گاز طبیعی مایع (LNG)

گاز طبیعی چنانچه در فشار اتمسفر تا دمای F º260- سرد شود، به حالت مایع تبدیل می شود. LNG شامل بیش از 95 درصد متان و درصد کمی اتان و پروپان و سایر هیدروکربورهای سنگین تر است. سایر ترکیبات و ناخالصی های گاز طبیعی مانند اکسیژن، آب، گازکربنیک و ترکیبات گوگردی طی فرآیند سرد کردن از گاز طبیعی جدا شده و گاز طبیعی در حالت مایع بدست می آید. البته LNG تا حد 100 درصد متان خالص نیز قابل دستیابی است. حجم LNG 600/1 حجم گاز طبیعی و دانسیته آن 42/0 دانسیته آب است. این ماده، مایعی بی بو، بی رنگ و غیر سمی است و نسبت به فلزات یا سایر مواد حالت خورندگی ندارد. LNG وقتی تبخیر یا با هوا ترکیب شود در دامنه غلظت 5 تا 15 درصد می سوزد. LNG یا بخار آن در محیط و فضای باز حالت انفجاری ندارد. کلیه آزمایشات انجام شده و خواص LNG، ایمن بودن این سوخت را کاملاً تائید می کند زیرا نشت مایع LNG یا ابربخارات آن به محض تماس با زمین یا در اثر حرارت محیط به سرعت در هوا تبدیل به گاز شده و چون در این حالت از هوا سبک تر است در محیط پراکنده و منتشر می شود. LNG در وهله اول برای خودروهای سنگین دیزلی (HEAVY DUTY VEHICLE) کاربرد دارد. به لحاظ ارزش حرارتی و دانسیته انرژی، مشابه سوخت دیزل (گازوئیل) هست.

LNG در دمای 260ºF- و فشار اتمسفریک در حالت مایع اشباع ( در دمای جوش مایع) است. بنابر این مانند هر مایع در حال جوش چنانچه در فشار ثابت نگهداری شود (حتی با افزایش حرارت) در دمای ثابت خواهد ماند.
مادام که بخار LNG از مخازن خارج می شود (boil off)، دمای مخزن ثابت می ماند.

اجزاء سیستم خودروهای با سوخت LNG:
از لحاظ انتقال سوخت به موتور، مشابه موتورهای با سوخت CNG است و سوخت به صورت بخار وارد موتور می شود. فرق اساسی بین موتورهای CNG, LNG در نحوه نگهداری و تحویل سوخت است.
مخازن ذخیره LNG دوجداره می باشند و برای فشار کاری حداکثر تا 230 psi یا 16bar طراحی شده است. این مخازن دارای لوله و اتصالات لازم برای خارج کردن گاز در صورت افزایش فشار ( با توجه به انتقال حرارت از محیط به مخزن) و یا انتقال سوخت در زمان مصرف هستند. این مخازن مجهز به سیستم اعلام پایان سوخت گیری (پرشدن مخزن) نیز هستند. موتور خودروها گاز را در فشار 4 الی 9 بار (60-120 psi) مصرف می کند.

معایب استفاده از LNG:
بسیاری از مردم به استفاده از مواد در دماهای پایین عادت نداشته لذا نیاز به آموزش خاصی در زمینه استفاده از سوخت در دمای خیلی پایین هست.
در ایستگاههای سوخت گیری خطوط انتقال گاز از مخزن به خودرو ( شامل لوله ها شیرآلات و وسایل اندازه گیری) جهت انتقال LNG در حالت مایع باید پیش از شروع ، سوخت تا دمای ºF 260- سرد شوند در غیر اینصورت منجر به تبخیر بخشی از سوخت می شود.
– حداکثر پرشدن مخزن دوجداره Cryogenic تا حد ماکزیمم ظرفیت، امکان پذیر نیست زیرا به اندازه لازم فضای خالی در بالای سطح مایع جهت تبخیر یا جوشیدن مایع باید در مخزن در نظر گرفته شود.

مزایای استفاده از LNG:
دانسیته انرژی بالاتری نسبت به سوختهای گازی دارد، زیرا به شکل مایع ذخیره می شود. مسافت پیمایش بیشتر و وزن کمتر مخازن ذخیره، استفاده از آن را در خودروهای کوچکترامکان پذیر می سازد. سرعت سوختگیری بالا به نحوی که در خودروهای بزرگ زمان سوختگیری 4 الی 6 دقیقه می باشد (10 الی 40 گالن در دقیقه). ارزیابی و کنترل ترکیب سوخت با دقت بالایی امکان پذیر است و با توجه به اینکه LNG تولید شده برای خودروها تا 99 درصد متان دارد، لذا کنترل و تعیین مناسب ترکیب سوخت بازدهی موتور و سوخت را نیز افزایش می دهد.

گاز مایع (LPG, Liquefied Petroleum GAS )

گاز مایع که بصورت مخفف LPG نامیده می شود معمولاً عمدتاً از دو ترکیب هیدروکربنی پروپان و بوتان با فرمول شیمیایی C4H10, C3H8 تشکیل شده است. بوتان خود شامل دو ترکیب ایزوبوتان و نرمال بوتان است. LPG که معمولاً در برخی نقاط دنیا به نام ترکیب عمده آن، پروپان، نیز شناخته می شود بعنوان محصول فرعی فرآیندهای تصفیه و تولید گاز طبیعی و پالایش نفت خام تولید می شود. LPG در آمریکا عمدتاً از 90% پروپان، 5/2% بوتان و هیدروکربنهای سنگین و مقدار کمی نیز اتان و پروپلین تشکیل شده است. گاز مایع فاقد رنگ، بو و مزه است و بطور کلی زیان آور نیست ولی در صورتیکه حجم زیادی از آن استشمام گردد باعث بیهوشی خواهد شد. به منظور آگاهی از نشت گاز مایع ترکیبات گوگرد دار بنام مرکاپتان شامل “اتیل مرکاپتان” و “متیل مرکاپتان” به گاز مایع افزوده می شود.

LPG در شرایط فشار و دمای عادی بصورت گاز است و تحت فشار atm10-8 ، اجزا آن به مایع تبدیل می شود. بنابراین نگهداری و حمل و نقل این محصول به سادگی امکان پذیر است. البته ترکیبات LPG برای مکانهای مختلف و در فصول مختلف متفاوت است. برای مثال گاز مایع ارائه شده به مصرف کنندگان در ایران در فصول مختلف بین (90-50) درصد بوتان و (50-10) درصد پروپان و تا 2% ترکیبات سنگین تر مثلاً پنتان دارد. به علت کیفیت سوخت گاز مایع LPG و کاهش انتشار آلاینده ها، استفاده از این سوخت در جهان به صورت فزاینده ای مورد توجه بوده و در کشورهای مختلف مانند ایتالیا (با 1500000 خودرو)، ژاپن، امریکا، انگلیس استفاده از این سوخت جایگزین مورد حمایت و تشویق دولتها می باشد.
مزایای LPG شامل در دسترس بودن ( درکشورهای تولید کننده)، ایمنی، نیاز به تغییرات جزیی در موتور خودروها و بازدهی مناسب سوخت می باشد. جهت مایع نمودن، این گاز در فشار حدود 8 تا 10 اتمسفر در مخازن فلزی با استحکام مناسب ذخیره می شود. چون این مخازن مجهز به شیر قطع جریان در صورت نشت از خطوط انتقال سوخت هستد استفاده از آنها ایمن تر از بنزین می باشد.
LPG به موتور محفظه احتراق به صورت بخار وارد می شود، لذا روغن را از دیواره سیلندرها نمی شوید، یا در شرایط سرد بودن موتور، روغن را رقیق نمی کند. همچنین، مواد آلاینده مانند اسید سولفوریک، یاذرات کربن را وارد روغن موتور نمی نماید.
بنابراین موتورهایی که با سوخت گاز مایع کار می کنند هزینه تعمیرات و نگهداری کمتری خواهند داشت. چون LPG دارای عدد اکتان بالا حدود (RON=105) می باشد قدرت موتور یا بازدهی سوخت بدون افزایش ضربه در موتور، با افزایش ضریب تراکم قابل افزایش است.

معایب LPG:
در مقایسه با بنزین، LPG دارای محتوای انرژی (energy content) کمتر است، لذا مخزن سوخت باید بزرگتر از مخزن بنزین بوده و بعلت اینکه مخزن تحت فشار می باشد سنگین تر خواهد بود و هزینه خودروهای با سوخت LPG بین 2000 –1000 دلار گرانتر از خودروهای بنزینی می باشد. البته قیمت LPG در سطح جهانی تقریبا” مشابه قیمت بنزین است.
با توجه به اینکه گاز مایع بعنوان محصول فرعی پالایشگاههای گاز و نفت تولید می شود لذا فراوانی منابع آن کاملاً محدود است. لذا بعنوان راه حل اساسی در کاهش الودگی و جایگزینی سوخت در بسیاری از نقاط جهان نمی تواند مطرح باشد.

به لحاظ ایمنی، چون گاز پروپان سنگین تر از هواست در صورت نشت، بصورت لکه روی سطح زمین باقی مانده و در آبهای زیرزمینی نیز نفوذ می کند. امکان شعله ور شدن آن روی سطح زمین نیز هست. لذا از این حیث باید در حمل و نقل و حین استفاده، نهایت دقت در جلوگیری از نشت LPG صورت گیرد.
از سایر معایب این سوخت می توان به افت قدرت موتور در موتورهای تبدیلی به میزان 10-15 درصد و عدم توانائی مناسب موتور در عبور از سربالائی ها اشاره نمود.
در موتورهای تبدیلی اگر موتور به طور مناسب تبدیل نگردیده باشد در تابستانها گاز بصورت خشک سوخته و باعث جوش آمدن موتور می گردد. و در زمستان نیز برای شروع و استارت موتور دارای مشکل بوده و باید با بنزین موتور تبدیلی روشن گردد.

انتشار گازهای آلاینده:
از دیدگاه زیست محیطی استفاده از LPG بصورت استاندارددارای کمترین چرخه حیات انتشار گازهای گلخانه ای در مقایسه با سایر سوختهای تجاری است. پتانسیل کاهش اوزون با استفاده از این سوخت به نصف بنزین کاهش می یابد، همچنین انتشار هیدروکربنهای نسوخته 3/1 اکسیدهای نیتروژن 20%، منواکسید کربن 60% در مقایسه با بنزین کاهش می یابد.

گاز از خام تا فرآورده :

سوختهای فسیلی شامل نفت و گاز در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج لایه های آن و با فشار چند صد اتمسفر بصورت ذخیره میباشند. گازهای طبیعی زیرزمینی یا به تنهایی و یا به همراه نفت تشکیل کانسار (معدن) می‌دهند. که در هر دو صورت از نظر اقتصادی بسیار گرانبها می‌باشد.
درصورت همراه بودن با نفت گازها در داخل نفت حل می‌شوند، و عمدتا نیز بهمین صورت یافت میگردد و در این رابطه مولفه های فیزیکی مواد – حرارت و فشار مخزن تاثیرات مستقیم دارند و نهایتا درصورت رسیدن به درجه اشباع تجزیه شده و بلحاظ وزن مخصوص کمتر در قسمت‌های فوقانی کانسار و بر روی نفت یا آب به شکل گنبدهای گازی (GAS DOME) قرار میگیرند.گاهآ درمخازن گازهای محلول در آب نیز مشاهده شده است .

گاز متان در حرارت و فشار موجود درکانسارها متراکم نمیگردد بنابراین همیشه بصورت گاز باقی مانده ولی در مخازنی که تحت فشار بالا هستند بشکل محلول در نفت در میاید . سایر اجزای گاز طبیعی در مخازن نسبت به شرایط موجود در کانسار در فاز مایع یا فاز بخار یافت میشوند. گازهای محلول در نفت بمثابه انرژی و پتانسیل تولیدمخزن بوده و حتی المقدور سعی میگردد به روشهایی از خروج آنها جلوگیری گردد ولی در هر حال بسیاری از گاز محلول در نفت در زمان استخراج همراه با نفت خارج میگردد .

در سالهای پیش از انقلاب در صد بالایی از آن از طریق مشعل سوزانده میشدو بهدر میرفت ولی در سالهای بعد تا بحال بتدریج و با اجرای طرهایی منجمله طرح آماک از آنها به عنوان تولیدات فرعی استحصالی از میادین نفت کشور بمنظور تزریق به مخازن نفتی – تولید مواد خام شیمیایی و سوختی با ارزش استفاده می‌کنند.

استخراج گاز
در ایران گاز طبیعی خام را از دو نوع چاه استخراج مینمایند .

1 – چاههای مسقل گازی – از قبیل میادین گاز پارس جنوبی – نار و کنگان – خانگیران – تابناک- حوزهای شانون، هما، وراوی و میدان گازى پازنان و غیره .
2 – چاههای نفت – از قبیل میادین اهواز – آغاجاری – مارون – گچساران – بی بی حکیمه – – رامشیر و غیره

ترکیبات گاز طبیعی خام

1 – گاز طبیعی خام که از چاههای مستقل گازی استخراج میگردد و هنوز فرایندهای سرچاهی و پالایشی را طی نکرده است عمدتا از هیدروکربور متان بعلاوه گاز اتان و همراه با هیدروکربورهای دیگر( سنگین و مایع) مانند پروپان – بوتان – و هیدروکربورهای سنگین تر یا چکیده نفتی (CONDENSATE) بعلاوه بنزین طبیعی ( NATURAL GASOLINE) و همچنین مقداری از ناخالصی های غیر هیدروکربوری شامل بخار آب (H2O), کربن دی اکسید(CO2) , کربن منواکسید (CO), نیتروژن (N), هیدروژن سولفید (H2S), هلیوم (HE) که درصد هر کدام بستگی به نوع مخازن دارد تشکیل شده است .
این چاهها اصولا قادر به تولید در اندازه های تجاری بوده و محصول آنها با نام گاز غیر همراه ( NON -ASSOCIATED GAS) نیز شناخته میگردند گازهای استخراجی از چاههای مستقل گازی یا نفت همراه ندارند و یا مقدارنفت همراه آن بسیار ناچیز میباشد.

گاز طبیعی خام استخراجی از چاههای مستقل گازی با خود مقداری شن – ماسه و آب شور بهمراه دارد که قبل از ارسال به تاسیسات پالایشی در مجموعه تاسیسات سر چاهی و توسط ساینده ها از گاز جدا میگردند.
دستگاههای گرمکن موجود در نقاط مشخصی درطول خط لوله تا مرکز جمع آوری نیز مانع از انجماد بخار آّب موجود در گاز میگردند زیرا در صورت نبود این تجهیزات ترکیبات جامد و نیمه جامد هیدرات های گاز طبیعی احتمالی(کریستالهای یخ) در روند کار سیستم گردآوری ایجاد مشکلات عدیده مینمایند.

2 – گاز طبیعی خام از چاههای نفت نیز بدو صورت استخراج میگردد.

الف – در صورتی که گاز، محلول در نفت خام باشد گاز محلول (SOLUTION GAS ) نام دارد.
ب – در تماس مستقیم ولی جدا از نفت باشد گاز همراه (ASSOCIATED GAS) نامیده می شود .

مشخصات و مزیتهای گاز طبیعی
گاز طبیعی(متان – CH4) حاصل از عملیات فرآورش نهایی دارا ی مشخصات بدون رنگ – بدون بو و سبکتر از هوا میباشد. ارزش حرارتی یک گاز، مقدار حرارتی است که در اثر سوختـن یک مترمکعب آن گاز ایـجاد می شود که بدین ترتیب ارزش حرارتی هر متر مکعب متان تقریبا معادل ارزش حرارتی یک لیتر نفت سفید میباشد و به عبارت دیگر چنانچه یک فوت مکعب از آن سوزانده شود معادل با 252 کیلو کالری انرژی حرارتی آزاد مینماید که از این لحاظ در مقایسه با دیگر سوختها بسیار قابل توجه میباشد . هیدروکربنها با فرمول عمومی CnH2n+2 اجزاء اصلی گاز طبیعی بوده و منابع عمده انرژی میباشند . افزایش اتمهای کربن مولکول هیدروکربن را سنگینتر و ارزش حرارتی آن افزونتر میسازد. ارزش حرارتی هیدروکربنهای متان و اتان از 8400 تا 10200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آنها می باشد .

ارزش حرارتی هیدروکربن پروپان برابر با 22200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن بوتان برابر با 28500 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می‌ باشد . گاز طبیعی شامل 85 درصد گاز متان و 12 درصد گاز اتان و 3 درصد گاز پروپان، بوتان، ازت و غیـره می باشد
گاز طبیعی حاصل از میادین گازی سرخس حاوی متان بادرجه خلوص 98 درصد میباشد. ارجحیت دیگر گاز گاز طبیعی(متان – CH4) به سایر سوخت ها آن است که گاز طبیعی تمیز ترین سوخت فسیلی است زیرا نه تنها با سوختن آن گاز سمی و خطرناک منواکسید کربن تولید نمیگردد بلکه جالب است بدانیم که ماحصل سوخت این گاز غالبا آب بهمراه حداقل میزان دی‌اکسیدکربن در مقایسه با تمام سوختهای فسیلی میباشد .

در یک تحقیق از میزان آلایندگی گاز طبیعی و دیگر سوخت های فسیلی یافته ها به شرح ذیل بودند . میزان انتشار co2 در گاز طبیعی 6/53 درصد، پروپان 67 درصد، بنزین 7/72 درصد، نفت گاز 76/2 درصد، نفت کوره 3/79 درصد و زغال سنگ 1/82 درصد به ازای یک واحد گرما(Kg co2/Gj) است لذا با توجه به موارد فوق می توان از آن به عنوان سوخت برتر – ایمن و سالم در محیطهای خانگی- تجاری و اداری که دارای فضاهای بسته و محدود میباشند استفاده نمود.

دمای احتراق خود به خود گاز طبیعی 649 درجه سانتی گراد است. دمای جوش متان 49/ 161 درجه سانتی گراد زیر صفر است .فرایند تبدیل گاز طبیعی به گاز مایع LN G در همین درجه حرارت صورت میگیرد.
یکی از عوامل مهم و مؤثر در کامل سوزی گاز طبیعی و آبی سوزی شعله تامین هوای کافی است. میزان هوای لازم جهت هر مترمکعب گاز طبیعی هنگام سوختن حدودأ 10 مترمکعب میباشد. آبی تر بودن شعله بمعنی دریافت بهتر و بیشتر هوا می باشد.

فرآورش گازطبیعی
مجموعه عملیات پیچیده ای است شامل فرایندهایی بقرار و ترتیب ذیل که در جریان آن بتوان گاز طبیعی را که شامل عمدتا متان بعنوان اصلیترین ماده و با درصد خلوص 80 تا 97 میباشد را بعنوان محصول نهائی پالایش نمود, صمن آنکه در این فرایندها علاوه بر استحصال گوگرد ترکیبات ارزشمند مایعات گازطبیعی (NATURAL GAS LIQUIds –NGL)شامل گاز مایع LPG)) و (CONDENSATE) که تمامآ در ردیف اقلام صادراتی نیزبشمار میایند جداسازی میگردند.

تفکیک گاز و نفت

گاز همراه با نفت
گازی که همراه نفت است الزاما باید از آن جدا شود تا نفت خالص و پایدار بدست آید. در صورتی که نفت و گاز استخراجی از چاه مستقیما به مخازن ذخیره نفت هدایت گردند.بعلت سبک و فرار بودن گاز مقداری از آن از منافذ فوقانی مخزن ذخیره خارج شده و در ضمن مقداری از اجزای سبک و گرانبهای نفت را هم با خود خارج می‌کند. از این رو نفت را پس از خروج از چاه و پیش از آنکه به مخزن روانه گردد به درون دستگاه تفکیک نفت و گاز هدایت می‌کنیم.
عملیات تفکیک گاز همراه از نفت خام اصولا با ابزار موجود در سر چاه و طی فرایندهای سرچاهی ، انجام می شود .این عمل توسط دستگاهی بنام جداکننده سنتی که هیدرو کربورهای سنگین و مایع را از هیدروکربورهای سبکتر و گازی تفکیک مینماید صورت میگیرد. سپس این دو هیدروکربن برای فرآورش بیشتر به مسیرهای مجزایی هدایت شده تا عملیات تصفیه ای لازم برروی آنها صورت گیرد.

این دستگاه به شکل یک استوانه قائم دربسته بوده که در آن با استفاده از نیروی گرانش ذرات گاز از هم باز و به اصطلاح منبسط می‌گردد، و در این ضمن از سرعت آن نیز کاسته می‌شود. وقتی فشار و سرعت گاز به مقدار زیادی کاهش یافت بخش انبوهی از گاز ، از نفت جدا می‌گردد. آنگاه گاز حاصل را توسط لوله بمخزن دیگری هدایت می‌کنند گازی که از دستگاه جدا کننده خارج می‌گردد، غالبا از نوع گاز تر بوده و حاوی مقدار زیادی بنزین سبک(طبیعی) نیز میباشد. بنزین سبک (طبیعی) به لحاظ آنکه دارا ی ارزش فراوانی میباشد الزاما باید در مراحل بعدی از گاز طبیعی جدا گردد .

گاز محلول در نفت خام

در مواردی که گاز در نفت خام محلول است مقداری از آن به جهت ماهیت گاز و تحت تاثیر کاهش فشار موجود در سر چاه از نفت جدا میگردد و سپس این دو گروه از هیدروکربنها برای فرآورش بیشتر هر یک به مجاری مخصوص بخود فرستاده می شوند.

1– تفکیک مایعات گازی
این فرایند اولین مرحله از مجموعه عملیات پالایش گاز طبیعی خام میباشد . در به عمل آوری مایعات گازطبیعی فرایندی سه مرحله ای وجود دارد. زیرا ابتدا مایعات (NGL) توسط جاذب NGL از گازطبیعی استخراج و سپس ماده جاذب طی فرایند دوم قابلیت استفاده مجدد (مکرر) را در فرایند ابتدایی کسب مینماید و نهایتا در فرایند سوم عناصر تشکیل دهنده و گرانبهای این مایعات نیز باید از خودشان جدا سازی شده و به اجزای پایه ای تبدیل گردند . که این فرایند در یک نیروگاه فرآورش نسبتا متمرکز بنام کارخانه گاز مایع بر روی مایعات حاصل انجام می شود. بخش اعظم مایعات گازی درمحدوده بنزین و نفت سفید می باشد . ضمن آنکه میتوان فرآورده های دیگری مانند حلال و سوخت جت و دیزل نیز از آن تولید نمود. مواد متشکله در مایعات گازطبیعی (NGL) عبارتند از .

1- 1 اتان – ماده ای است ارزشمند و خوراک مناسب جهت مجتمع های پتروشیمی و تبدیل آن به ماده ایی با ارزش بیشتر به نام اتیلن و پلی اتیلن . گازطبیعی میدان پارس جنوبی حدودآ حاوی شش درصد اتان میباشد که با جداسازی آن و ساخت اتیلن و پلی اتیلن مزیت های اقتصادی فراوانی برای کشورمان ایجاد می شود. کاربردفناوری تفکیک اتان از مایعات گازی در ایران بسیار جدید است و هم اکنون در فازهای 4و5 پارس جنوبی بکارگرفته میشود

1- 2 گاز مایع (LPG) – گاز مایع عمدتآ شامل پروپان و بوتان بوده که آن را میتوان با پالایش نفت خام نیز بدست آورد. ضمنآ در فرایند شکست ملکولی (کراکینگ) نفت خام و یا فرایند افزایش اکتان بنزین (ریفرم کاتالیستی) نیز این ماده ارزشمند به صورت محصول جانبی حاصل می شود . درصد پروپان و بوتان موجود در گاز مایع (LPG) که مصارف سوختی در خودرو (کمتر) و در منازل (بیشتر) دارد متغیر بوده بطوری که در فصل گرم پروپان کمتر و در فصل سرد پروپان بیشتر خواهد بود در فصل سرد افزایش در صد پروپان به علت سبکتر بودن باعث تبخیر بهتر سوخت میگردد . معمولا درصد پروپان در گاز مایع بین 10 الی 50 درصد متغیر است .

1- 3 کاندنسیت ( condensate) شامل ترکیبات سنگینتر از بوتان ( (C4H10 – مولکولهایی دارای اتمهای کربن بیشتر و حالت مایع درشرایط اتمسفر را شامل میگردند. این ترکیبات را میتوان بمنظور صادرات پس از تثبیت فشار بخار و تنظیم نقطه ی شبنم طبق مشخصات اعلام شده متقاضی (خریدار) به مخازن انتقال یافته و بمحض تکمیل ظرفیت مخزن صادر شوند. ولی این گروه از هیدرکربورها بلحاظ ارزشمندی بیشتری که نسبت به دیگر محصولات جدا شده دارند مقرون به صرفه است که طی فرایند دیگری در پالایشگاه کاندنسیت به سوختهایی تبدیل گردد که تا کنون در پالایشگاههای نفت از پالایش نفت خام حاصل میگردید ولی اینبار همراه با مزیتهایی که خواهد آمد . با توجه به اینکه پالایشگاه 500 میلیون دلاری کاندنسیت (مایعات گازی) در امارات متحده عربی بخشی ازخوراک مورد نیاز خود را از ایران تامین مینماید و حجم فراوان مایعات گازی که با بهره برداری از فازهای پارس جنوبی و دیگر پالایشگاههای گاز کشور حاصل میگردد، احداث پالایشگاه های کاندنسیت با امکاناتی شامل یک برج تقطیرو چند فرآیند تصفیه و ریفرمینگ کاتالیستی بنا به مزیتهای موجود در ذیل بسیار حائز اهمیت میباشد .

1 – تولید بنزین بیش از دو برابر بنزین تولیدی در پالایشگاههای نفت.
2 – بدون تولید اندکی از نفت کوره و طبعا رفع مشکلات ناشی از تولید این فراورده ضمن آنکه باقیمانده های تقطیر مایعات گازی نیز به محصولات میان تقطیر و سبک تبدیل میگردد .
3 – در ازای تخصیص نیمی از تجهیزان موجود در پالایشگاه های نفت خام به پالایشگاه کاندنسیت میتوان محصولات با ارزش بیشتری تولید نمود .
4 – هزینه تولید هر واحد محصول دراین نوع پالایشگاه، بسیار پایین تراز پالایشگاه نفت خام است.
5 – میزان سرمایه گذاری در مقایسه بااحداث پالایشگاه نفت خام حدوداً به نصف میرسد.
6 – درصورتی که مجموعه مایعات گازی تولیدی کشور به تولید بنزین و فراورده های دیگر اضافه شود، تا سال 1390 نیازی به واردات بنزین نخواهد بود

درحال حاضر کلیه مایعات گازی تولیدی در دو بخش صنایع پتروشیمی و پالایشگاه ها جهت خوراک مورد استفاده قرارگرفته و بخش سوم آن نیز صادر میگردد . مایعات گازی حاصل از پالایش گازهای ترش نیز ترش بوده و حاوی درصد فراوانی از هیدروژن سولفید و مرکپتان میباشد . بنابراین بعد از تقطیر و تهیه فراورده ها نیاز به فرایندهای پالایشی جهت زدودن و یاکاستن از میزان گوگرد و مرکپتان موجود دارند
هم اکنون پالایشگاه قدیمی مایعات گازی در بندرعباس روزانه 260 هزار بشکه نفت خام و 20 هزار بشکه مایعات گازى را فرآورش میکند . احداث پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس به شرکت سرمایه گذاری نفت سپرده شده و مطالعات آن در حال انجام است. پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس و با ظرفیت 360 هزار بشکه احداث میگردد . و تا کنون طراحی بنیادی و اخذ دانش فنی آن طبق برنامه توسط شرکت ملی مهندسی و ساختمان نفت به پایان رسیده است .

قدیمیترین پروژه از این دست پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد(خانگیران) است که پیشینه 20 ساله دارد . درآن زمان پیشنهاد داده شد که مایعات تولیدی از میادین شمال شرقی( خانگیران )در واحدهای تقطیر به فرآورده های نفتی همچون حلال های ویژه نفتی ، نفتا ، نفت سفید و گازوئیل مرغوب تبدیل شود. پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی خانگیران مورد تایید برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران نیز قرارگرفت . شرکت ایتالیایی I.M.S در سال 1380طی یک مناقصه مسئولیت ساخت واحدهای تقطیر را بدست گرفت . این شرکت در همان سال (1380 ) مشغول ساخت دستگاه های مربوطه شد که بنا به پیش بینی مجری وقت طرح های پالایش گاز شرکت ملی گاز ایران حداکثرتا یک سال بعدبه اتمام می رسد . که خوشبختانه جدیدآ خبر ها حکایت از راه اندازی این تاسیسات دارد .

2- حذف دی اکسیدکربن و سولفور

بعد از جداسازی مایعات گازی از گاز طبیعی خام دومین قسمت از فرآورش گاز نیز صورت میگیرد که شامل جداسازی دی اکسید کربن و سولفید هیدروژن است. گازطبیعی بسته به موقعیت چاه مربوط مقادیر متفاوتی از این دو ماده را شامل میگردد.
فرایند تفکیک سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن از گازترش، شیرین کردن گاز نامیده می شود. سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن را میتوان سوزاند و از گوگرد نیز صرفنظر نمود ولی این عمل باعث آلودگی شدید محیط زیست میگردد . با توجه به اینکه سولفور موجود در گاز عمدتآدر ترکیب سولفید هیدروژن ((H2S قرار داردحا ل چنانچه میزان سولفید هیدروژن موجود از مقدار 7/5 میلیگرم در هر متر مکعب گازطبیعی بیشتر باشد به آن گاز ترش اطلاق میگردد. وچنانچه از این مقدار کمتر باشد نیاز به تصفیه نمیباشد.

سولفور موجود درگازطبیعی به علت دارا بودن بوی زننده و تنفس های مرگ آور و عامل فرسایندگی خطوط لوله انتقال، گاز را غیر مطلوب و انتقال آن را پر هزینه میسازد. تکنیکهای مورد استفاده در فرایند شیرین سازی گاز ترش موسوم به «فرایند آمین» که متداولترین نوع در عملیات شیرین سازی میباشد تشابه فراوانی با فرایندقبل( جاذب NGL) و فرایند بعدی خود یعنی نم زدایی توسط گلایکول دارند . مواد مورد استفاده دراین فرایند انواع محلول های آمین میباشد. دراین نوع فرایندها اغلب از دو محلول آمین باسامی مونو اتا نو ل آمین (MEA) و دی اتا نو ل آمین (DEA ) استفاده میگردد.

گاز ترش از میان برجی که با محلول آمین پر شده است جریان داده میشود .تشابه خواص ملکولی محلول آمین با سولفور موجود در سولفید هیدروژن باعث میگردد تا بخش عمده ای از مواد سولفوره جذب محلول گردد و سپس این محلول با شرکت در فرایند ثانوی ضمن جداسازی از سولفید هیدروژن جذب شده مجددا قابل بهره برداری در فرایند ابتدایی میگردد . روش دیگری در رابطه با شیرین سازی گاز ترش با استفاده از جاذب های جامد برای جداسازی دی اکسیدکربن و سولفید هیدروژن نیز وجود دارد. دی اکسیدکربن حاصل از فرایند از طریق مشعل وارد محیط شده و طبعآ آلودگی هایی از خود بجا میگذارد که اجتناب ناپذیر میباشد . ولی سولفید هیدروژن حاصل از فرایندقبل پس از انتقال به واحد گوگرد سازی با شرکت در فرایندی کاتالیستی و با واکنشهای گرمایی بنام فرایند کلاوس سولفور موجودرا بصورت مایع آزاد مینماید. مایع حاصل بعد ازانتقال به واحددیگری و بعد از عملیات دانه بندی و انبار میشود این فرایند تا 97 درصد سولفور موجود در گاز طبیعی را باز یافت مینماید. این ماده که سولفور پایه نامیده میشود بشکل پودر زرد رنگ بوده و آن را میتوان داخل محوطه پالایشگاه یا خارج از آن مشاهده نمو د. البته نظر به نیازبازار جهانی ، سولفور موجود بعد از استخراج و تصفیه و آماده سازی کامل جزو اقلام صادراتی محسوب و جداگانه به بازار عرضه می گردد .

مرکاپتان ها گروه دیگری از ترکیبات گوگرد دار میباشند که بایداز ترکیب گاز قابل مصرف توسط فرایندی از نوع غربال مولکولی جداسازی گردد .ازآنجاییکه سیستم لوله کشی های مشترکین فاقد هشدار دهنده های نشت گاز میباشد ضرورتآ و به همین منظور مقدار اندکی از آن که منجر به ضایعات در خطوط لوله نگردد را درترکیب گاز بجا میگذارند تا بکمک این مواد بودار (بوی تخم مرغ گندیده ) مصرف کننده از وجود نشتی در لوله های گاز آگاه گردد.

در همین رابطه در ایستگاههای CGS نیز بطور جداگانه مقداری مرکاپتان به جریان گاز تزریق میگردد . گاز میادین پارس جنوبی – نار و کنگان – سرخس و گاز همراه میدان آغاجاری از نوع ترش بوده و لذا حاوی مقدار معتنابهی گوگرد میباشد.
گاز میادین تابناک – شانون، هما، وراوی و گاز همراه میادین مارون و اهواز از نوع شیرین بوده و طبعا بعلت فقدان گوگرد و حذف فرایندهای مربوطه نسبت به گار میادین دیگر با ارزشتر میباشد.

3- نم زدایی یا رطوبت زدایی

3– 1 – رطوبت زدایی با محلول گلایکول
علاوه بر تفکیک نفت با گاز مقداری آب آزاد همراه با گازطبیعی وجود دارد که بیشتر آن توسط روش های جداسازی ساده در سر چاه یا در نزدیکی آن از گاز جدا می شود. در حالیکه بخار آب موجود در محلول گاز میبایست طی فرایندی بسیار پیچیده تحت عنوان عملیات نم زدایی و یا رطوبت زدایی از گازطبیعی تفکیک گردند .
در این فرایند بخار آب متراکم و موجود در سطح توسط ماده نم زدا جذب و جمع آوری میگردد. نوع متداول نم زدایی جذب (absorption) با عنوان نم زدایی گلایکول که ماده اصلی این فرایند میباشد شناخته می شود. در این فرایند، از مایع نم زدای خشک کننده حاوی گلایکول برای جذب بخار آب از جریان گاز استفاده می شود. دراین نوع فرایند اغلب از دو محلول گلایکول باسامی دی اتیل گلایکول (DEG) یا تری اتیل گلایکول (TEG) استفاده میگردد.
خواص ملکولی ماده گلایکول شباهت بسیاری با آب دارد لذا چنانچه در تماس با جریانی از گازطبیعی قرار گیرد، رطوبت آب موجود در جریان گاز را جذب و جمع آوری مینماید. ملکولهای سنگین شده گلایکول در انتهای تماس دهنده جهت خروج از نم زدا جمع و خارج میشو ند سپس گازطبیعی خشک نیزاز جانب دیگر به بیرون از نم زدا انتقال می یاید.
محلول گلایکول را از میان دیگ بخار به منظور تبخیر نمودن آب محلول در آن و آزاد کردن گلایکول جهت استفاده مجدد آن در فرایندهای بعدی نم زدایی عبور میدهند. این عمل با بهره گیری از پدیده فیزیکی یعنی وجود اختلاف در نقطه جوش آب تا 212درجه فارنهایت (100 درجه سانتیگراد ) و گلایکول تا 400 درجه فارنهایت صورت میگیرد.

3– 2 رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد
رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد که معمولا مؤثرتر از نم زداهای گلایکول هستند نیز با استفاده از روش جذب سطحی صورت میگیرد . جهت این کار به حداقل دو برج یابیشتر نیاز میباشد که بکمک یک ماده خشک کننده جامد شامل آلومینا یا ماده سیلیکاژل پرشده است. نم زدایی با ماده خشک کننده جامد اولین شیوه نم زدایی گازطبیعی با استفاده از روش جذب سطحی است گازطبیعی از داخل این برج ها، از بالا به پایین عبور داده میشوند. گازطبیعی دراین فرایند ضمن عبور از اطراف ذرات ماده خشک کننده رطوبت های موجود در جریان گازطبیعی به سطح ذرات ماده خشک کننده جذب میگردد و باتکمیل این فرایند تقریبا تمام آب توسط ماده خشک کننده جامد جذب شده و نهایتا گاز خشک از انتهای برج خارج شود.

این نوع از سیستم نم زدایی از آنجاییکه در رابطه باحجم فراوان گاز تحت فشارهای بالا مناسب هستند معمولا در انتهای یک خط لوله در یک ایستگاه کمپرسور قرار دارند. در این سیستم نیز همانند گلایکول در روش اول ماده خشک کننده جامد بعد از اشباع شدن از آب جهت احیاء و استفاده های مکرر از سیستمهای گرمکن با درجه حرارت بالا جهت تبخیر بخار آب موجود در گلایکول بکار گرفته میشوند .
گازطبیعی اینک با طی تمام مراحل تصفیه به طور کامل فرآورش و برای مصرف آماده گردید لذا در پایان با تقویت فشار آن تا حدود 1000 psi و پس از محاسبه حجم آن توسط سیستم اندازه گیری به خط لوله خروجی پالایشگاه هدایت و تحویل مدیریت منطقه عملیات انتقال گاز مربوطه میگردد.

انتقال گاز

انتقال گاز برای فواصل طولانی همواره با مشکلات خاصی روبرو میباشد. امروزه تکنولوژی LNG به عنوان راهکاری کاملاً اقتصادی و قابل اطمینان در این زمینه مطرح است. اما پیشرفت‌های اخیر در زمینة استفاده از سایر تکنولوژی‌ها نیز باعث گردیده است که روش‌هایی نظیر CNG و هیدرات هم به عنوان راه‌حلی برای انتقال گاز به فواصل طولانی مطرح گردند.
این مطلب سعی نموده تا تحلیلی از وضعیت این تکنولوژی‌ها ارایه دهد: بدون شک گاز طبیعی منبع مهم تامین انرژی در قرن جدید است. امروزه تکنولوژی‌های بسیاری برای استحصال، انتقال و به‌کارگیری از منابع گازی رشد یافته‌اند.
توسعة سریع صنعت گاز نیز تاثیرپذیر از تکنولوژی‌های مهمی بوده است که از اواسط قرن بیستم مطرح شده‌اند. انتقال گاز طبیعی به واسطة ماهیت گازی آن عموماً با دشواری مواجه است و حتی استفاده از ساده‌ترین روش انتقال یعنی خطوط لوله در فواصل طولانی با مشکلات زیادی روبرو می‌شود. با توجه به توانایی های موجود تکنولوژی برای انتقال گاز به فواصل دوردست، روش LNG گاز طبیعی مایع‌شده به عنوان یک روش اقتصادی توانسته دشواری حمل گاز را مقدار زیادی مرتفع سازد.
برخی از کارشناسان تبدیل گاز به فراورده های مایع (GTL) را نیز راهکاری مناسب جهت انتقال گاز به بازارهای دوردست بیان می نمایند؛ زیرا معتقدند با وجود این که هنوز تکنولوژی GTL به طور گسترده مورد استفاده کشورهای دارنده گاز قرار نگرفته است، حمل فرآورده های مایع به بازارهای مصرف بسیار ساده تر و کم هزینه‌تر از روش تبدیل به LNG می باشد.
علاوه بر آن فرآورده های مایع گاز را به سهولت می توان در بازار مصرف به فروش رساند ولی به دلیل نوع خاص تقاضای LNG که به تاسیسات دریافت خاصی نیازمند است, فروش LNG همواره دشواری بیشتری دربردارد

به واسطه هزینه های بالا برای انتقال گاز طبیعی در هر یک از تکنولوژی های فوق الذکر, تحقیق و پژوهش برای یافتن راهکارهای دیگر همواره ادامه دارد. در این راستا علاوه بر تکنولوژی LNG و GTL، تکنولوژی‌های CNG و هیدرات نیز ممکن است بتوانند به عنوان راهکاری مناسب و ارزان برای انتقال گاز مطرح شوند.
تکنولوژی CNG تکنولوژی CNG یا گاز طبیعی فشرده شده، برای انتقال گاز طبیعی در مسافت‌های طولانی، قابلیت مهمی به شمار می رود. CNG را می‌توان در کشتی‌های مخصوصی ذخیره و سپس به مقاصد مورد نظر حمل نمود. اگرچه یک کشتی حامل CNG نمی‌تواند گاز را به مقادیر بارگیری شده در کشتی‌های LNG انتقال دهد، ولی روش مایع‌سازی و همچنین تبدیل مجدد به گاز در تکنولوژی CNG سهل‌تر و بسیار کم‌هزینه‌تر از LNG است. ذخیره‌سازی گاز در کشتی‌های CNG به صورت نگهداری گاز در لوله‌هایی با تحمل فشار 3000-1500 psi و به قطر 18 تا 36 اینچ می‌باشد.

این لوله‌ها که به‌صورت افقی و عمودی در کشتی تعبیه شده‌اند, توانایی ذخیره سازی مقادیر زیادی گاز را در خود دارند. برای کاهش خطرات احتمالی, دمای این لوله‌ها در 20- درجه سانتی‌گراد حفظ می‌شود. به دلیل فشار بالای CNG در مخازن لوله‌ای شکل، بالابودن احتمال خطر انفجار از مشکلات اساسی عملی‌نشدن کاربرد وسیع تکنولوژی CNG در جهان می‌باشد. امروزه استفاده از تکنیک‌های جدید در ساخت کشتی‌های CNG یعنی به‌کارگیری لوله‌هایی به قطر 6 اینچ که به‌صورت قرقره‌های بزرگ در درون کشتی تعبیه می‌شوند، پیشنهاد شده است. این کشتی‌ها توانایی ذخیره‌سازی بیشتری از گاز را در خود دارند.

تکنولوژی CNG برای انتقال گاز مخازن آب‌های عمیق که عملاً انتقال گاز آنها با خط لوله به ساحل با دشواری و هزینه بالا روبرو است, می‌تواند کاربرد یابد. سادگی فرایند تولید CNG و تکنولوژی‌ ساده‌تر ساخت کشتی‌های حمل آن نسبت به LNG, طرح‌های CNG را به عنوان گزینة بالقوه‌ای برای انتقال گاز مطرح نموده است. با توجه به شرایط موجود تکنولوژی CNG, استفاده از آن تنها برای انتقال گاز تا فواصل 2500 مایل مطمئن به نظر می‌رسد. تحقیقات در زمینة استفاده از تکنولوژی CNG برای انتقال گاز طبیعی در کشورهای آمریکا و استرالیا همچنان ادامه دارد. تکنولوژی هیدرات هیدرات جامدی است بلوری که از مولکول‌های آب تشکیل شده است و در حقیقت مولکول‌های گاز در درون آن به دام افتاده‌اند. گازهای زیادی هستند که قابلیت تشکیل هیدرات را دارند. از آن جمله می‌توان به هیدروکربن‌هایی با تعداد اتم‌های پایین نظیر متان اشاره کرد. شرایط تشکیل هیدرات عبارتند از:

1- فشار و دمای مناسب 2- وجود مولکول آب 3- وجود مولکول گاز از دهة 1960 که هیدرات گازی به عنوان عاملی مزاحم در خطوط لوله گاز به‌وجود آمد, ایده انتقال گاز طبیعی به‌وسیلة هیدرات در ذهن بسیاری از دانشمندان شکل گرفت. به دلیل آنکه دمای حمل هیدرات بالاتر از دمای حمل LNG می‌باشد، هیدرات گازی را به سهولت می‌توان انتقال داد. از این رو تکنولوژی ساخت کشتی‌های حمل هیدرات پیچیدگی بسیار کمتری نسبت به کشتی‌های حمل LNG خواهد داشت و تاسیسات تولید هیدرات بسیار ساده‌تر از تاسیسات LNG می‌توانند طراحی گردند.
اما مشکل اساسی, حجم کمتر گاز منتقل شده می‌باشد. براساس مطالعات انجام شده در این زمینه, هر یک متر مکعب هیدرات, 175 متر مکعب گاز را در خود جای می‌دهد. در صورتیکه در تکنولوژی LNG کاهش حجم به یک ششصدم می‌رسد و این موضوع در اقتصادی‌بودن طرح‌های انتقال گاز به‌خصوص فواصل دوردست بسیار پراهمیت است.

با این وجود, هنوز امیدهای زیادی وجود دارد تا هیدرات به عنوان یک راه‌حل کاملاً اقتصادی جهت انتقال گاز به کار رود. در این زمینه, شرکت BP با همکاری مراکز علمی دیگر مانند دانشگاه گودسن در حال ساخت پایلوتی است که توان تولید روزی 100 کیلوگرم هیدرات را دارد. جمع‌بندی آنچه مسلم است پیشرفت‌های تکنولوژی در زمینه هیدرات و CNG همچنان ادامه دارد ولی گمان می‌رود تا سال 2020, راه­حل مطمئن و اقتصادی برای انتقال گاز طبیعی به مناطق دوردست، استفاده از تکنولوژی‌ LNG و یا تبدیل به فرآورده‌های مایع GTL و حمل آن به مناطق موردنظر ‌باشد. تکنولوژی CNG در صورت کاهش‌دادن خطر انفجار در هنگام انتقال آن، می‌تواند رقیبی برای تکنولوژی ‌LNG در فواصل کوتاه‌تر (2500مایل) باشد. برای کشورهایی نظیر کشور ما که دارای ذخایر عظیم گازی است، تحقیق و توسعه در زمینه طرح‌های هیدرات و CNG به عنوان راهکارهای جدید انتقال گاز، حرکت مهمی در تحقیق و پژوهش صنعت گاز می تواند به شمار رود.

ضرورت های استفاده از گاز CNG

مخازن بازیافت

برای این که پس از خاموش شدن کمپرسور به هر دلیلی گاز فشرده شده در پشت سیلندرها باقی نماند، لوله کشی جداگانه به مخزن بازیافت انجام می پذیرد. گاز تخلیه شده در این مخزن دوباره به وسیله رگولاتوری به جریان ورودی بازگردانده می شود.

مخازن
در مرحله پایانی تراکم گاز با فشاری در حدود (psi)3600 یا 250 بار کمپرسور را ترک می کند. خودروها با فشاری حدود 200 بار سوخت گیری می کنند. نصب یک مخزن فشار بالا در ایستگاه زمان سوخت گیری به میزان عمده ای از کاهش و خاموش و روشن شدن های پی در پی کمپرسور پیشگیری می کند و در نتیجه عمر کاری کمپرسور افزایش می یابد. مخازن ذخیره سازی CNG در ایستگاه را معمولاً به سه دسته تقسیم می کنند. این سه دسته عبارتند از:

سیلندرهای فشار بالا (High pressure)، سیلندرهای فشار متوسط (Medium Pressure) و سیلندرهای فشار پایین (Low Pressure).

با این آرایه مخازن ذخیره در جایگاه های سوخت گیری، گازرسانی به مخزن سوخت خودروها در زمان کمتری انجام می شود و بسته به فشار و مقدار گاز موجود در مخزن خودرو به صورت آبشاری (Cascade) ابتدا از سیلندرهای ذخیره فشار پایین، سپس از سیلندرهای فشار متوسط و در پایان از سیلندرهای ذخیره فشار بالا سوخت گیری انجام می شود.
سامانه اولویت بندی سوخت گیری، وظیفه کنترل و هدایت گاز فشرده شده از مخازن به توزیع کننده ها(dispensers) را بر عهده دارد و مخازن خالی شده را به ترتیب نیاز، پر می کند.

توزیع کننده(Dispenser)
گاز فشرده شده از طریق نازل های توزیع کننده ها وارد خودرو می شود. سیستم های کنترلی پیشرفته ای روی Dispenser ها نصب شده اند که می توان به کمک آنها میزان سوخت تزریقی را اندازه گیری کرد. حس گرهای توزیع کننده این قابلیت را دارند که زمان پرشدن مخزن CNG خودرو را حس و تزریق سوخت را متوقف کنند تا از سرریز سوخت پیشگیری شود. معمولاً فشار گاز psig 3600 در کمپرسورها تولید می شود و فشار سوخت گیری psig 3000 حدود (200 بار) است. ظرفیت مخازن معمول در خودروها در دمای F ْ 70، psig 3600، 3000 و 2400 است. برای حجم ثابتی از گاز، فشار و دمای آن به طور مستقیم به هم وابسته اند، یعنی با افزایش دما فشار نیز افزایش خواهد یافت. این نکته اهمیت به سزایی دارد و می باید در طراحی مخازن در نظر گرفته شود.
دمای گاز درون مخزن به دلیل اصطکاک میان خود مولکول های گاز و مولکول های گاز و جدار سیلندر به هنگام سوخت گیری افزایش خواهد یافت، در نتیجه پس از کاهش دما، امکان افت فشار خواهیم داشت. در توزیع کننده های پیشرفته تر سعی بر این است که این افت فشار کاهش یابد، اما هنوز تحقیقات کاربردی در این زمینه ادامه دارد.

توزیع کننده ها دارای بخش های متفاوتی هستند که در اینجا برخی از آنها را شرح می دهیم:

جریان سنجی(flowmeter): مقدار گاز وارد شده به خودرو را محاسبه می کند.
تئوری عملکرد این حس گرها شتاب کوریولیس است. حس گرهای دیگری نیز وجود دارند که سرعت صوتی گاز در یک گلوگاه ونتورتی را اندازه می گیرند و به این وسیله میزان جرم گاز را تعیین می کنند. سنجش با استفاده از میزان کیلوگرم گاز مصرفی، بسیار دقیق و مناسب تر خواهد بود و برخلاف تصورعمومی که قیمت گاز از قیمت سوخت مایع معادل بالاتر است، زیرا یک کیلوگرم گاز 50 درصد بیشتر از یک لیتر گازوییل انرژی دارد، گاز طبیعی به لحاظ صرفه اقتصادی بسیار مناسب است. محل نصب توزیع کننده می باید تاحد امکان نزدیک به خودرو باشد تا از دقت این وسیله کاسته نشود.

حس گرهای فشار
روی شیلنگ های توزیع کننده نصب می شوند تا فشار درون مخازن خودروها را اندازه بگیرند. معمولاً به دلیل سرعت بالای گاز در داخل لوله های توزیع کننده، حس گرها نمی توانند فشار دقیق مخازن خودروها را ثبت کنند.

صفحه نمایش
میزان گاز انتقال یافته به مخزن خودرو را به اپراتور نشان می دهد و بسته به نوع بورد الکترونیک، قیمت کل و قیمت هر واحد سوخت را نیز می تواند نمایش دهد.
میزان گاز تزریقی می تواند بر حسب جرم(پوند یا کیلوگرم) حجم (scf) ظرفیت گرمایی و یا میزان گالن گازوییل یا بنزین معادل محاسبه شود.

اتصال های قطع کننده
هنگام بروز خطر یا دورشدن ناگهانی خودرو در حالی که شیلنگ به خودرو متصل است، بی درنگ جدا می شود و جریان قطع می شود.

شیلنگ
شیلنگ های ایستگاه های CNG معمولاً از فولاد ضد زنگ و مواد مصنوعی به همراه پلاستیک فلوئوری ساخته می شوند. جنس مواد شیلنگ هادی الکتریسیته ساکن است و 5/1 برابر فشار پیشنهادی سازنده تست می شود.

نازل سوخت رسانی
نازل ها معمولاً از مواد مقاوم در برابر خوردگی ساخته می شوند و به وسیله برنج و آهن ضدزنگ سخت کاری می شوند. *****ی برای جلوگیری از ورود ذرات خروجی نیز در نازل ها تعبیه می شود.

از طبیعی فشرده (CNG) یکی از مناسب ترین و در دسترس ترین جانشین های بنزین به شمار می آید، به ویژه در ایران که با بهره برداری از همه منابع شناسایی شده تا حدود ۱۷۰ سال گاز طبیعی با بهای ثابت خواهد داشت، سوختی ایده آل است و در صورت گسترش مصرف، کشور را از واردات بنزین بی نیاز می سازد.

گاز طبیعی نیز سوختی فسیلی است که به صورت گاز و یا گاز همراه با چاه های نفت یا مایعات حاوی گاز از چاه ها استخراج می شود. گاز طبیعی به طور عمده از متان (CH۴) تشکیل شده و دارای مقادیر ناچیزی اتان (C۶H۶)، پروپان(C۳H۸)، بوتان (C۴H۱۰) و پنتان(C۵H۱۲) است. متان، بی رنگ و بی بو است و با شعله ای کم رنگ و نسبتاً روشن می سوزد.

گاز طبیعی تمیز ترین سوخت فسیلی است، زیرا به طور عمده فقط بخار آب و دی اکسید کربن تولید می کند. دمای احتراق خود به خود گاز طبیعی 649 درجه سانتی گراد است که 315 درجه سانتی گراد بالاتر از دمای خود اشتعالی بنزین است.

گاز طبیعی فشرده، سوختی قابل استفاده در خودروها است و نسبت به بنزین مزیت ها و معایبی دارد. این سوخت اکتان بالایی دارد، تمیز می سوزد، قابل اندازه گیری است و معمولاً میزان تولید گازهای خروجی آن پایین است.

اصولاً دو نوع جایگاه سوخت گیری CNG متداول برای خودروها وجود دارد: جایگاه های سوخت گیری سریع و سوخت گیری آرام. در جایگاه های سوخت گیری سریع، زمان سوخت گیری خودروها کم است(2 تا 3 دقیقه برای هر خودرو). در جایگاه های سوخت گیری آرام، عملیات سوخت رسانی به خودرو در 6 تا 8 ساعت انجام می شود و برای سوخت گیری در پارکینگ منازل یا مکان هایی که خودروها در طول شب پارک می شوند، مناسب است.

ایستگاه CNG، گاز مورد نیاز خود را از شبکه گاز شهری دریافت می کند. نخست گاز وارد اتاقک(metering) و میزان گاز ورودی اندازه گیری و ***** می شود، سپس گاز ***** شده وارد دستگاه هایی به نام خشک کن(Dryer) می شود. این دستگاه را می توان در انتهای مسیر نیز قرار داد، اما حالت بهینه استفاده از آن در ابتدای خط است. کار دستگاه خشک این است که رطوبت موجود در شبکه گاز شهری را جذب کند و گاز خشک شده ای را به درون کمپرسور می فرستد. دلیل این امر این است که آب بزرگ ترین دشمن تجهیزات CNG است. آب می تواند سبب خوردگی اتصالات و جدار داخلی سیلندرها شود.

آب موجود در گاز فشرده در فشار 200 بار در 15 درجه سانتی گراد یخ می زند و تشکیل بلورهای یخ می تواند موجب انسداد اریفیس های کوچک و یا خطوط انتقال گاز طبیعی فشرده شود. خشک کن های مورد استفاده در جایگاه های CNG معمولاً از نوع جذبی هستند و درون برج های دو قلوی آنها معمولاً مواد جذب کننده رطوبت مانند گلیکول یا سیلیکازل قرار داده می شود که با یک سیستم کنترلی به طور متناوب، عمل جذب رطوبت گاز ورودی را انجام می دهند.

پس از این مرحله، کمپرسور گاز خشک را می مکد و در 3 تا 4 مرحله گاز را از فشار حدود 250-220(psi) به 3000 تا 3600(psi) می رساند. کمپرسورهای مورد استفاده در ایستگاه های سوخت رسانی CNG معمولاً از نوع رفت و برگشتی هستند که دارای مزیت های سهولت تعمیرات به دلیل اشتراک سازکار کار آنها با بسیاری از کمپرسورهای رفت و برگشتی در صنایع دیگر، امکان ساخت به صورت یک یا چند مرحله ای در یک پوسته واحد، کارآیی قابل قبول این کمپرسورها در حد بالا و دبی های نسبتاً پایین و امکان استفاده از موتورهای گازسوز یا موتورهای الکتریکی به عنوان نیروی محرک است.

از معایب آنها بزرگی ابعاد و ارتعاش های زیاد آنها است که می باید به عنوان عوامل اساسی به هنگام محاسبه شاسی ، قاب و خود پوسته کمپرسور لحاظ شوند. گاز در هر مرحله فشرده سازی به دلیل اصطکاک مولکول های گاز با یکدیگر و با جدار سیلندرها به شدت گرم می شود؛ در نتیجه می باید در میان مسیر عبور آن خنک کن میانی یا intercooler قرار داد. این کولرها می باید توان جذب 85 تا 90 درصد گرمای حاصل از عمل فشرده سازی در هر مرحله را داشته باشند. کولرها به صورت هوا خنک (با کمک فن و فین های خنک ساز)یا آب خنک (با استفاده از رادیاتور) انتخاب می شوند. یاتاقان ها و رینگ های پیستون ها می باید پیوسته روغن کاری شوند که انواع روغن کاری به دو دسته روغن کاری تحت فشار و روغن کاری پاششی تقسیم می شود. روغن کاری تحت فشار، روش بهتری شمرده می شود.

دوره کارکرد رینگ های کمپرسورها با روغن کاری تقریباً 8000 ساعت است. برای جداسازی روغن موجود در گاز *****های روغن و جداسازهای دقیق تر به کارمی روند. کمپرسورهای مورد استفاده در ایستگاه های CNG معمولاً 200-2 مترمکعب در ساعت، ظرفیت تولیدگاز فشرده دارند.
نیروی محرک کمپرسورهای CNG بیشتر موتور الکتریکی است. این موتورها با برق سه فاز کار می کنند و نیروی تولیدی توسط آنها معمولاً با استفاده از تسمه ها و قرقره ها، چرخ دنده ها و چرخ زنجیر به کمپرسور انتقال داده می شوند.

انتقال نیرو با کوپلینگ ها، روش بهتری برای انتقال نیرو به شمار می آید، زیرا ارتعاش کمتری دارد و هم محوری را دقیق تر و طولانی تر نگاه می دارد. حداکثر توان مورد مصرف برای الکتروموتورهای کمپرسورها 250 اسب بخار است که با توجه به توان مورد نیاز کمپرسور انتخاب می شوند.

این اشتباه محاسباتی گاز ایران را تلف کرد + فیلم  سوختن سالانه ۵ میلیارد دلار در آتش کم تدبیری مجلس و شهرداری  اقدام تحسین برانگیز و قابل ستایش وزارت نفت در قطع گاز نیروگاه های راندمان پائین  فقط ۸ سال تا تغییر چهره انرژی جهان باقی مانده است  ضرورت‌های احداث سریع خط آهن ورزقان