پژوهش علمی - ریسرچ دانشگاه

متن کامل پایان نامه را در سایت منبع fuka.ir می توانید ببینید

m طول معادل Lm
106 Kg/day دبی جرمی گاز طبیعی mg
kpa فشار ورودی P1
kpa فشار خروجی P2
101.56 kpa فشار استاندارد Ps
MMSCMD دبی حجمی Q
m².K/W مقاومت هوا Rair
m².K/W مقاومت کل Req
m².K/W مقاومت پوشش درونی Rinside-coating
m².K/W مقاومت پوشش بیرونی Routside-coating
m².K/W مقاومت خاک Rsoil
K دمای خروجی T2
K دمای هوا Tair
288.9 K دمای استاندارد Ts
K دمای خاک Tsoil
W/m².K ضریب انتقال حرارتی کلی خط لوله U
- ضریب تراکم پذیری میانگین گاز Zavg
- چگالی نسبی γ
Kg/(m.s) گرانروی μ
- ضریب ژول-تامپسون - زاویه خط لوله با افق فهرست مطالب
عنوان..............................................................................................................................................................................................صفحه
فصل اول : پیشدرآمدی اجمالی بر صنعت انتقال گاز کشور و جهان ......................................................................................1
1-1 مقدمه ........................................................................................................................................................................2
1-2 اشکال مختلف گاز و مفاهیم اصولی آن ........................................................................................................................3
1-2-1 گازطبیعی ..........................................................................................................................................................3
1-2-2 گاز زغالسنگ ................................................................................................................................................... 4
1-2-3 گاز تولیدی در کارخانجات گاز .........................................................................................................................5
1-2-4 اکتشاف.............................................................................................................................................................5
1-2-5 تولید گازطبیعی.................................................................................................................................................5
1-2-6 مصرف گازطبیعی ..............................................................................................................................................5
1-2-7 واردات و صادرات گازطبیعی ............................................................................................................................6
1-2-8 ذخیره سازی گازطبیعی (موجودی) و تغییر در موجودی ....................................................................................6
1-3 میادین و ذخایر گاز طبیعی .........................................................................................................................................6
1-3-1 میادین مناطق خشکی .........................................................................................................................................8
1-3-2 میادین گازی فعال دریایی ..................................................................................................................................8
1-3-3 میادین مشترک گازی .........................................................................................................................................8
1-3-4 میدان گازی پارس جنوبی ..................................................................................................................................9
1- 4 تولید گاز طبیعی .................................................................................................................................................... 10
1- 5 مصرف گازطبیعی.................................................................................................................................................... 13
1-5-1 بخش خانگی، تجاری و عمومی .......................................................................................................................14
1-5-2 بخش صنعت ................................................................................................................................................. 15
1-5-3 بخش حمل و نقل ...........................................................................................................................................15
1-5-4 بخش کشاورزی ..............................................................................................................................................16
1-5-5 بخش پالایشگاهی ...........................................................................................................................................16
1-5-6 بخش نیروگاهی ..............................................................................................................................................16
1-5-7 بخش پتروشیمی ..............................................................................................................................................17
1-6 انتقال گاز طبیعی و خطوط سراسری انتقال آن در ایران ...............................................................................................20
1-6-1 خط لولهی دوم سراسری انتقال گاز شمال و شمال شرق کشور ..........................................................................20
1-6-2 خط لولهی سوم شمال و شمال غرب کشور .......................................................................................................21
1-6-3 خط لولهی چهارم سراسری انتقال گاز ..............................................................................................................21
1-6-4 خط لولهی پنجم سراسری انتقال گاز .................................................................................................................21
1-6-5 خط لولهی ششم سراسری انتقال گاز .................................................................................................................22
1-6-6 خط لولهی هفتم سراسری انتقال گاز .................................................................................................................22
1-6-7 خط لولهی هشتم سراسری انتقال گاز ................................................................................................................23
1-6-8 خط لولهی نهم سراسری(صادراتی) ...................................................................................................................23
1-6-9 خط لولهی دهم سراسری انتقال گاز ..................................................................................................................23
1-6-10 گاز رسانی .....................................................................................................................................................24
1-6-11 شبکه گذاری گاز طبیعی .................................................................................................................................24
1-7 صادرات و واردات گاز طبیعی ...................................................................................................................................28
1-7-1 صادرات گاز طبیعی به کشور ترکیه .................................................................................................................28
1-7-2 صادرات گاز طبیعی به اروپا ............................................................................................................................29
1-7-3 صادرات گاز طبیعی ایران به پاکستان ..............................................................................................................32
1-7-4 صادرات گاز طبیعی ایران به هند .....................................................................................................................33
1-7-5 صادرات گاز طبیعی به کشور ارمنستان ............................................................................................................35
1-7-6 صادرات گاز طبیعی به کویت .......................................................................................................................... 35
1-7-7 صادرات گاز طبیعی به امارات .........................................................................................................................36
1-7-8 صادرات گاز طبیعی به کشور عمان ................................................................................................................37
1-7-9 واردات گاز از کشور ترکمنستان .......................................................................................................................37
1-8 خطوط لوله، چالشها و مزایا ....................................................................................................................................39
فصل دوم : پدیدهها و عوامل تاثیرگذار بر راندمان انتقال گاز طبیعی از درون خط لوله .........................................................41
2-1 مقدمه ......................................................................................................................................................................42
2-2 تاثیرات جنس و پوشش خطوط لوله انتقال گاز طبیعی بر راندمان انتقال آن ...................................................................42
2-2-1 پوشش خارجی خط لوله .................................................................................................................................43
2-2-2 پوشش درونی لوله ..........................................................................................................................................47
2-2-2-1 دادههای اقتصادی در مورد تاثیرات FEC ................................................................................................48
2-2-3 استفاده از پوششهای جامد برای حفاظت و تعمیر خطوط لولهی گاز ................................................................52
2-2-3-1 پوششهای بر پایهی پلی یورتانها و پلی اورهها .......................................................................................54
2-2-3-2 انواع سامانههای پوشش دهی صددرصد جامد .........................................................................................55
2-2-3-3 تقویت پوشش لولهها با لایههای کامپوزیتی .............................................................................................57
2-3 ایستگاههای تغییر فشار .............................................................................................................................................59
2-3-1 کاهش مصرف انرژی در ایستگاههای تقویت فشار با کاهش دمای گاز خروجی از کمپرسور .............................60
2-3-2 راندمان کمپرسورها و تاثیر اجزای همراه گازی بر این راندمان ...........................................................................66
2-4 آثار اجزاء همراه با گاز طبیعی (N2 ,Co2 ,H2S و ...) درون خطوط لوله ........................................................................67
2-4-1 بررسی خلوص و موارد مصرف صنعتی نیتروژن استحصالی ...............................................................................70
2-4-2 مشکلات ناشی از حضور H2S و Co2 همراه با گاز طبیعی ..................................................................................71
2-5 تاثیر تشکیل هیدراتهای گازی به هنگام عبورگاز بر راندمان انتقال .............................................................................73
2-5-1 ساختمان هیدراتها .........................................................................................................................................74
2-5-2 مشکلات ناشی از تشکیل هیدراتها ................................................................................................................75
فصل سوم : اصول انتقال گاز طبیعی بهوسیلهی خط لوله .......................................................................................................77
3-1 قواعد کلی حاکم بر عبور جریان تک فاز از درون خط لوله ..........................................................................................78
3-1-1 رابطهی تجربی شرکت EXXON ........................................................................................................................79
3-1-2 روش API (انجمن نفت آمریکا) .......................................................................................................................79
3-1-3 معادلهی PanHandle B ....................................................................................................................................80
3-2 روابط ارائه شده برای تخمین راندمان کاری خطوط لوله .............................................................................................80
3-2-1 معادلهی AGA .................................................................................................................................................87
3-2-2 معادلهی Weymouth ........................................................................................................................................88
3-2-3 معادلات Pan-Handle (A & B) ......................................................................................................................89
3-2-4 معادلهی IGT ...................................................................................................................................................91
3-2-5 روش Carr-Kobayashi-Burrows ...................................................................................................................92
فصل چهارم : بررسی تاثیر پارامترهای عملیاتی و طراحی بر تغییرات راندمان انتقال گاز طبیعی .............................................95
4-1 مطالعهی حالت موردی .............................................................................................................................................96
4-2 پارامتر فشار .............................................................................................................................................................99
4-2-1 فشار خروجی (P2) ..........................................................................................................................................99
4-2-1-1 تغییرات دبی ..........................................................................................................................................101
4-2-1-2 تغییرات دمای ورودی ...........................................................................................................................103
4-2-2 فشار ورودی (P1) .........................................................................................................................................104
4-2-2-1 تغییرات دبی .......................................................................................................................................105
4-2-2-2 تغییرات دمای ورودی .........................................................................................................................106
4-3 پارامتر طول ...........................................................................................................................................................108
4-4 پارامتر دبی .............................................................................................................................................................109
4-5 پارامتر قطر .............................................................................................................................................................110
4-6 پارامتر چگالی نسبی ...............................................................................................................................................111
4-7 پارامتر ارتفاع خروجی خط لوله از سطح زمین .........................................................................................................112
4-8 اجزای همراه گاز طبیعی (H2S ، N2 ، CO2) .............................................................................................................113
4-9 پارامتر دما ..............................................................................................................................................................115
4-9-1 دمای ورودی ................................................................................................................................................115
4-9-2 ضرایب هدایت حرارتی لوله و پوششهای آن ................................................................................................117
4-9-3 دمای سطح خاک ..........................................................................................................................................118
4-9-4 عمق دفن لوله ...............................................................................................................................................119
4-9-5 ضخامت لوله و پوششهای آن ......................................................................................................................119
فصل پنجم : نتیجهگیری و پیشنهاد ......................................................................................................................................121
5-1 بحث و نتیجهگیری .................................................................................................................................................122
5-2 ارائه پیشنهاد برای ادامه کار در آینده.........................................................................................................................125
منابع و مراجع ................................................................................................................................................................... 126
فهرست جدولها و شکلها
عنوان.............................................................................................................................................................................صفحه
شکل 1-1 تحولات میزان مصرف منابع اصلی انرژی در سال 1973 و انتهای 2009 ...................................................................2
جدول 1-1 اجزاء تشکیل دهندهی گاز طبیعی ...........................................................................................................................4
جدول 1-2 ذخایر گاز طبیعی کشف شده بر حسب میلیارد مترمکعب ......................................................................................7
جدول 1-3 ذخایر گاز طبیعی کشور در سال 1387 (برحسب تریلیون مترمکعب) .......................................................................8
جدول 1-4 میادین مشترک گاز طبیعی با کشورهای همسایه .....................................................................................................9
جدول 1-5 تولید گاز طبیعی طی سالهای 87 – 1380 برحسب میلیون مترمکعب ....................................................................10
جدول 1-6 درصد تولید گاز طبیعی در ایران نسبت به کل گاز تولیدی در خاورمیانه .................................................................11
جدول 1-7 درصد تولید گاز طبیعی در ایران نسبت به کل گاز تولیدی در دنیا ..........................................................................12
جدول 1-8 درصد تولید گاز طبیعی در دنیا به تفکیک مناطق جغرافیایی و راهبردی ..................................................................13
جدول 1-9 میزان مصرف گاز طبیعی در بخشهای مختلف بر حسب میلیون مترمکعب طی 8 سال ..........................................14
جدول 1-10 درصد مصرف گاز طبیعی در ایران نسبت به کل گاز مصرفی در خاورمیانه ...........................................................17
جدول 1-11 درصد مصرف گاز طبیعی در ایران نسبت به کل گاز مصرفی در جهان .................................................................18
جدول1-12 درصد مصرف گاز طبیعی در جهان به تفکیک مناطق جغرافیایی و راهبردی ..........................................................19
جدول 1-13 احداث خطوط لولهی انتقال گاز طبیعی طی سالهای 87-1380 بر حسب کیلومتر بر سال ...................................20
جدول 1-14 میزان شبکه گذاری خطوط لوله انتقال گاز طبیعی در ایران به تفکیک استانها تا سال 1388 ..................................26
جدول 1-15 میزان شبکه گذاریهای لولههای پلی اتیلنی در خطوط لولهی انتقال گاز به تفکیک استانها تا سال 1388 ...............27
جدول 1-16 هزینهی صدور گاز ایران به اروپا (دلار/میلیون بی تی یو) با خط لوله(دلار/میلیون BTU) .......................................30
جدول 1-17 هزینهی صدور گاز ایران به اروپا (دلار/میلیون بی تی یو) با روش LNG و GTL(دلار/میلیون BTU).....................30
جدول 1-18 قیمت گاز طبیعی در اتحادیهی اروپا طی سال های 1990 الی 2001 (دلار/میلیون BTU) ......................................31
شکل 1-2 مسیر خط لولهی پیشنهادی ایران-پاکستان-هند ......................................................................................................34
جدول 1-19 واردات گاز طبیعی ایران از ترکمنستان برحسب میلیون متر مکعب در سال ..........................................................38
شکل 2-1 دبی خط لوله برای حالت پوشش داده شده و بدون پوشش ....................................................................................49
شکل 2-2 ساختار سه بعدی پلی یورتانها از چپ به راست: الاستومرهای پلی یورتانی، پوششهای سخت یورتانی ...............56
جدول 2-1 مقایسهی تعمیر گاز به روش قدیمی و متداول با روش لایههای کامپوزیتی ............................................................58
شکل 2-3 درصد سهم پیامدهای منفی ناشی از حضور پودر سیاه در راندمان شبکههای انتقال گاز ..............................................72
شکل 2-4 منحنی تشکیل هیدرات بهصورت تفکیکی ..............................................................................................................74
شکل 3-1 مقاومت های حرارتی موثر بر خط لوله گاز طبیعی مدفون در خاک ..........................................................................84
جدول 3-1 ثوابت معادلهی (3-34) .......................................................................................................................................86
جدول 3-2 ثوابت معادلهی کار- کوبایاشی- بروس ...............................................................................................................93
جدول 4-1 دادههای عملیاتی مربوط به یک روز کاری در ایستگاه تقویت فشار 1 ......................................................................96
جدول 4-2 دادههای عملیاتی مربوط به یک روز کاری در ایستگاه تقویت فشار 2 .....................................................................97
جدول 4-3 درصد مولی اجزاء تشکیل دهندهی گاز طبیعی ......................................................................................................97
جدول 4-4 درصد متفاوت متان در حوزههای گازی کشور ......................................................................................................98
جدول 4-5 مشخصات فیزیکی و عملیاتی مربوط به خط لوله مورد مطالعه................................................................................98
جدول 4-6 تصحیحات طول خط لوله به ازای انواع انشعابات و اتصالات ..............................................................................108
جدول 5-1 خلاصهای از نتایج بهدست آمده در مورد نحوه تغییر راندمان حین تغییر پارامترهای تاثیرگذار..................................124
فهرست نمودارها
عنوان..............................................................................................................................................................................................صفحه
نمودار 1-1 درصد ذخایر گاز طبیعی در کشورهای عمدهی دارنده مخازن گازی تا انتهای سال 2009 ...........................................7
نمودار 1-2 تولید گاز طبیعی سه کشور ایرن ، قطر و عربستان طی چهل سال اخیر بر حسب میلیون متر مکعب در سال ...............11
نمودار 1-3 تولید گاز طبیعی کشور ایرن نسبت به روسیه، آمریکا و کانادا طی چهل سال اخیر بر حسب میلیون متر مکعب در سال ..............12
نمودار 1-4 تولید گاز طبیعی بر حسب مناطق جغرافیایی و راهبردی .......................................................................................12
نمودار 1-5 مصرف گاز طبیعی سه کشور ایرن، قطر و عربستان طی چهل سال اخیر بر حسب میلیون متر مکعب در سال ............17
نمودار 1-6 مصرف گاز طبیعی کشور ایرن نسبت به روسیه، آمریکا، ژاپن و کانادا طی چهل سال اخیر بر حسب میلیون متر مکعب در سال ....18
نمودار 1-7 مصرف گاز طبیعی بر حسب مناطق جغرافیایی و راهبردی .....................................................................................19
نمودار 1-8. تولید و مصرف گاز طبیعی کشور ایرن طی چهل سال اخیر بر حسب میلیون متر مکعب در سال ...............................19
نمودار 1-9 میزان شبکه گذاری خطوط لولهی انتقال گاز طبیعی در ایران به تفکیک استان ها تا سال 1388 ...............................25
نمودار 2-1 کاهش متوسط دمای گاز در مسیر بر اثر خنک کاری برحسب درجه سانتیگراد.......................................................63
نمودار 2-2 روند تغییرات افزایش هزینه برق، صرفه جویی در هزینهی گاز مصرفی و خالص صرفه جویی ایستگاه اقلیم.................. سردسیر با افزایش خنک کاری در دبی گاز عبوری MMSCMD 60 ............................................................................................... 65
نمودار 2-3 تعیین میزان خنک کاری بهینه براساس محاسبات اقتصادی با دبی گاز عبوری MMSCMD 60.................................... در ایستگاه اقلـیم سردسیر .......................................................................................................................................................65
نمودار 2-4 منطقهی تشکیل هیدرات بر حسب دما و فشار .......................................................................................................75
نمودار 4-1 تغییرات راندمان بر حسب فشار خروجی (ورودی به ایستگاه 2) در دو مقیاس متفاوت برای راندمان ..........................100
نمودار 4-2 تغییرات راندمان بر حسب فشار خروجی در دبیهای متفاوت بر اساس محاسبات معادلهی Weymouth ....................102
نمودار 4-3 تغییرات راندمان بر حسب فشار خروجی در دبیهای متفاوت بر اساس محاسبات معادلهی IGT ...............................102
نمودار 4-4 تغییرات راندمان بر حسب فشار خروجی در دماهای متفاوت بر اساس محاسبات معادلهی Weymouth .....................103
نمودار 4-5 تغییرات راندمان بر حسب فشار خروجی در دماهای متفاوت بر اساس محاسبات معادلهی IGT ................................104
نمودار 4-6 تغییرات راندمان بر حسب فشار ورودی (خروجی از ایستگاه 1) در دو مقیاس متفاوت برای راندمان ........................105
نمودار 4-7 تغییرات راندمان بر حسب فشار ورودی در دبیهای متفاوت بر اساس محاسبات معادلهی Weymouth .....................106

متن کامل در سایت امید فایل 

نمودار 4-8 تغییرات راندمان بر حسب فشار ورودی در دبیهای متفاوت بر اساس محاسبات معادلهی IGT ................................106
نمودار 4-9 تغییرات راندمان بر حسب فشار خروجی در دماهای متفاوت بر اساس محاسبات معادلهی Weymouth .....................107
نمودار 4-10 تغییرات راندمان بر حسب فشار خروجی در دماهای متفاوت بر اساس محاسبات معادلهی IGT ..............................107
نمودار 4-11 تغییرات راندمان بر حسب طول خط لوله ........................................................................................................... 109
نمودار 4-12 تغییرات راندمان بر حسب دبی حجمی خط لوله ..................................................................................................110
نمودار 4-13 تغییرات راندمان بر حسب قطر لوله .....................................................................................................................111
نمودار 4-14 تغییرات راندمان بر حسب دانسیته نسبی ..........................................................................................................111
نمودار 4-15 تغییرات راندمان بر حسب ارتفاع از سطح دریا ورودی به ایستگاه تقویت فشار شماره 2 .....................................112
نمودار 4-16 تغییرات جزء مولی سولفید هیدروژن و تاثیر این تغییرات بر راندمان انتقال .........................................................114
نمودار 4-17 تغییرات جزء مولی نیتروژن و تاثیر این تغییرات بر راندمان انتقال .......................................................................114
نمودار 4-18 تغییرات جزء مولی سولفید دی اکسید کربن و تاثیر این تغییرات بر راندمان انتقال ..............................................114
نمودار 4-19 تغییرات راندمان بر حسب دمای ورودی ...........................................................................................................116
نمودار 4-20 تغییرات راندمان بر حسب ضریب هدایت حراتی بر اساس محاسبات معادلهی AGA ..........................................118
نمودار 4-21 تغییرات راندمان بر حسب دمای سطح خاک ....................................................................................................118
نمودار 4-22 تغییرات راندمان بر حسب عمق دفن خط لوله ..................................................................................................119
نمودار 4-23 تغییرات راندمان بر حسب ضخامت لوله و پوشش آن .......................................................................................120
فصل اول :
پیش درآمدی اجمالی بر صنعت انتقال گاز کشور و جهان

1-1. مقدمه
در طول 150 سال گذشته، گاز طبیعی نقشی حیاتی را در زمینهی گسترش و توسعه صنایع جوامع پیشرفته و در حال توسعه بازی کرده و جانشینی کاملاً مناسب برای سوختهایی نظیر ذغال سنگ و نفت به شمار میآمد. به دلیل ارزانی و طبیعت دوست بودن این نوع سوخت (نسبت به باقی سوختهای فسیلی)، گاز طبیعی توانسته است جایگاه مناسبی را بهعنوان منبعای برای تامین انرژی امروز و فردا به دست آورد. گاز متان در مقایسه با سایر سوختهای فسیلی متداول، از پایینتــرین ارزش حرارتی برخوردار است و مانند سایر هیدروکربورها، قابلیت تبدیل به مواد با ارزش افزوده بالا را دارد. جایگزینی آن بهجای مصرف فرآوردههای نفتی تا حدودی میتواند صیانت از منابع باارزش نفتی را تسریع بخشد. همچنین، از آنجا که از یک دهه گذشته، رویکرد جهانی به کاهش آلایندههای محیط زیست وارد مرحلهی نوینی شده، گسترش استفاده از گاز طبیعی بهعنوان سوختی پاک، در دستور کار اکثر کشورهای جهان از جمله ایران قرار گرفته است. شکل 1-1 نشان دهندهی میزان افزایش گرایش نسبت به گاز طبیعی در طی 36 سال (از سال 1973 تا 2009) بهعنوان یک منبع انرژی پرطرفدار میباشد [1]. در این نمودار بیشترین تامین کننده انرژی جهان همچنان منابع مربوط به نفت خام با 5/52% در سـال 1973 و 1/37% در سال 2009 معرفی میگردند؛ با این وجود میـزان استفاده از این منبع انـــرژی

شکل 1-1 . تحولات میزان مصرف منابع اصلی انرژی در سال 1973 و انتهای 2009
در 36 سال اخیر با 4/15% کاهش روبرو بوده و این در حالـی است که استفاده از گاز طبیــعی به عنوان منبع تامین انرژی با 2/5% رشد از 19% در سال 1973 به 2/24% در پایان سال 2009 رسیده است.
ایران، پل ارتباطی حوزهی دریای خزر و آسیای میانه در شمال با خلیج فارس و کشورهای هند و پاکستان در جنوب شرق کشور از یک طرف و ترکیه و اروپا از طرف دیگر میباشد. بنابراین ایران با دارا بودن ذخایر عظیم گازطبیعی و سامانهی گستردهی انتقال گاز داخلی کشور، عامل تعیین کننده و مؤثری در تأمین بخشی از تقاضای بین المللی گازطبیعی بهشمار میرود. از سوی دیگر ایران بهعنوان بزرگترین تولیدکننده و مصرف کنندهی گاز در منطقه خاورمیانه، تمایل قابل ملاحظهای برای بهره گیری از مزیت نسبی گازطبیعی در اقتصاد ملی دارد. لذا سیاست جایگزینی گاز با سایر حاملهای انرژی متعارف مصرفی و ارتقای جایگاه کشور در بازارهای بین المللی گاز، بهعنوان اهداف بلند مدت سیاست انرژی کشور، همواره مدنظر بوده است. در ادامه تعاریفی دربارهی گاز طبیعی و شرایط تولید و انتقال گاز طبیعی در ایران و سایر کشورهای عمدهی تولید کننده مرور و بررسی میگردد.
1-2. اشکال مختلف گاز و مفاهیم اصولی آن
1-2-1. گازطبیعی : گاز طبیعی استخراجی از ذخایر زیر زمینی به لحاظ ترکیبات شیمیایی دارای ترکیب واحدی نمیباشد. گازطبیعی که به همراه نفت خام استخراج میگردد، گاز همراه و گاز طبیعی که از مخازن گازی و به تنهایی استخراج میگردد، گاز مستقل نامیده میشود. این گاز در زمان استخراج چه همراه با نفت خام و چه بهصورت مستقل، شامل ترکیبی از گازها و میعانات است که بعضی از آنها مانند سولفید هیدروژن، مونو اکسید کربن و نیتروژن از دسته گازهای انرژی محسوب نمیگردند. لذا گازطبیعی تنها پس از طی فرآیند پالایشگاهی است که میتواند بهعنوان یکی از حاملهای انرژی مورد استفاده قرار گیرد. حتی در این مرحله نیز گازطبیعی ترکیبی از چند گاز است که بیشترین سهم از این میان با 85 درصد به متان تعلق دارد. برای سهولت انتقال گازطبیعی در مسیرهای بسیار طولانی و مسیرهایی که امکان انتقال آن بهوسیلهی خطوط لوله امکان پذیر نبوده یا اقتصادی نمی باشد، آن را با کاهش دما به 160- درجه سلیسیوس و تحت فشار اتمسفر به مایع تبدیل میکنند . مایع سازی گاز فقط موجب تغییر شکل فیزیکی آن میگردد و به لحاظ خواص شیمیایی در آن تغییری ایجاد نمی- نماید [2]. جدول 1-1 نمایانگر اجزای متداولـی است که گاز طبیعی را تشکیـل میدهنـد. قابـل ذکـر است که درصد زیادی از حجم گاز طبیعی اختصاص به گاز متان دارد [2].
جدول 1-1. اجزاء تشکیل دهندهی گاز طبیعی
اجزاء علامت اختصاری محدوده (%مولی)
متان CH4 87 - 96
اتان C2H6 1/5 – 5/1
پروپان C3H8 1/0 – 5/1
ایزو بوتان C4H10 01/0 – 3/0
نرمال بوتان C4H10 01/0 – 3/0
ایزو پنتان C5H12 < 14/0
نرمال پنتان C5H12 < 04/0
هگزان + C6+ < 06/0
نیتروژن N2 7/0 – 6/15
دی اکسید کربن Co2 1/0 – 0/1
اکسیژن O2 01/0 – 1/0
هلیوم He < 01/0
سولفید هیدروژن H2S 01/0 - 5
هیدروژن H2 < 02/0
1-2-2. گاز زغالسنگ : در زمان استخراج زغالسنگ از معادن زیرزمینی، مقداری گاز که عمدتاً متان میباشد از معادن زغالسنگ آزاد میشود که به آن، گاز زغالسنگ اطلاق میگردد. این گاز به لحاظ مسائل ایمنی در معادن جمع آوری و بهعنوان سوخت مصرف میگردد.
1-2-3. گاز تولیدی در کارخانجات گاز : این گاز در برگیرندهی انواع گازهای تولیدی در کارخانهها بوده که هدف اصلی آن ضمن تولید انبوه، انتقال و توزیع گاز از طریق شبکهی گاز رسانی میباشد. این گازها شامل گازهای تولیدی حاصل از تبدیل زغالسنگ (گاز حاصل از کورههای کک سازی و انتقال آن به کارخانجات)، گازهای حاصل از تبدیل گاز و گازهای حاصل از تغییر ساختار و ترکیب ساده گازها با یکدیگر یا با هوا میباشند. لازم به ذکر است که کلیهی این گازها قابلیت انتقال از طریق شبکه گازطبیعی را دارا میباشند.
براساس تعاریف آژانس بین المللی انرژی و مرکز آمار اتحادیهی اروپا تعاریف زیر از جمله مهمترین موارد و مفاهیمی میباشند که در صنایع گازی و عملیات انتقال آن بایستی مدنظر قرار گیرند:
1-2-4. اکتشاف : جستجو برای یافتن گاز طبیعی، مرحلهی بسیار مهمی از تولید است. در سالهای ابتدایی صنعت گاز طبیعی که درک بسیار کمی نسبت به گاز طبیعی وجود داشت، چاهها براساس حدس و گمان و شواهد ظاهری حفر میشدند ولی از آنجا که هزینههای حفر چاه سرسام آور هستند، امروزه شرکتها دیگر ریسک حفاری در مکانهای اشتباه را نمیپذیرند. اکنون زمین شناسان نقش اصلی در شناسایی لایههای حاوی گاز طبیعی را ایفا میکنند. برای پیدا کردن منطقهای که احتمال زیادی برای یافتن گاز در آن میرود، آنها ساختار خاک را ارزیابی کرده و آنرا با نمونههای مربوط به مناطق دیگر که در آنها گاز یافت شده مقایسه مینمایند. سپس آزمایشهای ویژهای انجام داده و مطالعاتی بر روی زمین منطقهای که احتمال وجود گاز در زیر آن هست، انجام میدهند. طی سالها، فنون پیشبینی های اکتشافی ابداع شدهاند تا اطلاعات قابل توجهای در مورد میزان احتمال وجود گاز در اختیار قرار دهند. هرچه این فنون دقیقتر شوند، احتمال وجود گاز در محلی که حفاری انجام میشود افزایش پیدا میکند.
1-2-5. تولید گازطبیعی : به آن بخش از گاز اطلاق میگردد که پس از خالص سازی و جداسازی مایعات گازی و گوگرد باقی میماند و شامل گازهای تزریق مجدد، سوزانده شده و گازهای تخلیه شده در هوا نمیشود. بنابراین تولید گازطبیعی، صرفاً شامل گاز مصرفی در پالایشگاههای گاز و گاز منتقل شده توسط خطوط لوله میگردد. به عبارت دیگر در ردیف تولید گازطبیعی، مقدار گاز قابل مبادله و فروش ذکر میگردد.
1-2-6. مصرف گازطبیعی : مصرف گازطبیعی در بخشهای مختلفی اعـم از بخش تبدیلات، مصارف
داخـلی بخش انرژی (واحدهای تولید کنندهی انرژی)، تلفات انتقال و توزیع گازطبیعی، بخشهای مصرف کنندهی نهایی (صنعت، حمل و نقل، خانگی، خدمات، سایر بخشها و مصارف غیر انرژی) صورت میگیرد. ذکر این نکته ضروری است که مصرف سوخت مجتمعهای پتروشیمی در بخش صنعت و خوراک مصرفی آنها بهعنوان مصارف غیر انرژی درنظرگرفته میشود.
1-2-7. واردات و صادرات گازطبیعی : انتقال گاز به دو شیوه یکی از طریق خطوط لوله و دیگری از طریق مایعسازی گازطبیعی توسط تجهیزات حمل LNG امکان پذیر میباشد. به جهت حفظ امنیت انرژی در مبحث مربوط به واردات و صادرات گاز، اطلاعات کشور مبدأ (کشور تولید کننده) و کشور مقصد (مصرف کننده) در جمع آوری اطلاعات از اهمیت بهسزایی برخوردار است. در واردات، اطلاعات کشور مصرف کننده و در صادرات اطلاعات کشور تولید کننده بسیار مهم و ضروری است.
1-2-8. ذخیره سازی گازطبیعی (موجودی) و تغییر در موجودی : گازطبیعی پس از تولید بهدو صورت فصلی و اوج ذخیره میشود. سایتها یا مخازنی که بهمنظور ذخیره سازی فصلی احداث میگردند باید قادر به ذخیرهسازی منابع عظیمی از گاز باشند. ذخیرهسازی گاز در این مخازن در زمانی که تقاضا برای گاز کمتر باشد صورت میگیرد و به تدریج با افزایش تقاضا ذخایر این مخازن آزاد میشود. اما سایت های اوج قادر به ذخیره سازی حجم کمتری از گازطبیعی می باشند و باید بتوانند در زمان اوج تقاضا سریعاً ذخایر خود را به شبکههای انتقال تزریق نمایند. بنابراین ذخیرهسازی و تغییر در موجودی گاز طبیعی با میزان ذخایر گازطبیعی هر کشور کاملاً متفاوت است. در محاسبه موجودی باید موجودی در اولین روز سال و موجودی در آخرین روز سال محاسبه گردد. در واقع کلیه جزئیات مربوط به ذخیره سازی گازطبیعی قابل استحصال باید مدنظر قرار گیرد. تغییر در موجودی نیز از کسر موجودی در آخرین روز سال از موجودی در اولین روز سال بهدست میآید.
1-3. میادین و ذخایر گاز طبیعی
میزان کل ذخایر قابل استحصال گازطبیعی کشور در پایان سال 1387، بالغ بر 29 تریلـیون مترمکعب
برآورد گردیده است که از این میزان، حدود 18/9 تریلیون مترمکعب، ذخایر قابل استحصال مناطق خشکی و 12/9 تریلیون مترمکعب نیز در مناطق دریایی قرار داشتهاند. بدین ترتیب از کل ذخایر قابل استحصال در این سال، سهم مناطق خشکی 7/31 درصد و سهم مناطق دریایی نیز 3/68 درصد بوده است. این در حالی است که گاز مورد نیاز کشور عمدتاً از میادین خشکی تولید میگردد، بهطوری که تا پایان سال 1387، میادین خشکی و دریایی بهترتیب حدود 3/86 و 7/13 درصد از گازطبیعی مورد نیاز کشور را تأمین نمودهاند. تا پایان این سال 22 میدان گازی فعال در کشور وجود داشته که 20 میدان آن در مناطق خشکی و 2 میدان در مناطق دریایی واقع شدهاند. جدول 1-2 نمایانگر میزان ذخایر گاز طبیعی در کشورهای ایران، شوروی سابق، قطر، عربستان، ایالات متحده آمریکا و کانادا تا پایان سال 2009 می باشد [3]. نمودار 1-1 نیز درصد ذخایر کشورهای نامبرده را نسبت به کل ذخایر گاز طبیعی در جهان نشان میدهد. همانطور که در نمودار 1-1 مشخص است، کشور ایران با در دست داشتن نزدیک به 16 درصد از کل مخازن گازی جهان بعد از اتحاد جماهیر شوروی سابق بیشترین منابع گاز طبیعی در جهان را در اختیار خود دارد.
جدول 1-2 . ذخایر گاز طبیعی کشف شده بر حسب میلیارد مترمکعب [3]
2009 2008 1990  
61264 56425 45280 شوروی سابق
29596 28062 16990 جمهوری اسلامی ایران
25451 25242 4619 قطر
6924 6728 4704 آمریکا
7443 7301 5104 عربستان
6924 1639 2762 کانادا

نمودار 1-1. درصد ذخایر گاز طبیعی در کشورهای عمدهی دارنده مخازن گازی تا انتهای سال 2009 [3]
میادین گازی ایران براساس مناطق مورد بهره برداری آنها بهصورت زیر تقسیم میگردند :
1-3-1. میادین مناطق خشکی: شامل 15 میدان مستقل گازی و 5 سازند گازی است. میادین گازی مستقل شامل میادین مزدوران، شوریجه، گنبدلی، آغار، دالان، نار، کنگان، قشم، سرخون، تابناک، هما، شانول، وراوی، سراجه و تنگ بیجار میباشند و سازندهای گازی نیز مخزن ژوراسیک مسجد سلیمان، مخزن خامی مارون، گنبد گازی پازنان، گنبد گازی لب سفید و گنبد گازی نفت سفید را در بر میگیرند.
1-3-2. میادین گازی فعال دریایی: که شامل میدان پارس جنوبی و سازند دالان میدان سلمان میگردد. از میادین بزرگ گازی در منطقهی خشکی میتوان به میادین خانگیران در استان خراسان، دالان و آغار و تابناک در استان فارس، کنگان و نار در استان بوشهر و سرخون و گورزین در استان هرمزگان اشاره نمود. دو میدان گازی فعال دریایی شامل پارس جنوبی در استان بوشهر و سازند دالان میدان سلمان در استان هرمزگان میباشند. جدول 1-3 نمایانگر میزان این ذخایر تقریبی محاسبه شده تا پایان سال 1387 میباشد.
جدول 1-3. ذخایر گاز طبیعی کشور در سال 1387 (برحسب تریلیون مترمکعب) [4]

1-3-3. میادین مشترک گازی: وجود مرز مشترک آبی و خاکی در برخی از حوزههای نفت و گاز ایران با کشورهای همسایه، باعث شده این مساله در برنامه ریزیهای کلان صنعت گاز اهمیت ویژهای داشته باشد. دست یابی به سهم عادلانهای از این میادین منوط به سرمایه گذاریهای بیشتر در میان مدت و بهکارگیری روشهای صحیح علمی در تولید خواهد بود. در گذشته برخی محدویتهای اجرایی، سیاسی و اقتصادی، دستیابی به این مهم را با مشکلاتی مواجه نموده بود. از آنجا که عدم بهره برداری بهینه از مخازن مشترک میتواند منجر به کاهش تولید یا مسدود شدن مخزن شده و منافع طرفین را تحت الشعاع قرار دهد، لذا طی سالیان اخیر بهره برداری از این میادین مشترک، در اولویتهای صنعت گاز کشور قرار گرفته است. در حال حاضر از بین میادین مشترک گازی کشور، میدان گازی گنبدلی تنها میدان گازی در حال بهره برداری واقع در خشکی است که با کشور ترکمنستان مشـترک میباشد. سایــر میادین مشترک در خلیج فارس و در مجاورت با میادین کشورهــای قطر، عربستان سعودی، کویت و امارات متحده عربی شامل شارجه و ابــوظبی واقع شــدهاند [4]. در جدول 1-4 میادین مشترک گازطبیعی کشور و وضعیت بهره برداری از آنها در طی سال 1387 نشان داده شده است.
جدول 1-4. میادین مشترک گاز طبیعی با کشورهای همسایه [4]

1-3-4. میدان گازی پارس جنوبی: این میدان یکی از بزرگترین منابع گازی مستقل جهان میباشد که برروی خط مرزی مشترک ایران و قطر در خلیج فارس و به فاصلهی 105 کیلومتری ساحل جنوبی بندر عسلویه ایران قرار دارد. این میدان بهدلیل بزرگی و مشترک بودن میان ایران و قطر از اهمیت ویژهای برخوردار است. مهمترین منبع این میدان، مخزن کربنات کنگان – دالان میباشد که با ضخامتی حدود 450 متر در عمق حدود 3000 متری کف دریا قرار دارد. طبق برآورد صورت گرفته، حجم ذخایر گازطبیعی این میدان حدود 2/14 تریلیون مترمکعب و میعانات گازی آن حدود 18 میلیارد بشکه میباشد. توسعه و بهـره برداری از میدان گــازی پارس جنوبی، در حال حاضر بزرگترین پروژه انرژی در کشور محسوب میشود. برای بهره برداری از حوزهی پارس جنوبی 28 فاز مجزا در نظر گرفته شده که برای 24 فاز آن برنامه ریزی شده است. فازهای 1 الی 5 به بهره برداری رسیدهاند و فازهای 6 الی 24 در حال اجرا یا آماده اجرا میباشند.
1-4. تولید گاز طبیعی
در سال 1387 ، تولید داخلی گازطبیعی با 5/9 درصد رشد نسبت به سال قبل، از حدود 128 به 144 میلیارد مترمکعب افزایش یافته است. در این سال، میادین پارس جنوبی و کنگان به ترتیب با تولیدی معادل 5/50 و 5/33 میلیارد مترمکعب در مجموع حدود 1/58 درصد از تأمین داخلی گازطبیعی را بر عهده داشتهاند. میادین پارسیان و خانگیران جمعاً با 2/27 درصد سهم در تأمین داخلی گازطبیعی، در جایگاه بعدی قرار دارند. در سال مذکور، بیشترین افزایش در تولید گاز نسبت به سال قبل، مربوط به منطقهی ایلام و فارس (پارسیان) بوده است که به ترتیب حدود 3/25 و 2/13 درصد افزایش داشتهاند. البته منطقهی سراجه و دالان نیز با کاهش برداشت حدود 50 و 10 درصدی نسبت به سال قبل مواجه بودهاند. جدول 1-5 تولید سالیانهی گازطبیعی را طی سالهای 87-1380 به تفکیک میادین نشان میدهد.
جدول 1-5. تولید گاز طبیعی طی سالهای 87 – 1380 برحسب میلیون مترمکعب [5]

با بررسی اطلاعات منتشر شده توسط آژانس بین المللی انرژی (IEA) در مورد میزان تولید گاز کشورهای مختلف و بهخصوص کشورهای خاورمیانه در سالهای متمادی میتوان مقایسهای بین مقدار تولید گاز طبیعی در کشور ایران و بقیهی عمده تولید کنندگان گاز طبیعی در جهان را انجام داد. نمودار 1-2 بیانگر میزان تولید سه کشور عمدهی تولید کننده گاز طبیعی در خاورمیانه، یعنی کشورهای ایران ، قطر و عربستان نسبت به یکدیگر از آغاز سال 1971 تا پایان سال 2009 می باشد. همانطور که مشخص است میزان تولید ایران در طی سی سال رو به افزایش بوده و بیشترین میزان تولید در خاورمیانه را دارا می باشد ، درصد تولید گاز در ایران نسبت به کل میزان گاز تولیدی در خاورمیانه طی سی سال اخیر در جدول 1-6 گردآوری شده است [5و6]. در این جدول سهم تولید ایران در خاورمیانه در سال 2010 به 7/34 درصد رسیده و این کاهشی 6/8 درصدی نسبت به تولید در سال 1971 را از خود نشان می دهد.

نمودار 1-2. تولید گاز طبیعی سه کشور ایرن، قطر و عربستان طی چهل سال اخیر بر حسب میلیون مترمکعب در سال [6]
جدول 1-6. درصد تولید گاز طبیعی در ایران نسبت به کل گاز تولیدی در خاورمیانه [6]
10-2009 2008 2007 2006 2005 1990 1973 1971 سال
7/34 7/32 34 5/32 2/32 4/24 7/46 2/43 درصد تولید
مقایسه میزان تولید گاز در ایران نسبت به بزگترین تولید کنندگان گاز طبیعی جهان ، امریست که در نمودار 1-3 گردآوری شده است . کشورهای روسیه، آمریکا و کانادا به ترتیب دارای ظرفیتهای تولید بالاتری نسبت به ایران در جهان میباشند . جدول 1-7 نیز درصد کل گاز تولیدی در ایران نسبت به کل گاز تولید شده در جهان را نشان میدهد. براساس اطلاعات مندرج در این جدول (که از آخرین گزارش آژانس بین المللی انرژی در مورد صنعت گاز بهدست آمده است) سهم جهانی تولید گاز طبیعی در ایران در ابتدای سال 2010 با رشدی 88/3 درصدی نسبت به 30 سال پیش ، 6/4 درصد میباشد. نمودار بعدی (نمودار1-4) نشانگر میزان کل گاز تولیدی در جهان در طی 27 سال اخیر به تفکیک مناطق جغرافیایی و راهبردی میباشد. در این نمودار بیشترین میزان تولید مربوط به کشورهای عضو سازمان OECD و پس از آن کشورهای تشکیل دهندهی شوروی سابق میباشند. نکتهی قابل ذکر در این نمودار نحوهی افزایش استخراج و تولید گاز در طی 27 سال در تمامی مناطق مختلف جهان میباشد که با توجه

نمودار 1-3. تولید گاز طبیعی کشور ایرن نسبت به روسیه، آمریکا و کانادا طی چهل سال اخیر بر حسب میلیون مترمکعب در سال [7]
جدول 1-7. درصد تولید گاز طبیعی در ایران نسبت به کل گاز تولیدی در دنیا [7]
10-2009 2008 2007 2006 2005 1990 1973 1971 سال
6/4 4 4 6/3 4/3 1/1 97/0 72/0 درصد تولید
به انبساط نمودار در سال هــای پایانی و بخصوص در انتهـــای سال 2009 می توان به خوبی به کیفیت این موضوع پی برد. در نمودار 1-3 بیشترین میزان رشد تولید و برداشت گاز به ترتیب مربوط به کشورهای عضو اتحاد جماهیر شوری سابق، آسیا و منطقه خاورمیانه میباشد. درصد تولید گاز طبیعی به تفکیک مناطق جغرافیایی در طی حدود 30 سال اخیر نیز در جدول 1-8 گردآوری گردیده است [6-9].

نمودار 1-4 . تولید گاز طبیعی بر حسب مناطق جغرافیایی و راهبردی [8]
بیشترین میزان رشد تولید در طی این دوران مربوط به خاورمیانه با 7/11% افزایش و بیشترین و کمترین
سهم تولید جهانی بهترتیب مربوط به کشورهای عضو سازمان OECD و قاره آفریقا میباشد. گفتنی است
که اعضای سازمان OECD از 29 کشور جهان واقع در قارههای اروپا ، آمریکا ، آسیا و استرالیا تشکیل شدهاند. (نظیر اتریش، بلژیک، کانادا، استرالیا، آلمان، فرانسه، ایرلند، ایتالیا، ژاپن، کرهجنوبی و ...)
جدول1-8. درصد تولید گاز طبیعی در دنیا به تفکیک مناطق جغرافیایی و راهبردی [9]
10-2009 2008 2007 2006 2005 1990 1973 1971  
37 6/36 9/36 5/37 3/38 4/42 4/71 7/72 کشورهای عضو OECD
8/24 5/27 7/27 1/28 3/28 1/39 7/19 6/19 کشورهای استقلال یافته از شوروی سابق
4/13 3/12 9/11 2/11 5/10 5/4 1/2 7/1 خاورمیانه
2/10 1/9 3/9 3/9 5/9 5/6 1 8/0 آسیا
5/6 5/6 6/6 5/6 2/6 1/3 8/0 4/0 آفریقا
2/8 9/7 6/7 5/7 1/7 2/5 1/5 9/4 سایر کشورها
1-5. مصرف گازطبیعی
گازطبیعی در دو بخش مصارف نهایی و مصارف بخش انرژی مورد استفاده قرار میگیرد :
- مصارف نهایی گاز طبیعی خود به دو بخش مصارف نهایی انرژی و غیر انرژی تقسیم میشود. در مصارف نهایی انرژی از گاز طبیعی برای تأمین انرژی مورد نیاز زیر بخشهای خانگی، تجاری و عمومی، سوخت پتروشیمی، صنعت، حمل و نقل و کشاورزی استفاده میشود. مصرف گاز طبیعی بهعنوان خوراک پتروشیمی و به عنوان مصارف غیر انرژی میباشد. بهعبارت دیگر توزیع گاز طبیعی به مصرف کنندهگان برای فعالیتهایی غیر از تبدیل سوخت را مصرف نهایی میگویند.
- مصارف بخش انرژی گاز طبیعی شامل سوخت پالایشگاههای نفت و گاز، ایستگاههای تقویت فشار، سوخت توربینها و دیزل ژنراتورهای موجود در مسیر خطوط لوله و گاز مصرفی در نیروگاهها میباشد. در واقع گازطبیعی در این بخش در مراکز مولد انرژی مصرف میشود. در سال 1387 مصارف نهایی و مصرف بخش انرژی گازطبیعی 130037 میلیون مترمکعب بوده که نسبت به سال 1386 حدود 3/5 درصد افزایش داشته است. این افزایش عمدتاً در بخشهای حمل و نقل، کشاورزی، سوخت پالایشگاههای گاز و نیروگاهی رخ داده است. در این سال سهم مصارف نهایی و مصارف بخش انرژی به ترتیب 2/58 و 8/41 درصد از کل مصرف و رشد آنها نسبت به سال قبل به ترتیب 9/0 و 1/12 درصد بوده است. جدول 1-9 نمایانگر میزان مصرف گاز طبیعی در بخشهای مختلف و سهم هر بخش از این مقدار را نشان میدهد. بیشترین میزان مصرف در بخش مصارف نهایی مربوط به قسمت خـانگی،
جدول1-9. میزان مصرف گاز طبیعی در بخشهای مختلف بر حسب میلیون متر مکعب طی سالهای 87-1380

تجاری و عمومی با میانگین مصرف بیش از 64 درصد کل مصرف طی سالهای 1380 تا 1387 بوده و بهطور مشابه نیروگاهها (بهمنظور تولید برق و ...) بالاترین میزان استفاده از گاز طبیعی با میانگین 79 درصد کل مصرف گاز طی هشت سال گذشته را دارا میباشند. بخشهای مختلف گردآوری شده در جدول 1-9 را می توان به شکل زیر دسته بندی نمود :
1-5-1. بخش خانگی، تجاری و عمومی : این بخـش شـامل زیـر بخشهای خانگی، تجــاری عـادی (کسب و خدمات)، تجاری ویژه (نانواییها و گرمابهها)، ورزشی، آموزشی، مذهبی و خیریه و همچنین عمومی (اماکن و تأسیسات دولتی) میشود. در سال 1387 کل مصرف گازطبیعی در بخشهای خانگی، تجاری و عمومی بالغ بر 43986 میلیون مترمکعب بوده که در حدود 2/58 درصد از مصارف نهایی گازطبیعی را به خود اختصاص داده است. مصرف گازطبیعی در این بخش بهدلیل گرم شدن دمای نسبی هوا و اجرای تعرفههای پلکانی برای مشترکین پرمصرف، نسبت به سال گذشته با رشد منفی معادل 1/4 درصد مواجه بوده است. بیشترین سهم مصرف گازطبیعی در این بخش به زیر بخش خانگی تعلق دارد که با 7/87 درصد مصرف این بخش در حدود 1/38629 میلیون مترمکعب گاز را به مصرف رسانده است.
در این سال مقرر گردید که تدوین و اجرای برنامه زمانبندی توسعه شبکه گازرسانی داخلی و ایجاد انشعابات و اشتراک پذیری جدید در بخش خانگی و تجاری متناسب با ظرفیتهای موجود گاز طبیعی کشور و هماهنگ با برنامه بخش تولید، همگام با روند اجرایی پروژههای توسعهای میادین گازی صورت گیرد.
1-5-2. بخش صنعت : در سال 1387 بخش صنعت با مصرف 3/16752 میلیون مترمکعب گازطبیعی در حدود 1/22 درصد از کل مصارف نهایی گاز را به خود اختصاص داده است. لازم به ذکر است که در مفاهیم تراز انرژی، بخش صنعت شامل صنعت و سوخت پتروشیمیها نیز میشود که با توجه به این مفاهیم، سهم 9 درصدی سوخت پتروشیمیها نیز به این مقدار افزوده گردیده و سهم کل بخش صنعت از مصارف نهایی گاز به حدود 1/31 درصد میرسد.
1-5-3. بخش حمل و نقل : از جمله سیاستهای اجرایی برنامه چهارم توسعه اقتصادی- اجتماعی، گازسوز نمودن خوروهای سواری (شخصی و عمومی) و اتوبوس و جایگزینی گازطبیعی به جای فرآورده های نفتی در بخش حمل و نقل بهصورت CNG بوده که در این راستا خرید و توسعهی اتوبوسهای گازسوز ،CNG، درون شهری نیز در شمار اولویتها قرار گرفته است. مصرف گازطبیعی در بخش حمل و نقل در سال 1387 بالغ بر 4/1842 میلیون مترمکعب گردید که نسبت به سال قبل از آن 2/77 درصد رشد داشته است. این افزایش مصرف سوخت خودروهای گازسوز عمدتاً ناشی از جایگزینی سوخت گاز با بنزین موتور بهعلت اعمال سهمیهبندی بنزین میباشد. البته در این سال روند رشد مصرف این بخش نزولی بوده به طوریکه از رشد 2/99 درصد نسبت به سال 1385به رشد 2/77 درصد نسبت به سال 1386 رسیده که این امر میتواند ناشی از کاهش روند افزایش تعداد خودروهای گازسوز طی این دو سال باشد. در سالهای 1386 و 1387 تعداد 567406 و 505707 خودرو دو گانه سوز به ناوگان حمل و نقل کشور، افزوده شده است.
1-5-4. بخش کشاورزی : مصرف گازطبیعی بخش کشاورزی در سال 1387 حدود 9/233 میلیون مترمکعب بود که نسبت به سال قبل از آن 3/32 درصد رشد داشته است.
1-5-5. بخش پالایشگاهی : در سال 1387 پالایشگاههای نفت، گاز، تلمبه خانهها، واحدهای هیدروژن سازی و ایستگاههای تقویت فشار 10585 میلیون مترمکعب گازطبیعی را به مصرف رساندهاند که نسبت به سال گذشته از کاهش 5 درصدی برخوردار بوده است.
1-5-6. بخش نیروگاهی: منظور از این بخش، کلیه نیروگاههای تحت پوشش وزارت نیرو، بخش خصوصی و مولدهای برق صنایع بزرگ میباشد.گاز طبیعی مصرفی برای سوخت نیروگاهها در سال 1387 به 43411 میلیون مترمکعب بالغ گردید که نسبت به سال قبل 4/17 درصد افزایش داشته است. از آنجا که در برنامه چهارم توسعه اقتصادی- اجتماعی پرهیز از احداث نیروگاههای تحت تأثیر عوامل غیراقتصادی (مانند نیروگاه زغالسنگی با هزینهی خیلی زیاد، نیروگاه خورشیدی و بعضی از نیروگاههای آبی) از مهمترین اقدامات بخش برق طی سالهای برنامه چهارم درنظرگرفته شده بود، لذا نقش سوختهای مایع و گازطبیعی در تأمین سوخت نیروگاهها مؤثرتر بوده است. سهم گاز مصرفی نیروگاههای وزارت نیرو از کل نیروگاهها از 90 درصد در سال 1386، با 3 درصد کاهش به 87 درصد در سال 1387 رسید. بعد از زمستان سرد سال 1386 و مشکلات تأمین سوخت نیروگاهها، مقرر گردید این روند تصحیح و سهم نیروگاههای برق آبی، تجدید پذیر و زغالسوز به جز در استانهای شمالی با رعایت استانداردهای روز و با توجه به افزایش تدریجی قیمت گازطبیعی و فرآوردههای نفتی دربرنامههای تأمین برق کشور افزایش یابد.
1-5-7. بخش پتروشیمی : گازطبیعی در صنایع پتروشیمی هم به عنوان خوراک یا مادهی اولیه بـرای تولید انواع محصولات شیمیایی و هم بهعنوان سوخت برای تأمین انرژی حرارتی مورد نیاز این صـنعت مورد مصرف قرار میگیرد. در سال 1387 کل گاز مصرفی در صنایع پتروشیمی بالغ بر 12825.7 میلیون مترمکعب گردید که تفاوت چندانی با سال قبل نداشته است. لازم به ذکر است مصرف خوراک گازطبیعی واحدهای پتروشیمی، در مصارف غیرانرژی لحاظ میگردد.
نمودار 1-5 نشان دهندهی میزان مصرف گاز طبیعی در 3 کشور عمدهی دارندهی مخازن گاز طبیعی و تولید کنندهی آن ؛ ایران، قطر و عربستان سعودی میباشد. همچنین جدول 1-10 درصد مصرف گاز طبیعی توسط ایران را نسبت به کل گاط مصرفی در خاورمیانه نشان میدهد. میزان مصرف گاز طبیعی در ایران در خاورمیانه، رشدی 20 درصدی را طی سی سال از خود نشان میدهد. با مقایسهی جدول 7 با 4 این مطلب مشخص میشود که سهم مصرف گاز طبیعی ایران در خاورمیانه در سال 2010، حدوداً 10 %

نمودار 1-5. مصرف گاز طبیعی سه کشور ایرن، قطر و عربستان طی چهل سال اخیر بر حسب میلیون متر مکعب در سال [6]
جدول 1-10. درصد مصرف گاز طبیعی در ایران نسبت به کل گاز مصرفی در خاورمیانه [6]
10-2009 2008 2007 2006 2005 1990 1973 1971 سال
1/41 8/38 9/39 3/38 8/37 4/23 9/21 8/20 درصد مصرف
بیشتر از سهم تولید آن می باشد. بررسی گستردهتر نحوهی مصـرف گاز طبیــعی در ایران، با مقایـسه ایـن موضوع با کشورهای عمدهی تولید کننده و مصرف کنندهی گاز طبیعی در جهان ملموستر خواهد شد. امری که در نمودار 1-6 بدان پرداخته شده است. ایران تا قبل از سال 2005 کمترین میزان مصرف گاز طبیعی را در بین 4 کشور پرمصرف گاز در دنیا (آمریکا، روسیه، ژاپن و کانادا) دارا بوده است ولی طی 5 سال اخیر سومین کشور پرمصرف گاز طبیعی در جهان گردیده. ایالات متحدهی آمریکا و جمهوری روسیه با اختلاف فراوان به ترتیب بیشترین میزان مصرف گاز را در جهان دارا هستند. افزایش سهم مصرفی 3/4 درصدی ایران در سال 2010 نسبت به سی سال پیش در قبال کل گاز مصرف شده در جهان در طی همین دوره، از جمله نکات قابل توجه جدول 1-11 می باشد [3, 5, 6].

نمودار 1-6. مصرف گاز طبیعی کشور ایرن نسبت به روسیه، آمریکا، ژاپن و کانادا طی چهل سال اخیر بر حسب میلیون متر مکعب در سال [6]
جدول 1-11. درصد مصرف گاز طبیعی در ایران نسبت به کل گاز مصرفی در جهان [6]
10-2009 2008 2007 2006 2005 1990 1973 1971 سال
53/4 03/4 94/3 6/3 35/3 1 31/0 25/0 درصد مصرف

در نمودار 1-7 دستهبندی بر حسب منطقهی جغرافیایی و شرایط راهبردی صورت گرفته و براساس آن میزان مصرف گاز طبیعی در این مناطق تا پایان سال 2009 با سال 1973 مورد مقایسه قرار گرفته است. بیشترین رشد مصرف بهترتیب مربوط به کشورهای استقلال یافته از شوروی سابق، کشورهای اروپایی عضو OECD، آسیا(شرق) و خاورمیانه میگردد. جدول 1-11 اطلاعات مربوط به درصد میزان مصرف نقاط مختلف جهان را به تفکیک مناطق نمایش میدهد و بر اساس آن کشورهای عضو OECD و کشورهای آفریقایی با 42/48 درصد و 16/3 درصد، به ترتیب بیشترین و کمترین سهم جهانی را در مصرف گاز طبیعی دارا میباشند. در نهایت نمودار1-8 نشان دهنده تولید و مصرف گاز طبیعی در ایران می باشد. همـانطور که مشخص است از سال 1990 به بعد، میزان تولید و مصــرف گاز طبیعی در ایران تقریباً یکسان شده است. این موضـوع بدین معنـا میباشد که تقریباً به ازای هر حجم از گاز طبیعی کــه

نمودار 1-7. مصرف گاز طبیعی بر حسب مناطق جغرافیایی و راهبردی [6]
جدول1-12. درصد مصرف گاز طبیعی در جهان به تفکیک مناطق جغرافیایی و راهبردی [6]
10-2009 2008 2007 2006 2005 1990 1973 1971 42/48 23/49 97/49 96/49 97/50 61/49 42/71 78/71 کشورهای عضو OECD

پاسخ دهید

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد. بخش‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *