The Kårstø gas processing plant at

The Kårstø gas processing plant at the south-western coast of Norway was built in the early 1980s to receive natural gas from the northern part of the North Sea. The plant was extended in 1993 to receive condensate from the Sleipner field and in 2000 to receive gas from the Åsgard field in the Norwegian Sea. Moderate extensions were also made in 2003 and 2005. The plant distills raw natural gas and condensate into methane-rich sales gas and ethane, propane, iso- and normal-butane, naphta and condensate. The sales gas is compressed and exported through subsea pipelines. The other fractions are delivered in liquid state by boat.

The Kårstø plant has a nominal capacity to handle 88 million standard cubic meter rich gas per day [1], which is one-third of the Norwegian natural-gas production. This corresponds to approximately 1.2 EJ annually, which is 1.5 times the domestic Norwegian end use of energy (excluding the oil and gas sector). The dry-gas fraction, pipeline sales gas, from the oldest part of the plant (Statpipe) is compressed in three parallel compressors each powered by a Rolls-Royce Avon gas turbine (GT). The gas is further compressed by three electrically driven booster compressors. As this equipment has been in operation since 1985, one is discussing possibilities for replacement or upgrading.

The operation of a processing plant like Kårstø consumes considerable amounts of energy. The plant “feeds” on the hydrocarbon flow, and saved energy can be sold to the customers. With increasing energy prices, the economic potential for improvements is increasing. Moreover, the oil and gas industry contributes a considerable share of the Norwegian CO2 emissions. Thus, efficiency improvements in this industry are likely to be required to comply with the obligations of the Kyoto protocol on greenhouse-gas emissions.

This study focuses on the drivers of the sales gas compressors. The aim of the study was to evaluate the existing system and the relevant alternatives on the basis of exergy conversion and CO2 emissions. Three main alternatives to the existing GTs and heat-recovery steam generators (HRSGs) are studied with respect to energy and exergy utilization. The alternatives are to replace the existing turbines with new and retain the HRSGs, to electrify the compressors and build an on-site combined heat and power (CHP) plant, or to purchase electricity from outside. The alternative with a new CHP plant may produce additional electricity replacing purchased electricity for other purposes at the processing plant.

The alternatives will result in different types and quantities of input and delivery: fuels, mechanical work, electric energy and steam. Hence, a common metric for comparison is needed. Exergy is regarded as such a metric, as it accounts for the “quality” of the energy. Hence, the delivered exergy as a fraction of input exergy can be used for comparing the alternatives.

Emissions of CO2 are considered for the alternatives. The cases can be compared in terms of emissions per unit of delivered exergy. Furthermore, the different cases can lead to different consequences with respect to international agreements (e.g. the Kyoto protocol) on emissions reduction. Use of purchased electricity may cause emissions outside the borders of the country and hence, be assigned to the CO2 “account” of another country. Further details of the investigations can be found in [2].

There seems to be a general public notion that CHPs are beneficial to power plants and that waste heat is utilized. This is reflected in the fact that several countries have implemented legislation to encourage installation of CHP. There is, however, no similar notion that CHPs are beneficial to separate production of heat, although this benefit is even larger in the terms of thermodynamics. For instance in Norway, gas-fired power plants cause heated public discussions, whereas installation boilers with the similar amounts of fuel consumption at refineries and gas-processing plants is hardly mentioned in the public debate.

Thermodynamic analysis of CHP and other thermal plants is well established in textbooks and research literature (cf. Section 3). In spite of this, evaluation based on exergy analysis is not much used in industry or by regulatory public administration even for thermal plants with different deliveries (electricity, steam). The performance of CHP systems are often evaluated according to certain indicators as reviewed by [3]. Most of these indicators are based on the 1st law and do not fully reflect the thermodynamics of heat and electricity delivery [4]. The knowledge and understanding of the exergy method (or other 2nd-law methods) and its results are often limited.

There is a challenge in educating both the engineers and the public, including politicians and civil officers, about thermodynamic evaluation of thermal plants. The idea of “energy quality”, which is a simplified notion of exergy, has gained some interest among technologists, environmentalists and politicians. A part of the challenge is to set up readily presentable examples or showcases. A real case, as analyzed here, with realistic alternatives, tends to gain more interest than an exemplary calculation from a textbook.

The existing plant was originally designed with respect to economical conditions as they were known at that time. Since then, the regular operation and all suggested modifications have been evaluated by economic analysis. In recent years, increasing energy prices have changed the limitations of such plants. In near future, possibilities for pricing of CO2 (tax, tradable quotas, and national limits) may cause even greater changes in the economics of the plant. The objective of the study was to take a step back, and compare the alternatives on a thermodynamic basis while economical considerations are left out.

The process will be described in Section 2, theory and methods for the exergy analysis in Section 3. Subsequently, the details of the predictions and results will be presented and discussed. This result in a comparison of the alternatives for work and heat production. An important issue will be to compare and discuss different indicators for the performance of the plant. Furthermore, the accounting of the electric energy that has to be purchased in the third alternative will be discussed. Some considerations on CO2 emissions within or outside country borders are also given

ผลลัพธ์ (ไทย) 1:

ก๊าซ Kårstø ประมวลผลพืชที่ชายฝั่งตะวันตกใต้ของนอร์เวย์ถูกสร้างขึ้นในต้นทศวรรษ 1980 การรับก๊าซธรรมชาติจากภาคเหนือของทะเลเหนือ ได้รับการขยายโรงงาน ในปี 1993 ได้รับการคอนเดนเสทจากฟิลด์ Sleipner และ ในปี 2000 ได้รับก๊าซจากฟิลด์ Åsgard ในทะเลนอร์เวย์ นอกจากนี้ยังแปลงขยายปานกลางใน 2003 และ 2005 โรงงาน distills ดิบก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสทเป็นมีเทนริชขายก๊าซ และ ethane แก๊ส iso - และปกตินำ naphta และคอนเดนเสท ก๊าซขายถูกบีบอัด และส่งผ่านท่อจาก ส่วนอื่น ๆ จะถูกส่งในสถานะของเหลวทางเรือโรงงาน Kårstø มีความจุที่ระบุการจัดการ 88 ล้านลูกบาศก์เมตรมาตรฐานอุดมไปด้วยก๊าซต่อวัน [1], ซึ่งเป็นหนึ่งในสามของการผลิตก๊าซธรรมชาติที่นอร์เวย์ ซึ่งตรงกับประมาณ 1.2 EJ ปี ซึ่งเป็น 1.5 เท่าภายในประเทศนอร์เวย์สิ้นสุดใช้พลังงาน (ไม่รวมภาคน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ) ก๊าซแห้งเศษ ไปป์ไลน์การขายก๊าซ จากส่วนเก่าแก่ที่สุดของพืช (Statpipe) จะถูกบีบอัดใน compressors ขนานที่สามละขับเคลื่อน ด้วยกังหันก๊าซเอวอน Rolls-Royce (GT) ก๊าซจะถูกบีบอัด โดยสามบูสเตอร์ไฟฟ้าซึ่ง compressors เพิ่มเติม เป็นอุปกรณ์นี้ได้ดำเนินการตั้งแต่ปี 1985 หนึ่งคือคุยไปเปลี่ยน หรืออัพเกรดการดำเนินงานของโรงงานแปรรูปเช่น Kårstø ใช้เงินจำนวนมากของพลังงาน โรงงาน "ฟีด" ในกระแสไฮโดรคาร์บอน และพลังงานที่บันทึกไว้สามารถขายให้กับลูกค้า ราคาพลังงานที่เพิ่มขึ้น เป็นการเพิ่มศักยภาพทางเศรษฐกิจสำหรับการปรับปรุง นอกจากนี้ อุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซธรรมชาติจัดสรรหุ้นจำนวนมากของการปล่อยก๊าซ CO2 ที่นอร์เวย์ ดังนั้น ปรับปรุงประสิทธิภาพในอุตสาหกรรมนี้มีแนวโน้มที่จะต้องสอดคล้องกับภาระหน้าที่ของเกียวโตในการปล่อยก๊าซเรือนกระจกการศึกษานี้เน้นไดรเวอร์ของ compressors ขายก๊าซ จุดมุ่งหมายของการศึกษาคือการ ประเมินระบบที่มีอยู่และทางเลือกที่เกี่ยวข้องตาม exergy แปลงและปล่อย CO2 สามหลักแทนงานจีทีเอสที่มีอยู่และการกู้คืนความร้อนอบไอน้ำเครื่องกำเนิดไฟฟ้า (HRSGs) ได้ศึกษาเกี่ยวกับการใช้ประโยชน์พลังงานและ exergy แทนจะแทนกังหันลมที่มีอยู่กับใหม่ และเก็บไว้ HRSGs, electrify compressors และสร้างเป็นสิ่งผนวกกับความร้อนและโรงไฟฟ้า (CHP) การซื้อกระแสไฟฟ้าจากภายนอก อีกทางเลือกหนึ่งโรงงาน CHP ใหม่อาจผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติมแทนซื้อไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์อื่น ๆ ที่โรงงานแปรรูปแทนจะส่งผลแตกต่างกันและปริมาณของการป้อนข้อมูลและการจัดส่ง: เชื้อเพลิง เครื่องจักรกล พลังงานไฟฟ้า และไอน้ำ ดังนั้น จะต้องวัดทั่วไปสำหรับการเปรียบเทียบ คุณสามารถถือ Exergy เป็นเช่นการวัด เป็นสัดส่วน "คุณภาพ" ของพลังงาน ดังนั้น สามารถใช้ exergy จัดส่งเป็นแบบเศษส่วนของ exergy สำหรับการป้อนค่าการเปรียบเทียบทางเลือกปล่อย CO2 จะพิจารณาสำหรับทางเลือก กรณีสามารถเปรียบเทียบในแง่ของการปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่อหน่วยของ exergy จัดส่ง นอกจากนี้ กรณีแตกต่างกันอาจทำให้ผลแตกต่างกับข้อตกลงระหว่างประเทศ (เช่นในพิธีสารเกียวโต) ในการลดการปล่อยก๊าซ ใช้ไฟฟ้าซื้ออาจทำให้เกิดการปล่อยนอกเส้นขอบของประเทศ และด้วยเหตุนี้ กับ CO2 "บัญชี" ของประเทศอื่น รายละเอียดเพิ่มเติมของสืบสวนที่สามารถพบได้ใน [2]มีน่าจะ เป็นความคิดสาธารณะทั่วไปที่ CHPs เป็นประโยชน์ต่อโรงไฟฟ้า และที่ใช้ความร้อนเสีย นี้จะแสดงในความจริงที่หลายประเทศใช้กฎหมายส่งเสริมการติดตั้งของ CHP ได้ อย่างไรก็ตาม ความไม่คล้าย CHPs เป็นประโยชน์เพื่อแยกผลิตความร้อน แม้ว่าสวัสดิการนี้จะขนาดใหญ่กว่าในแง่ของอุณหพลศาสตร์ ตัวอย่าง ในนอร์เวย์ ยิงแก๊สไฟฟ้าสาเหตุประกอบสนทนาสาธารณะ ในขณะที่ติดตั้งหม้อไอน้ำกับจำนวนปริมาณการใช้เชื้อเพลิงที่ refineries และพืชก๊าซดำเนินคล้ายกันแทบไม่ได้กล่าวถึงในการอภิปรายสาธารณะวิเคราะห์ทางอุณหพลศาสตร์ของ CHP และพืชอื่น ๆ ความร้อนถูกกำหนดขึ้นทั้งในตำราและเอกสารประกอบการวิจัย (cf. 3 ส่วน) แม้นี้ ประเมินตามการวิเคราะห์ exergy ไม่มากใช้ ในอุตสาหกรรม หรือทางราชการสำหรับพืชความร้อนมีการจัดส่งแตกต่างกัน (ไฟฟ้า ไอน้ำ) ประสิทธิภาพของระบบ CHP จะมักจะถูกประเมินตามตัวบ่งชี้บางเป็นตรวจทาน โดย [3] ตัวบ่งชี้เหล่านี้ส่วนใหญ่ขึ้นอยู่กับกฎหมาย 1 และไม่เต็มแสดงอุณหพลศาสตร์ของการจัดส่งความร้อนและไฟฟ้า [4] ความรู้ความเข้าใจของวิธี exergy (หรือวิธีการอื่น ๆ 2 กฎหมาย) และผลของมันมักจำกัดการยังมีความท้าทายในการให้วิศวกรและประชาชน นักการเมืองและเจ้าหน้าที่พลเรือน เกี่ยวกับประเมินขอบของความร้อน ความคิดของ"พลังงาน" ซึ่งเป็นแนวคิดที่เรียบง่ายของ exergy ได้รับดอกเบี้ยบางเทคโนโลยี environmentalists และนักการเมือง เป็นส่วนหนึ่งของความท้าทายจะตั้งตัวอย่างพร้อมมุม showcases กรณีจริง เป็นวิเคราะห์ที่นี่ มีทางเลือกจริง มีแนวโน้มที่ สนใจเพิ่มมากขึ้นกว่าการคำนวณโทษจากหนังสือพืชที่มีอยู่ถูกออกแบบมากับสภาพเศรษฐกิจแต่เดิมเป็นที่พวกเขาได้ทราบว่าในขณะนั้น ตั้งแต่นั้น การดำเนินงานปกติและปรับเปลี่ยนการแนะนำทั้งหมดได้รับการประเมิน โดยการวิเคราะห์ทางเศรษฐศาสตร์ ในปีล่าสุด ราคาพลังงานที่เพิ่มขึ้นมีการเปลี่ยนแปลงข้อจำกัดของพืชดังกล่าว ในโอกาสใกล้ในอนาคต การกำหนดราคาของ CO2 (ภาษี โควต้า tradable และวงเงินชาติ) อาจทำให้เกิดเปลี่ยนแปลงยิ่งในเศรษฐศาสตร์ของโรงงานได้ วัตถุประสงค์ของการศึกษาขั้นตอนย้อนกลับ และเปรียบเทียบทางเลือกในทางอุณหพลศาสตร์ในขณะพิจารณาประหยัดถูกปล่อยออกได้การจะกล่าวใน 2 ส่วน ทฤษฎี และวิธีการวิเคราะห์ exergy ใน 3 ส่วน ต่อมา รายละเอียดของการคาดคะเนและผลลัพธ์จะถูกแสดง และกล่าวถึง นี้ผลในการเปรียบเทียบทางเลือกสำหรับการผลิตความร้อนและงาน ประเด็นสำคัญจะเป็นการ เปรียบเทียบ และอธิบายตัวบ่งชี้แตกต่างในประสิทธิภาพการทำงานของโรงงาน นอกจากนี้ บัญชีของพลังงานไฟฟ้าที่จะซื้อในทางเลือกที่สามจะสามารถกล่าวถึง นอกจากนี้ยังได้พิจารณาบางบนปล่อย CO2 ภายใน หรือภาย นอกเส้นขอบประเทศ

ผลลัพธ์ (ไทย) 2:

โรงงานแปรรูปก๊าซKårstøที่ชายฝั่งตะวันตกเฉียงใต้ของนอร์เวย์ที่ถูกสร้างขึ้นในช่วงต้นปี 1980 จะได้รับก๊าซธรรมชาติจากตอนเหนือของทะเลทางทิศเหนือ พืชที่ถูกขยายในปี 1993 จะได้รับคอนเดนเสทของสนาม Sleipner และในปี 2000 จะได้รับก๊าซจากสนามแอสการ์ดในทะเลนอร์เวย์ นามสกุลปานกลางยังถูกสร้างขึ้นในปี 2003 และปี 2005 โรงกลั่นก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสทดิบเป็นก๊าซมีเทนขายที่อุดมด้วยและอีเทนโพรเพนและ iso- ปกติบิวเทน naphta และคอนเดนเสท ก๊าซที่ขายถูกบีบอัดและส่งออกผ่านท่อใต้ทะเล โดยเศษอื่น ๆ จะถูกส่งในสถานะของเหลวโดยเรือ. โรงงานKårstøมีความจุที่ระบุในการจัดการมาตรฐาน 88 ล้านลูกบาศก์เมตรก๊าซที่อุดมไปด้วยต่อวัน [1] ซึ่งเป็นหนึ่งในสามของการผลิตก๊าซธรรมชาตินอร์เวย์ นี้สอดคล้องกับประมาณ 1.2 EJ เป็นประจำทุกปีซึ่งเป็น 1.5 เท่าของการใช้งานในประเทศนอร์เวย์ในตอนท้ายของการใช้พลังงาน (ไม่รวมน้ำมันและก๊าซภาค) ส่วนแห้งก๊าซขายท่อจากส่วนที่เก่าแก่ที่สุดของพืช (Statpipe) ถูกบีบอัดในสามอัดขนานแต่ละพลังงานจากกังหันก๊าซเอวอน Rolls-Royce (GT) ก๊าซที่ถูกบีบอัดสามต่อไปโดยขับเคลื่อนด้วยไฟฟ้าอัดสนับสนุน อุปกรณ์นี้ได้รับในการดำเนินงานมาตั้งแต่ปี 1985 ซึ่งเป็นหนึ่งในการพูดคุยเป็นไปได้สำหรับการเปลี่ยนหรืออัพเกรด. การดำเนินงานของโรงงานแปรรูปเช่นKårstøกินจำนวนมากของพลังงาน โรงงาน "ฟีด" ในการไหลของไฮโดรคาร์บอนและพลังงานที่บันทึกไว้สามารถขายให้กับลูกค้า ด้วยการเพิ่มราคาพลังงานศักยภาพทางเศรษฐกิจสำหรับการปรับปรุงเพิ่มขึ้น นอกจากนี้อุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซมีส่วนช่วยในหุ้นมากของการปล่อย CO2 นอร์เวย์ ดังนั้นการปรับปรุงประสิทธิภาพในอุตสาหกรรมนี้มีแนวโน้มที่จะต้องปฏิบัติตามหน้าที่ของพิธีสารเกียวโตในการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้. การศึกษาครั้งนี้มุ่งเน้นไปที่คนขับอัดก๊าซการขาย จุดมุ่งหมายของการศึกษาเพื่อประเมินระบบที่มีอยู่และทางเลือกที่เกี่ยวข้องบนพื้นฐานของการแปลง exergy และปล่อย CO2 ทางเลือกที่สามหลักกับ GTS ที่มีอยู่และเครื่องกำเนิดไอน้ำความร้อนการกู้คืน (HRSGs) มีการศึกษาเกี่ยวกับการใช้พลังงานและการใช้ประโยชน์ exergy ทางเลือกที่จะเข้ามาแทนที่กังหันที่มีอยู่กับใหม่และรักษา HRSGs เพื่ออัดประจุไฟฟ้าและสร้างบนเว็บไซต์รวมกันความร้อนและพลังงาน (CHP) อาคารหรือเพื่อซื้อไฟฟ้าจากภายนอก ทางเลือกที่มีโรงงาน CHP ใหม่อาจผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นแทนไฟฟ้าที่ซื้อเพื่อวัตถุประสงค์อื่น ๆ ที่โรงงานแปรรูป. ทางเลือกที่จะส่งผลในรูปแบบที่แตกต่างกันและปริมาณของการป้อนข้อมูลและการส่งมอบ: เชื้อเพลิงงานเครื่องจักรกลพลังงานไฟฟ้าและไอน้ำ ดังนั้นตัวชี้วัดที่พบบ่อยสำหรับการเปรียบเทียบเป็นสิ่งจำเป็น exergy ถือได้ว่าเป็นตัวชี้วัดดังกล่าวเป็นมันบัญชีสำหรับ "คุณภาพ" ของพลังงาน ดังนั้น exergy ส่งเป็นส่วนของ exergy ใส่สามารถนำมาใช้สำหรับการเปรียบเทียบทางเลือก. การปล่อย CO2 ได้รับการพิจารณาให้เป็นทางเลือก กรณีสามารถนำมาเปรียบเทียบในแง่ของการปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่อหน่วยของ exergy ส่ง นอกจากนี้กรณีที่แตกต่างกันจะนำไปสู่ผลกระทบที่แตกต่างกันด้วยความเคารพต่อข้อตกลงระหว่างประเทศ (เช่นพิธีสารเกียวโต) การลดการปล่อยก๊าซใน การใช้ไฟฟ้าที่ซื้ออาจก่อให้เกิดการปล่อยก๊าซนอกพรมแดนของประเทศและด้วยเหตุนี้ได้รับมอบหมายให้ CO2 "บัญชี" ของประเทศอื่น รายละเอียดเพิ่มเติมของการตรวจสอบที่สามารถพบได้ใน [2]. ดูเหมือนจะมีความคิดที่ประชาชนทั่วไปที่ CHPS เป็นประโยชน์ต่อโรงไฟฟ้าและความร้อนเหลือทิ้งที่ถูกนำมาใช้ นี่คือภาพสะท้อนในความเป็นจริงที่ว่าหลายประเทศได้ดำเนินการออกกฎหมายเพื่อส่งเสริมให้มีการติดตั้ง CHP มี แต่ไม่มีความคิดที่คล้ายกันที่ CHPS เป็นประโยชน์ต่อการผลิตที่แยกต่างหากจากความร้อนแม้ว่าผลประโยชน์นี้แม้จะมีขนาดใหญ่ในแง่ของอุณหพลศาสตร์ ยกตัวอย่างเช่นในประเทศนอร์เวย์ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้าทำให้เกิดการอภิปรายสาธารณะอุ่นในขณะที่หม้อไอน้ำที่ติดตั้งกับจำนวนเงินที่คล้ายกันของการบริโภคน้ำมันเชื้อเพลิงที่โรงกลั่นน้ำมันและน้ำมันพืชการประมวลผลเป็นที่กล่าวถึงแทบจะไม่อยู่ในการอภิปรายสาธารณะ. การวิเคราะห์ทางอุณหพลศาสตร์ของ CHP และพืชความร้อนอื่น ๆ เป็นอย่างดี ก่อตั้งขึ้นในตำราและงานวิจัย (cf มาตรา 3) แม้นี้การประเมินผลจากการวิเคราะห์ exergy ไม่ได้ใช้มากในอุตสาหกรรมหรือการกำกับดูแลการบริหารราชการแม้สำหรับพืชการระบายความร้อนที่แตกต่างกันกับการส่งมอบ (ไฟฟ้าไอน้ำ) ประสิทธิภาพของระบบ CHP มักจะได้รับการประเมินตามตัวบ่งชี้บางอย่างตามที่ตรวจสอบโดย [3] ส่วนใหญ่ของตัวชี้วัดเหล่านี้จะอยู่บนพื้นฐานของกฎหมายที่ 1 และไม่ได้สะท้อนให้เห็นอย่างเต็มที่อุณหพลศาสตร์ของความร้อนและการส่งมอบไฟฟ้า [4] ความรู้และความเข้าใจในวิธีการ exergy (หรือวิธีที่ 2 กฎหมายอื่น ๆ ) และผลการดำเนินงานมักจะ จำกัด . มีความท้าทายในการให้ความรู้ทั้งวิศวกรและประชาชนเป็นรวมทั้งนักการเมืองและเจ้าหน้าที่พลเรือนเกี่ยวกับการประเมินผลทางอุณหพลศาสตร์ของพืชการระบายความร้อน ความคิดของ "คุณภาพพลังงาน" ซึ่งเป็นความคิดที่เรียบง่ายของ exergy ที่ได้รับความสนใจในบางส่วนเทคโนโลยีสิ่งแวดล้อมและนักการเมือง เป็นส่วนหนึ่งของความท้าทายคือการตั้งค่าได้อย่างง่ายดายตัวอย่างเรียบร้อยหรือโชว์ผลงาน กรณีที่แท้จริงเช่นการวิเคราะห์ที่นี่มีทางเลือกที่มีเหตุผล, มีแนวโน้มที่จะได้รับความสนใจมากขึ้นกว่าที่เป็นแบบอย่างการคำนวณจากตำราเรียน. โรงงานที่มีอยู่ถูกออกแบบมาด้วยความเคารพต่อเงื่อนไขทางเศรษฐกิจที่พวกเขาเป็นที่รู้จักกันในเวลานั้น ตั้งแต่นั้นมาการดำเนินงานปกติและการปรับเปลี่ยนข้อเสนอแนะทั้งหมดได้รับการประเมินโดยการวิเคราะห์ทางเศรษฐกิจ ในปีที่ผ่านมาเพิ่มขึ้นราคาพลังงานที่มีการเปลี่ยนแปลงข้อ จำกัด ของพืชดังกล่าว ในอนาคตอันใกล้ความเป็นไปได้สำหรับการกำหนดราคาของ CO2 (ภาษีซื้อขายโควต้าและข้อ จำกัด แห่งชาติ) อาจทำให้เกิดการเปลี่ยนแปลงที่ยิ่งใหญ่กว่าในทางเศรษฐศาสตร์ของพืช วัตถุประสงค์ของการศึกษาคือการใช้ขั้นตอนกลับและเปรียบเทียบทางเลือกบนพื้นฐานของความร้อนในขณะที่การพิจารณาประหยัดที่เหลือออก. กระบวนการจะมีการอธิบายไว้ในส่วนที่ 2 ทฤษฎีและวิธีการสำหรับการวิเคราะห์ exergy ในมาตรา 3 ต่อจากนั้น รายละเอียดของการคาดการณ์และผลที่จะนำเสนอและพูดคุยกัน ผลที่ได้นี้ในการเปรียบเทียบทางเลือกสำหรับการทำงานและการผลิตความร้อน เป็นเรื่องที่สำคัญจะมีการเปรียบเทียบและหารือเกี่ยวกับตัวชี้วัดที่แตกต่างกันสำหรับการทำงานของโรงงาน นอกจากนี้บัญชีของพลังงานไฟฟ้าที่จะต้องมีการซื้อในทางเลือกที่สามจะมีการหารือ การพิจารณาบางประการเกี่ยวกับการปล่อย CO2 อยู่ภายในหรือภายนอกพรมแดนของประเทศยังจะได้รับ

ผลลัพธ์ (ไทย) 3:

K ปีแรกขึ้นการประมวลผลโรงงานก๊าซที่ชายฝั่งตะวันตกทางตอนใต้ของนอร์เวย์ถูกสร้างขึ้นในช่วงต้นทศวรรษ 1980 เพื่อรับก๊าซธรรมชาติจากตอนเหนือของทะเลเหนือ โรงงานขยายในปี 1993 ได้รับ ) จากสเลปเนอร์ ฟิลด์ และในปี 2000 ได้รับก๊าซจาก sgard กริพเพนในเขตทะเลนอร์เวย์ นามสกุล ) ยังทำให้ในปี 2003 และ 2005โรงงานกลั่นดิบก๊าซธรรมชาติและคอนเดนเสท เป็นก๊าซมีเทนอีเทนโพรเพนและรวยขายแก๊ส , ISO และบิวเทนและปกติ naphta ) . น้ำมันขายถูกบีบอัดและส่งออกผ่านใต้ทะเลท่อ เศษส่วนอื่นจะถูกส่งในสถานะของเหลว โดยเรือ

K ปีแรกขึ้นโรงงานมีความจุน้อยจัดการ 88 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อวัน อุดมไปด้วยน้ำมัน [ 1 ]ซึ่งเป็นหนึ่งในสามของการผลิตก๊าซธรรมชาติในนอร์เวย์ นี้สอดคล้องกับประมาณ 1.2 EJ ปีซึ่งเป็น 1.5 เท่าในประเทศ นอร์เวย์ สิ้นสุดการใช้พลังงาน ( ไม่รวมภาคน้ำมันและก๊าซ ) ส่วนก๊าซแห้ง การขายท่อก๊าซ จากส่วนที่เก่าแก่ที่สุดของพืช ( statpipe ) ที่ถูกบีบอัดในคอมเพรสเซอร์สามขนานแต่ละขับเคลื่อนด้วย Rolls Royce , กังหันก๊าซ ( GT )ก๊าซอัดด้วยไฟฟ้าขับเคลื่อนต่อไปสามบูสเตอร์ คอมเพรสเซอร์ เป็นอุปกรณ์นี้ได้รับในการดำเนินการตั้งแต่ปี 1985 , หนึ่งพูดถึงความเป็นไปได้สำหรับการเปลี่ยนหรืออัพเกรด

การดำเนินงานของโรงงานแปรรูป เช่น K ปีแรกขึ้น ใช้ในปริมาณมากของพลังงาน พืช " ฟีด " ในไฮโดรคาร์บอนไหล และประหยัดพลังงาน สามารถขายให้กับลูกค้าตามการเพิ่มขึ้นของราคาพลังงานที่มีศักยภาพทางเศรษฐกิจสำหรับการปรับปรุงเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ อุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซที่มีหุ้นมากของนอร์เวย์การปล่อย CO2 . ดังนั้น การปรับปรุงประสิทธิภาพในอุตสาหกรรมนี้มีแนวโน้มที่จะต้องปฏิบัติตามพันธกรณีของพิธีสารเกียวโตในการปล่อยก๊าซเรือนกระจก .

การศึกษานี้มุ่งเน้นในไดรเวอร์ของการขายก๊าซธรรมชาติอัด จุดมุ่งหมายของการศึกษาคือ เพื่อประเมินระบบที่มีอยู่และทางเลือกที่เกี่ยวข้องบนพื้นฐานของการแปลงและการปล่อยเซอร์ CO2 3 มาตรการหลักเพื่อที่มีอยู่ GTS และความร้อนการกู้คืนไอน้ำเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ( hrsgs ) ได้ศึกษาเกี่ยวกับการใช้พลังงานและเอ็กเซอร์ยี .