooler Cooler

T-600 Separator

LN2 Storage Rectifying Column

N2 make up

T-301 T-302

H-400 Cold box

Pure Air

SP-234

H2O liquid drain 40 kg/day

T-600

HHC Recycle Unit

Gas Engine Generator

NRCS

Air

Regenerated N2 Unit No.2

CO2 Removal Unit

Regenerated N2 Unit No.1

Refrigerator

Air

Ambient Vaporizer

Hot Oil

Hot Oil

C-100 NG Compressor

ภาพที่ 1 ภาพรวมกระบวนการผลิตของโครงการ

หนวยผลิตกาซธรรมชาติเหลว

N2

Pure NG

N2

WN2

Hot Oil

หนวยผลิตไนโตรเจนเหลว

CO2 28.26 kg/day, H2O (vapor) 1.71 kg/day

Absorption Stripping

SP-233 Separator

Separator

Separator

หนวยผลิตพลังงานไฟฟา

CO2 18.27 kg/day NOX 0.09 ton/day

-10-

(2) หนวยผลิตไนโตรเจนเหลว

หนวยผลิตไนโตรเจนเหลวของโครงการฯ (ภาพที่ 2) ทําหนาที่ผลิตไนโตรเจนเหลวและเก็บสํารองไวในถงัเก็บไนโตรเจนเหลว มีการ Operate เปนคร้ังคราว (Batch) เมือ่ผลิตไนโตรเจนเหลวเพียงพอสําหรับการใชงานก็จะหยุดผลิต ทั้งนี้ไนโตรเจนเหลวที่ผลิตไดจะใชในการ Make up ใหกับระบบ NRCS (Nitrogen Recycle System) ที่อุณหภูมิบรรยากาศและใชปอนไนโตรเจนเหลวทีอุ่ณหภูมิ -180OC ความดัน 4 บารเกจ เขา Cold Box เพื่อผลิต LNG ในกรณีที่ระบบ NRCS เกดิการขัดของ

2.1 อากาศธรรมชาติจะถูกดูดผานตัวกรองอากาศ (Air filter) เพื่อกําจัดส่ิงปนเปอนออก ไดแก ฝุนละอองหรือเศษผง เปนตน ดวยเคร่ืองอัดอากาศ (C-700 Compressor) ซึ่งจะใชแรงดูดระหวาง -35 ถึง -20 มม.ปรอท และถูกอัดจนมีความดัน 4.8-5.5 บารเกจ ความรอนของอากาศที่เกิดข้ึนขณะถูกอัดจะถูกควบคุมใหอุณหภูมิไมเกนิ 38oC ดวย After Cooler ที่ระบายความรอนดวยน้ํา

2.2 อากาศจาก After Cooler จะถกูลดอุณหภูมิลงที่ 5-10oC โดยประมาณ ดวยเคร่ืองทําความเย็นที่ใชแอมโมเนยีเปนสารทาํความเย็น

2.3 อากาศที่ถูกลดอุณหภูมิแลวจากเคร่ืองทาํความเยน็ จะถูกสงเขาสูหอดูดจับความช้ืนและแยกกาซคารบอนไดออกไซด (CO2 Removal) โดยภายในหอดูดซับดังกลาวจะม ีMolecular Sieve (MS) ที่ทําหนาทีเ่ปนสารดูดซับความช้ืนและ CO2 ไว จนไดอากาศบริสุทธิ ์(Pure Air)

2.4 อากาศที่ไดนี้จะถูกเปล่ียนสภาพเปนอากาศเหลว โดยทําการลดอุณหภูมิลงใหอยูในชวง -145 ถึง -155oC ดวย Main Heat Exchanger และนําเขาสู Rectifying Column ที่ความดัน 5.0-5.5 บารเกจ และถูกแยกออกเปน 2 สวนคือ สวนที ่ 1 หอแยกกาซความดันสูง (C1) ทาํใหอากาศเหลวมีอุณหภูมิประมาณ -165oC และสวนที่ 2 หอแยกกาซความดันตํ่า (C2) ที่ถูกรักษาความดันในระดับที่ตํ่ากวาหอ C1 คืออยูที่ประมาณ 0.35-0.5 บารเกจและอุณหภูมิ -193oC

2.5 อากาศเหลวจากสวนที่ 1 หอแยกกาซความดันสูง (C1) จะถูกสงไปแยกไนโตรเจนท่ีหอแยกกาซความดันตํ่า (C2) และไนโตรเจนจากสวนที ่ 2 หอแยกกาซความดันตํ่า (C2) ถูกสงไปแลกเปล่ียนความรอนกับ Pure Air ใน Main Heat Exchanger และปลอยออกบรรยากาศ

2.6 ไนโตรเจนจาก Main Heat Exchanger ถูกเพิ่มความดันเปน 37.4 บารเกจดวย Nitrogen Circulate Compressor (C-400) และจะถูกควบคุมอุณหภูมิไมใหเกิน 38 oC ดวย After Cooler ที่ระบายความรอนดวยน้ํา

2.7 ไนโตรเจนจาก After Cooler จะถูกลดอณุหภูมิลงเหลือ -19oC ภายใน Cold Box ดวยไนโตรเจนที่ไหลเวียนในระบบ 2.8 ไนโตรเจนจาก Cold Box จะถูกลดอุณหภูมิลงเหลือ -40oC ดวย Refrigerator ซึ่งใช

-11-

NRCS Nitrogen Recycle

N2

Sub Cool Heat

Main Heat

Gas O2 , Ar

Pure

Rectifying

Column

Gas N2 99%

99.99% LN2

To Storage tank

CO2, H2O, N2 99% N2

Vent N2, O2, Ar To ATM

NG from C-

Pure NG from T-NG to SP-

Sub Cool Heat

exchanger

L

K

O2 , Ar

N2 for Regenerate

ภาพที่ 2 กระบวนการผลิตไนโตรเจนเหลวดวยระบบ Air

LNG

C-

Refrigera

TBRN-100

After Cooler

H-400 COLD BOX

C-

After

Refrigera

CO2 Removal

Ai

Air

N2 Make up

L

LA

(85%N2 )

K

-12-

แอมโมเนยีเปนสารทาํความเย็น

2.9 ไนโตรเจนจาก Refrigerator จะถูกลดอุณหภูมิลงเหลือ -81oC ภายใน Cold Box ดวยไนโตรเจนที่ไหลเวียนในระบบ

2.10 ไนโตรเจนจาก Cold Box จะถูกลดความดันจาก 37.4 บารเกจ ลงเหลือ 5.0-5.5 บารเกจ ดวย Expansion Turbine ทาํใหไนโตรเจนขยายตัว และอุณหภูมิของไนโตรเจนลดลงจาก -81oC ลงเหลือ -149 oC

2.11 ไนโตรเจนจาก Expansion Turbine จะถกูสงเขาไป Rectifying Column ที่สวนที ่1 หอแยกกาซความดันสูง (C1) เพือ่ทําความเย็นใหกับ Rectifying Column อีกคร้ังเพื่อทําการแยกไนโตรเจนตอไป

2.12 ไนโตรเจนจากหอแยกกาซความดันสูง (C1) บางสวนจะถูกแยกออกมาเปนไนโตรเจน - เหลวและจะถูกสงไปยงัถังเก็บกักไนโตรเจนเหลว

(3) หนวยผลิตกาซธรรมชาติเหลว

Associated Gas สวนที่เหลือ 1.3 ลานลูกบาศกฟุตตอวัน จากการผลิตกระแสไฟฟาจะถูกสงไปตามทอที่ความดัน 1.4 บารเกจ และ อุณหภูม ิ 37OC เพื่อเขาสูสวนผลิตกาซธรรมชาติเหลว (ภาพที่ 3) โดยทีเ่ทคโนโลยกีารผลิตกาซธรรมชาติเหลวของโครงการจะทํา Associated Gas ใหบริสุทธิ์โดยการแยกกาซคารบอนไดออกไซดและอ่ืน ๆ จนได Associated Gas บริสุทธิท์ี่มีปริมาณกาซมีเทน (CH4) ประมาณ 90% โมล ตามตองการและจะถูกทําใหเยน็ตัวดวยการแลกเปลี่ยนความรอนกับไนโตรเจนจากระบบ NRCS ภายใน Cold Box โดยที่ระบบทาํความเย็นแบบหมุนเวียนดวยไนโตรเจน จะใชกาซไนโตรเจนเปนสารทําความเย็น Associated Gas บริสุทธิ์จะถกูลดอุณหภูมลิงจนกระทัง่มสีถานะกลายเปนของ-เหลว หรือ LNG Product และได By Product ออกมา 2 อยางคือ LHC (Light Hydrocarbon หรือ C2+) และ HHC (Heavy Hydrocarbon หรือ C5+) โดยกระบวนการผลิต LNG มีรายละเอียดดังนี ้

3.1 Associated Gas ปริมาณ 1.3 ลานลูกบาศกฟุตตอวนั จากหลุมขุดเจาะน้าํมนัหนองตูม-เอ จะถูกสงผานมาตามทอขนาดเสนผาศูนยกลาง 8 นิว้ อุณหภูมิกาซ 37oC และมีความดัน 1.4 บารเกจ ปริมาณ 36,622 กิโลกรัมตอวัน ประกอบดวยมีเทน (CH4) เปนองคประกอบหลักถงึ 70.43% ขององคประกอบทั้งหมด กาซดังกลาวถกูนาํเขาสูกระบวนการผลิต LNG 3.2 จากนั้น Associated Gas จะถูกเพิ่มความดันโดยคอมเพรสเซอร C-100 จนถงึ 24.85 บารเกจ โดยที่ในขณะทําการอัดจะมีการระบายความรอนของ Associated Gas ออกดวยน้ําหลอเย็นแบบระบบหมุนเวียนของคอมเพรสเซอร เพื่อรักษาอุณหภูมิของ Associated Gas ใหไมเกิน 41oC

3.3 Associated Gas จากคอมเพรสเซอร C-100 จะถูกลดอุณหภูมิตอโดยแลกเปล่ียนความรอนกับไนโตรเจนจากระบบ NRCS ในอุปกรณแลกเปล่ียนความรอนประสิทธิภาพสูงแบบ BAHX (Blazed

-13-

Aluminium Heat Exchanger) ที่บรรจุใน Cold Box ทําใหอุณหภูมิของ Associated Gas ลดลงเหลือ 15 oC ความดัน 24.64 บารเกจ

3.4 Associated Gas จาก Cold Box ดังกลาวจะถูกนําไปแยกองคประกอบที่ไมตองการออกจากมีเทน ดวยถังแยกข้ันตน SP-233 โดยที่ Associated Gas จะถูกแยกออกเปน 2 สวน คือ

3.4.1 องคประกอบหลักเปนกาซมีเทน สถานะเปนกาซ อุณหภูมิ 15 oC ความดัน 24.64 บารเกจ จะถูกสงไปกําจัดกาซ CO2โดย CO2 Removal Unit ตอไป

3.4.2 องคประกอบที่ไมตองการมีสถานะเปนของเหลว อุณหภูมิ 15 oC ความดัน 24.37 บารเกจ สําหรับองคประกอบที่ไมตองการนี้จะประกอบดวย CH4 10% C2H6 9.42% C3H8 19.97% และ น้ํา 12.18% โมล เปนตน ประมาณ 1,000 กิโลกรัมตอวัน จะถูกสงไปแยกน้ําออกดวย SP-234 โดยน้ําจะถูกแยกออกมาเปนสถานะของเหลวประมาณ 40 กิโลกรัมตอวัน และสวนประกอบที่เหลือจะถูกแยกออกมาเปนสถานะของเหลวและจะถูกสงเขาไปที่ T-600 เพื่อผลิตเปน LHC ตอไป

3.5 Associated Gas ที่มีองคประกอบหลักเปนกาซมีเทน จาก SP-233 ดังกลาวนี้จะถูกกําจัดกาซ CO2 ปริมาณ 1,554 กิโลกรัมตอวัน และไอน้ํา 20 กิโลกรัมตอวัน ดวย CO2 Removal Unit ที่มี Molecular Sieve ชนิด Alumino-Silicate Type 13X ขนาด 1/16” Pellet บรรจุอยูภายในหอดูดซับจนได Associated Gas ที่มีองคประกอบหลักเปนกาซมีเทน และปราศจากกาซ CO2 อุณหภูมิ 15 oC ความดัน 24.64 บารเกจ

3.6 Associated Gas ที่มีองคประกอบหลักเปนกาซมีเทน และปราศจากกาซ CO2 จาก CO2 Removal Unit จะถูกนําเขาสูหอแยก T-301 โดยอุณหภูมิของหอแยกเทากับ 84 oC ความดัน 24.37 บารเกจเพื่อแยกออกเปน 2 สวนคือ 3.6.1 มีเทนบริสุทธิ์ซึ่งเรียกวา Pure NG จะมีสถานะเปนกาซ อุณหภูมิ -22 oC ความดัน 24.23 บารเกจ และถูกสงไป Cold Box เพื่อทําให Pure NG กลายเปน LNG ตอไป 3.6.2 สําหรับสวนที่เหลือจากหอแยก T-301 มีสถานะเปนของเหลว อุณหภูมิ 84oC ความดัน 24.30 บารเกจ จะสงผานเขาสูหอแยก T-302 โดยอุณหภูมิของหอแยกเทากับ 157oC ตอไป เพื่อแยกออกเปน 2 สวนคือ - กาซ C2

+ อุณหภูมิ 70 oC ความดัน 17.89 บารเกจ โดยที่กาซ C2+ นี้จะถกูสงไป

ขบวนการผลิต LHC ตอไป - ของเหลว C5

+ อุณหภูมิ 157 oC ความดัน 17.89 บารเกจ โดยที่ของเหลว C5+นี้

จะถูกสงไปขบวนการ Recycle Heavy Hydrocarbon (HHC Recycle) ปริมาณ 86,706 กิโลกรัมตอวัน โดยทีป่ริมาณ 85,878 กิโลกรัมตอวนัจะถูกลดอุณหภูมิลงเหลือ -40oC และเพิ่มความดันเปน 24.78 บารเกจดวยปม

-14-

T= -149 o C P= 6 bara

LHC Liquid fuel (Use to Hot-oil Heater)

Separator

TBRN-100

H-400 COLD BOX

Associated Gas

T-301 T-302

SP-234

H2O

T-600

D-200 CO2 Removal Unit

CO2, N2, H2O Vent

LNG Product

LHC By Product

HHC By Product

SP-233

Hot Oil Hot Oil

C-100 NG Compressor

ภาพที่ 3 แผนผังแสดงกระบวนการผลิตเชื้อเพลิงเหลว (LNG)

LHC Vapor fuel (Use to Hot-oil Heater)

C-100

Refrigerator After Cooler

Booster Compressor Expansion Turbine

HHC Recycle Unit

Nitrogen make up

Cooling water

Cooling Water

NRCS Nitrogen Recycle System

Chilled water T= 37 o C P= 2.4 bara

T= 41 o C P= 25.8 bara

T= 15 o C P= 25.6 bara

T= 15 o C P= 25.6 bara

Separator

T= 15 o C P= 25.4 bara

Separator

T= 15 o C P= 25.3 bara

Absorption

T= 84 o C P= 25.3 bara

T= -22 o C P= 25.3 bara

Stripping

T= 157 o C P= 18.9 bara

T= 38 o C P= 18.9 bara

T= -40 o C P= 25.7 bara H-304

Refrigerator Pump P-100

Cooler H-303

T= 70 o C P= 18.9 bara

T= 5 o C P= 18.9 bara

T= 38 o C P= 6.0 bara

T= 43 o C P= 38.4 bara T= -81 o C

P= 38.4 bara

T= -40 o C P= 38.4 bara

T= -14 o C P= 38.4 bara

T= 38 o C P= 38.4 bara

T= -43 o C P= 25.3 bara

T= -148 o C P= 25.3 bara

T= -147 o C P= 4.5 bara

T= -104 o C P= 6 bara

T= -43 o C P= 6 bara

T= -63 o C P= 6 bara

T= 35 o C P= 6 bara

1

16

12

23

24

13

21

H-600 Cooler Cooler

T= 41 o C P= 18.9 bara

-15-

แรงดันสูงนํากลับเขาสูหอแยก T-301 เพื่อชวยแยกมีเทนอีกคร้ัง สวนทีเ่หลือ

828 กิโลกรัมตอวันจะถูกลดอุณหภูมิลงเหลือ 38 oC ความดัน 17.89 บารเกจ จะถูกสงไปขบวนการผลิต HHC ตอไป

3.7 ข้ันตอนการลดอุณหภูมิ Pure NG จากหอแยก T-301 จะถูกแลกเปล่ียนความรอนกับไนโตรเจนอุณหภูมิ -149oC จากระบบ NRCS ในอุปกรณแลกเปล่ียนความรอนประสิทธิภาพสูงแบบ BAHX (Blazed Aluminium Heat Exchanger) ที่บรรจุใน Cold Box โดยที่ BAHX มีลักษณะเปนอุปกรณแลกเปล่ียนความรอนแบบแผนแลกเปล่ียนทีท่ําจากวัสดุ Aluminum อัดซอนกันหลายช้ันซ่ึงแตละช้ันจะมีชอง-วางให Pure NG และ ไนโตรเจน ไหลสลับกันในแตละชองเพื่อทําการแลกเปล่ียนความรอนระหวางกนั ทาํให Pure NG ถูกลดอุณหภูมิลงจนกระทัง่กลายเปนสถานะของเหลว หรือ LNG Product ที่อุณหภูมิ -147oC ความดัน 24.09 บารเกจ ปริมาณ 18,509 กิโลกรัมตอวัน หลังจากนัน้จะถกูลดความดันลงเหลือ 3.48 บารเกจ กอนสงเขาสูถังผลิตภัณฑเก็บตอไป (LNG Storage tank : D-480 A, B, C, D)

3.8 ข้ันตอนการผลิต LHC (Light Hydrocarbon) 3.8.1 กาซ C2

+ จากหอแยก T-302 อุณหภูมิ 70oC ความดัน 17.89 บารเกจ จะถูกสงมาที่ H-600 เพื่อลดอุณหภูมิเหลือ 5oC ความดัน 17.89 บารเกจ จากนั้นจะถูกสงเขาสูหอแยก T-600

3.8.2 กาซ C2+ จาก H-600 จะถูกแยกกาซออกเปน Liquid Phase และ Vapor Phase

ดวยหอแยก T-600 โดยที่ - Vapor Phase อุณหภูมิ 5 oC และ ความดัน 17.89 บารเกจ ปริมาณ 3,811

กิโลกรัมตอวัน จะถูกนําไปใชในเปนเช้ือเพลิงในการผลิตน้ํามันรอนทั้งหมด - Liquid Phase อุณหภูมิ 5 oC และ ความดัน 17.89 บารเกจ ปริมาณ 11,880

กก./วันจะถูกนําไปใชเปนเช้ือเพลิงในการผลิตน้ํามันรอน 2,613 กิโลกรัมตอวัน และปริมาณที่เหลือ 9,267 กิโลกรัมตอวัน จะถูกลดความดันลงเหลือ 3.48 บารเกจ เพื่อสงเขาสูถังผลิตภัณฑเก็บตอไป (By Product Storage tank : D-490A,B)และจะถูกนําไปจําหนายไปยังอุตสาหกรรมดานอ่ืนตอไป

3.9 ข้ันตอนการผลิตน้ํามนัหนัก (HHC: Heavy Hydrocarbon) ของเหลว C5+ สวนเกินจาก

ขบวนการ Recycle Heavy Hydrocarbon ประมาณ 828 กก./วัน จะถูกลดความดันจาก 17.89 บารเกจ อุณหภูมิ 38 oC ลงมาที่ความดัน 3.48 บารเกจ หลังจากนั้นจัดเก็บลงในถังเก็บ ST-390 และ ST-391 ที ่อุณหภูมิบรรยากาศ (By Product Storage tank: ST-390, ST391) ทั้งนี้ ข้ันตอนการลดอุณหภูมิของโครงการใชกระบวนการทําความเย็นแบบหมนุเวยีนดวยการใชไนโตรเจนเปนสารทําความเย็น (NRCS: Nitrogen Recycle System) (ภาพที่ 4) จะประกอบดวยอุปกรณดังนี ้(1) Nitrogen Compressor + After Cooler (2) Cold Box (3) Refrigerator และ (4) Expansion Turbine

-16-

Expansion Turbine

Nitrogen to Rectifying column of ASU

H-400 COLD BOX

P5 = 37.4 barg T5 = -81 OC

3

ภาพที่ 4 กระบวนการทําความเย็นแบบหมุนเวียนดวยไนโตรเจน (NRCS: NITROGEN RECYCLE SYSTEM)

Cooling water

1

2

3

4

5

7

T

S

P2 = 37.4 barg T2 = 43 OC

P3 = 37.4 barg T3 = 38 OC

P4 = 37.4 barg T4 = -19 OC

P5 = 37.4 barg T5 = -40 OC

P6 = 5 barg T6 = -149 OC

P1 = 5 barg T1 = 38 OC

TEMPERATURE AND ENTROPY RELATIVE DIAGRAM FOR NRCS (Nitrogen Recycle System)

Pure NG from T-301

LNG Product

C-400

Refrigerator

TBRN-100

After Cooler

Booster Compressor

NG to SP-233

NG from C-100

N2 Make up From LN2 Tank

2

4 5 6

7

1

6

Cooling water

Liquid N2 Standby feed From LN2 Tank (NRCS Failed Only)

N2 Vent To Ambient (NRCS Failed Only)

-17-

แตละอุปกรณทําหนาที่ดังนี้ (1) Nitrogen Compressor ทาํหนาทีเ่หมือน Booster Compressor ของระบบทาํความเย็นทั่วไป ที่จะทําหนาทีเ่พิ่มความดันของไนโตรเจนจาก 5 บารเกจ เปน 37.47 บารเกจ เพื่อผลักดันใหไนโตรเจนไหลเวียนในระบบได และ After Cooler ทําหนาที่ลดอุณหภูมิของไนโตรเจนหลังจากไดรับการอัดจนถึงความดัน 37.47 บารเกจ โดยควบคุมอุณหภูมิไมใหเกนิ 38 oC ซึ่งระบายความรอนดวยน้ํา (2) Cold Box ทําหนาทีเ่หมือน Evaporator ของระบบทําความเย็นทั่วไป ที่จะทําหนาที่แลก เปล่ียนความรอนระหวางไนโตรเจนที่อุณหภูมิที่ -149oC กับ Associated Gas บริสุทธิ์เพื่อให Associated Gas บริสุทธิเ์ย็นตัวลงจนกระท่ังกลายเปนของเหลว โดยท่ีลักษณะเปนกลองทรงกระบอกและภายในบรรจุอุปกรณแลกเปล่ียนความรอนชนิดประสิทธิภาพการแลกเปล่ียนความรอนสูง (BAHX: Blazed Aluminium Heat Exchanger) โดยที่ BAHX มีลักษณะเปนอุปกรณแลกเปล่ียนความรอนแบบแผนทีท่ําจากวัสดุ Aluminum อัดซอนกับหลายชั้นซ่ึงแตละช้ันจะมชีองวางให Pure NG และ ไนโตรเจนไหลสลับกันในแตละชองเพื่อทําการแลกเปล่ียนความรอนระหวางกนั และยังมีการบรรจุฉนวนกนัความรอนแบบผงหุม BAHX เพื่อปองกันความรอนจากภายนอกถายเทเขาสูภายในและปองกนัการร่ัวไหลสูภายนอก

(3) Refrigeration Unit ทาํหนาทีท่ําความเยน็ใหกับไนโตรเจนจาก Cold Box ที่อุณหภูม ิ-19oC ลดลงเหลือ -40oC โดยใชแอมโมเนยีเปนสารทําความเย็น

(4) Expansion Turbine ทําหนาที่เหมือน Expansion Valve ของระบบทาํความเยน็ทัว่ไป ที่จะทําหนาที่ลดวามดันของสารทําความเย็น โดยท่ี Expansion Turbine เปนกงัหนักาซแบบ Redial Turbine ไนโตรเจนที่ความดัน 37.47 บารเกจจะถูกปอนเขา Expansion Turbine ที่ดานปลายใบหรือรัศมีและจะไหลออกทางดานแกน ที่ความดัน 5 บารเกจ ทําใหเกิดพลังงานจลน ผลัก Expansion Turbine ใหหมนุ และจากขางตนที่กลาวมาจะทําใหไนโตรเจนขยายตัวและมีอุณหภูมิลดลง

3. กระบวนการรับ-จายกาซธรรมชาติเหลวในสถานที่ใชกาซธรรมชาติเหลว ปจจุบันเร่ิมมกีารใชกาซธรรมชาติเหลว (LNG) ในกระบวนการผลิตไฟฟาและอุตสาหกรรมประเภทตางๆ เนื่องจากความสะดวกในการขนสงโดยเฉพาะในพ้ืนทีท่ี่หางไกลจากแนวทอสงกาซธรรมชาติ ทั้งนี้มีการคาดการณวาทัว่โลกจะมีการใช LNG เพิ่มข้ึนจาก 7% ในป 2547 เปน 14% ภายในป 2558 และในภูมิภาคเอเชียมีความตองการใช LNG ในการผลิตไฟฟาเพิ่มข้ึน 8% ต้ังแตป พ.ศ.2523

-18-

ตารางที่ 4 เปรียบเทียบคุณสมบัติของเชื้อเพลิงประเภทตางๆ

Hazard LNG LPG Gasoline Fuel Oil

Toxic No No Yes Yes

Carcinogenic No No Yes Yes

Flammable Vapor Yes Yes Yes Yes

Form Vapor Clouds Under special condition Yes Yes No

Asphyxiant Yes, without adequate O2 Yes, same as LNG No No

Extreme Cold Temperature Yes, but in a vapor cloud Same as LNG Yes Yes

Other health hazards No No Eye irritant, Narcosis, Nausea, others

Same as gasoline

Flash Point, oC -188 -104 -46 60

Boiling Point, oC -161 -42 32 204

Flammable limits in Air % 5-15 2.1-9.5 1.3-6 N/A

Stored Pressure Atmospheric Pressurized (atmospheric if refrigerated)

Atmospheric Atmospheric

Behavior if Spilled Evaporates, forming visible “clouds”

Portions of cloud could be flammable or explosive under certain conditions

Evaporates, forming vapor clouds which could

be flammable or explosive under certain

conditions

Evaporates, forms flammable pool;

environmental clean up required

Same as gasoline

การที่จะนาํ LNG มาใชในโรงงานอุตสาหกรรมไดนั้น จะตองมีข้ันตอนการรับ-จายกาซ (LNG Receiving) และข้ันตอนการแปรสภาพกาซ (Regassification) ให LNG กลายเปน CNG (Compressed Natural Gas) กอนนาํเขาสูระบบการจายเช้ือเพลิงของโรงงาน ดังนั้นกระบวนการรับ-จาย LNG ภายในโรงงานอุตสาหกรรมจะเร่ิมจาก LNG ถูกขนสงโดยรถ Semi-trailer ที่ไดรับการออกแบบตามมาตรฐาน ASME Section VIII , Division I ดังรูปที ่1.1 และทาํการขนถาย LNG สูถังกกัเก็บ หลังจากนัน้ LNG จะผานกระบวนการ Regassification ใหเกดิการขยายตัวและเพิ่มอุณหภูมิใหกลายเปนไอ (Evaporization) และผานการเพิ่มความดัน (Compression) กอนนําไปใชงาน ดังนัน้ภายในสถานที่ใช LNG หรือโรงงานอุตสาหกรรมจะตองติดต้ังอุปกรณอยางนอยคือ ถังกักเก็บ ปม เคร่ืองชวยไอระเหย และถังเก็บกาซ CNG โดยแผนผังและรูปกระบวนการรับ-จายของสถานที่ใชกาซ LNG แสดงในรูปที ่ 1.2 และรูปที่ 1.3 โดยกาซ CNG ที่เกิดข้ึนจะถกูสงเขาสูกระบวนการผลิตของโรงงานในข้ันตอไป

ที่มา : http://www.po-and-g.com/about/lng.thm

-19-

ท่ีมา http://www.chart-ferox.com/systems/systems-lng-systems-white-paper.htm

รูปที่ 1 รถ Semi-trailer สําหรับการขนสง LNG

รูปที่ 2 แผนผังกระบวนการรับจายของสถานที่ใช LNG

กระบวนการผลิต

-20-

ที่มา Photo: Naturgass Vest (http://www.sintef.no/content/page1_2083.aspx)

รูปที่ 3 จุดรับ-จาย ถังเก็บ และชุด Regassification ของ LNG ในพืน้ที่อุตสาหกรรมในประเทศนอรเวย 4. เปรียบเทียบขอดีและขอดอยกับเชือ้เพลิงชนิดอ่ืนๆ 4.1 ดานการใหพลงังาน เมื่อเปรียบเทยีบคาความรอนของ LNG กับเชื้อเพลิงชนิดอ่ืนดังตารางที ่ 1 แสดงคา LHV และ HHV ของเชื้อเพลิงประเภทตางๆ พบวาเมื่อเทียบตอหนวยน้าํหนักทีเ่ทากัน LNG มีคาสูงที่สุดและใกลเคียงกับกาซธรรมชาติและ LPG ในขณะที่ถานหินและเอทานอลใหคาความรอนใกลเคียงกัน ดังนัน้ LNG จึงเปนเชื้อเพลิงที่ใหพลังงานสูงสุด ในขณะทีถ่านหินใหคาความรอนตํ่าที่สุด ตารางที่ 5 แสดงคา LHV และ HHV ของเชื้อเพลิงประเภทตางๆ

Energy Sources Lower Heating Value (LHV) Btu/Lb

Higher Heating Value (HHV) Btu/Lb

Natural Gas 20,267 22,453 Conventional Gasoline 18,679 20,007 LPG 20,038 21,561 LNG 20,908 23,734 Fuel Oil 17,410 18,990 Ethanol 11,587 12,832 Coal 9,773 10,304

-21-

4.2 ดานการคมนาคมขนสง เนื่องจาก LNG อยูในรูปของของเหลวซ่ึงมีปริมาณนอยกวากาซธรรมชาติ ถึง 600 เทา การขนสง LNG จึงสามารถขนสงทางรถบรรทกุไดโดยสะดวก (ตารางที ่2.6) ไมจําเปนตองขนสงผานทางทอสงกาซ ทาํใหสามารถขนสงไปยังโรงงานอุตสาหกรรมที่ต้ังอยูในพืน้ที่หางไกลจากแนวทอสงกาซไดงาย ตารางที ่6 สถานะของเช้ือเพลิงและการขนสง

Energy Sources Physical State Transportation Natural Gas Gas ลําเลียงผานทางทอ Conventional Gasoline Liquid รถบรรทุก LPG Liquid รถบรรทุก LNG Liquid รถบรรทุก Fuel Oil Liquid รถบรรทุก Ethanol Liquid รถบรรทุก Coal Solid รถบรรทุก

4.3 ดานความปลอดภัยในการใชเชื้อเพลงิ ตารางที่ 2.7 เปรียบเทียบความเปนอันตรายและความปลอดภัยของ Fuel Oil, LPG และ LNG จะเหน็ไดวา LNG ไมมีความเปนพษิ และ LNG ไมสามารถติดไฟ หรือระเบิดดวยตัวเองได เพราะเก็บรักษาไวในทีท่ี่มีความดันตํ่า LNG จะติดไฟไดจะตองถูกปลดปลอยมาในสภาพที่เปนไอและผสมกับอากาศที่สัดสวน 5-15% นอกจากนีย้ังตองมีประกายไฟดวย ดังนั้น LNG จึงใหความปลอดภัยแกผูประกอบการอุตสาหกรรมสูง

ตารางที่ 7 เปรียบเทียบความเปนอันตรายและความปลอดภัยของ Fuel oil, LPG และ LNG

Properties Fuel Oil LPG LNG Is it a carcinogen? YES NO NO Is it toxic? YES NO NO Can it form a vapor cloud? NO YES YES Is it stored under pressure? NO YES NO What happens if there is a spill? Fuel oil will evaporate

and form a potentially flammable pool

LPG will evaporate and will form a vapor cloud.

The vapor cloud could be flammable under right gas

to air ratio

LNG will evaporate and will form a vapor cloud. The

vapor cloud could be flammable under right gas to

air ratio Does a spill require a significant environmental clean up?

YES NO YES

-22-

4.4 ดานสิ่งแวดลอม เนื่องจากองคประกอบทางเคมีของ LNG ประกอบดวย CH4 มากกวารอยละ 90 เมื่อเปรียบเทยีบกบัเชื้อเพลิงประเภทอ่ืน และไมมีสารมลทนิเจือปนอาทิเชน กาํมะถัน ดังนัน้การเผาไหมจงึไมเกิดมลพิษจากสารมลทนิเหมือนเชื้อเพลิงอ่ืน เชน ถานหนิ ซึง่มีสวนประกอบของกํามะถันสูงทาํใหการเผาไหมเกิดฝุนละอองจากซัลเฟตสูง และออกไซดของกํามะถันเมื่อมีความช้ืนยงัทาํใหเกดิกรดอีกดวย ทางดานกาซเรือนกระจก กาซธรรมชาติเหลวซ่ึงสวนประกอบหลักเปนมเีทน เมื่อเผาไหมจะเกิดกาซ CO2 ตํ่ากวาเชื้อเพลิงอ่ืนทีใ่ชงานในลักษณะเดียวกนัถงึรอยละ 25 ดานการเกิดไนโตรเจนออกไซดหรือ NOX จากการเผาไหมของกาซธรรมชาติเหลวก็เกิดข้ึนตํ่ากวาเช้ือเพลิงอ่ืน จงึเปนมิตรตอส่ิงแวดลอม ตัวอยางในกรณีศึกษาของโรงไฟฟา Oahu Power Generation ในประเทศสหรัฐอเมริกา มีการคาดการณวาเมื่อเปล่ียนชนิดเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟาจากน้ํามันเปน LNG พบวาจะสามารถลดการปลดปลอยกาซเรือนกระจกไดถึง 25% 4.5 ดานคาใชจาย และความมั่นคงของแหลงพลังงาน

จากการเปรียบเทียบราคาในป ค.ศ. 2004 ของ LNG กับเช้ือเพลิงอ่ืนดังรูปที่ 2.13 พบวา ราคาของ LPG เฉล่ียอยูระหวาง 4.25 ดอลลารตอ MMBtu ในขณะที่ราคาของนํ้ามันเช้ือเพลิงอยูที่ระดับ 3.90 ดอลลารตอ MMBtu และ ดีเซลอยูที่ 5.00 ดอลลารตอ MMBtu อยางไรก็ตามเมื่อดูคาความแปรปรวนของราคาน้ํามันและดีเซลจะมีคาความแปรปรวนที่สูงกวา LNG เนื่องจากสถานการณดานความมั่นคงในประเทศตะวันออกกลางที่เปนผูคาน้ํามันรายใหญของโลก ในขณะที่ LNG สามารถนําเขาไดจากประเทศนอกเขตตะวันออกกลางเชน มาเลเซีย อินโดนีเซีย หรือ กาตาร เปนตน

นอกจากนี้จากขอมูลเปรียบเทียบราคาโดยปริมาตรดังตารางที่ 2.8 ขอมูลลาสุดใน ค.ศ.2008 พบวาราคาของ LNG อยูในชวง 5.72-6.92 ดอลลารตอพันลูกบาศกฟุต น้ํามันเช้ือเพลิง 100 ดอลลารตอพันลูกบาศกฟุต กาซธรรมชาติ 6.45-5.46 92 ดอลลารตอพันลูกบาศกฟุต และ ถานหินมีราคา 33-70 ดอลลารตอ ตัน สําหรับประเทศผูสงออก LNG ไดมีการจัดต้ัง Gas Exporting Countries Forum เพื่อสรางอํานาจตอรอง ประกอบดวยประเทศสมาชิก 12 ประเทศ มีปริมาณกาซธรรมชาติสํารองถึง 70 % ของโลก และปริมาณการผลิตรวมกันมากกวา 40% ของโลก ดังนั้นจึงมีความแปรผันดานราคาตํ่ากวาน้ํามัน จึงเปนขอไดเปรียบในสภาวะวิกฤติราคาน้ํามันเชนปจจุบัน

-23-

รูปที่ 4 การเปรียบเทียบราคาของ LNG กับน้าํมันเชื้อเพลิงประเภทอ่ืนที่ซื้อโดย

HECO (Hawiian Electric Company, Inc. ประเทศสหรัฐอเมริกา 4.6 ดานการกักเก็บ และ คาใชจายใน Regasification Terminal ดานการกักเกบ็ LNG Storage Tank จะตองมีการออกแบบพิเศษตามหลักมาตรฐานสากล เชน ตามมาตรฐานของ the US National Fire Protection Association Standard for Production, Storage and Handling of LNG, (NFPA-59A), 2001 Edition หรือ European standard EN1473 ซึ่งตองต้ังอยูในสถานที่จาํเพาะเพื่อความปลอดภัย ซึ่งตองมีคาใชจายสูง อีกประการหนึง่คือ LNG ไมสามารถนาํมาใชไดโดยตรงเพราะถูกเกบ็ที่อุณหภูมิตํ่า การนาํมาเปนเช้ือเพลิงในอุตสาหกรรมนั้น ตองผานการเปล่ียนรูปใหเปนรูปกาซกอนโดยผานกระบวนการ Regassification ใหเกิดการขยายตัวและเพิ่มอุณหภูมิใหกลายเปนไอ (Evaporization) และผานการเพิม่ความดัน (Compression) กอนนาํไปใชงาน ซึ่งจะทาํใหผูประกอบการมีคาใชจายเพิ่มข้ึน จากขอมูลของ Energy Information Administration Department of Energy สหรัฐอเมริกา ประเมนิคาใชจายในกระบวนการ Regassification วาจะทาํใหคาใชจายเพิม่ข้ึน US$0.30 ตอลาน Btu ของ LNG และการออกแบบจุดรับจาย และถังเก็บ LNG ของสถานที่ใช LNG ตองมีพื้นทีท่ี่เหมาะสม

4.7 สรุปศักยภาพของการนํากาซธรรมชาติเหลวมาใชในโรงงานอุตสาหกรรม เมื่อเปรียบเทียบคุณสมบัติทางดานการใหพลังงาน กับเช้ือเพลิงประเภทอ่ืนๆ เชนน้ํามันเตา

กาซธรรมชาติ LPG ตามตารางที่ 2.8 ดังที่กลาวไวขางตน พบวาในนํ้าหนักที่เทากัน LNG สามารถใหพลังงานไดเทาเทียมกับกาซธรรมชาติและใหคาความรอนสูงกวาการใชถานหิน หรือน้ํามันเตาในปริมาณ

-24-

เดียวกัน นอกจากนี้ในดานความปลอดภัย การใช LNG ใหความปลอดภัยมากกวาและสงผลกระทบตอส่ิงแวดลอมนอยกวาเช้ือเพลิงอ่ืนที่สามารถใชงานในลักษณะเดียวกัน นอกจากนี้ LNG ยังสะดวกในการคมนาคมขนสง จึงมีศักยภาพเพียงพอที่จะนํามาใชในอุตสาหกรรม โดยเฉพาะอยางยิ่งโรงไฟฟาซ่ึงเปนอุตสาหกรรมขนาดใหญ และจะเห็นไดวาปจจุบันไดมีการสรางโรงไฟฟาโดยใชระบบ LNG-Combined Cycle กันอยางกวางขวางทั่วโลก

อยางไรก็ตามเนื่องจาก LNG เปนเช้ือเพลิงเหลวที่มีอุณหภูมิตํ่า การใชงานตองใชอุปกรณที่มีราคาแพงทําใหผูประกอบการมีคาใชจายเพิ่มข้ึน นอกจากนั้นการออกแบบจุดรับจาย และถังเก็บ LNG ของสถานที่ใช LNG ตองมีพื้นที่ที่เหมาะสมและเฉพาะเจาะจงตามมาตรฐานของ the US National Fire Protection Association Standard for Production, Storage and Handling of LNG, (NFPA-59A), 2006 Edition ซึ่งผูประกอบการในอุตสาหกรรมขนาดกลางและเล็กตองคํานึงถึงปจจัยดานพื้นที่และการคุมทุนในสวนที่จะตองกอสรางเพิ่มเติมกอนที่จะนําเช้ือเพลิงมาใชประโยชนในกระบวนการผลิต โดยเฉพาะในอุตสาหกรรมขนาดกลางและเล็ก

ตารางที่ 8 สรุปเปรียบเทียบดานตางๆ ของ LNG เมื่อเปรียบเทียบกบัเชื้อเพลิงชนดิอ่ืน

ปจจัยเปรียบเทียบ ชนิดของเชื้อเพลิง LNG Fuel Oil Natural Gas Coal

1. ดานสถานะของ เช้ือเพลิง

ของเหลว ของเหลว กาซ ของแข็ง

2 ดานคุณภาพของ เช้ือเพลิง (Quality of Fuel)

20,908-23,734 BTU/lb 17,410-18,990 BTU/lb 20,267-22,453 BTU/lb

9,773-10,304 BTU/lb

3. ดานแหลงสํารอง พลังงาน

แหลงพลังงานสํารองจากมาเลเซีย อินโดนีเซีย การตาร

ตะวันออกกลาง แหลงพลังงานสํารองจากมาเลเซีย อินโดนีเซีย การตาร

จีน และ ประเทศในยุโรป

4. ดานสถานที่กักเก็บ (Storage area)

งายตอการกักเก็บ งายตอการกักเก็บ ยากตอการกักเก็บ งายตอการกักเก็บ

5. ดานการขนสง (Transportation)

สามารถขนสงทางรถ สามารถขนสงทางรถ ระบบทอ สามารถขนสงทางรถ

6. ดานความปลอดภัย (Safety)

ปลอดภัยในการใช ปลอดภัยในการใช ปลอดภัยในการใช ปลอดภัยในการใช

7. ดานการใชงาน การใชงานตองเปลี่ยนรูปจากของเหลวเปนกาซกอน

ใชงานไดทันที ใชไดทันท ี เผาไดทันที

8. ดานสิ่งแวดลอม สะอาดที่สุด มีการระบายของสารมลพิษ พวก SO2, NOx

มีการระบายของสารมลพิษ โดยเฉพาะ NOx

มีสารมลพิษระบายออกมามากที่สุดโดยเฉพาะ SO2, NOx

-25-

ปจจัยเปรียบเทียบ ชนิดของเชื้อเพลิง LNG Fuel Oil Natural Gas Coal

9. ดานราคา* USD= US dollar * -ขอมูลจาก Energy Information Administration, Official Energy Statistic from he U.S. government, USA. http://www.eia.doe.gov/

5.72-6.92 Dollars per Thousand Cubic Feet Updated Feb 28/2008

100 Dollars per Thousand Cubic Feet Updated: March 19/2008

6.45-5.46 Dollars per Thousand Cubic Feet Updated Feb 28/2008

33-70 Dollars per Ton* Updated: March 14/2008