KaydedilenlerDerginizi ekleyin

Dergiler / Politeknik Dergisi / 2026 / Cilt: 29 Sayı: 3

Entegre Çok Akışlı Bir LNG Gazlaştırma Tesisinin Tasarımı ve Simülasyonu: Termodinamik Yaklaşım

Design and Simulation of an Integrated Multi-Stream LNG Regasification Plant: A Thermodynamic Approach

Ahmed Janaani(KARABUK UNIVERSITY)0000-0003-4934-072X
Mehmet Özkaymak(KARABUK UNIVERSITY)0000-0002-4575-8988
Ahmet Canan(KARABÜK ÜNİVERSİTESİ)0000-0002-9397-3949
Göknur Kayataş Ongun(BOLU ABANT İZZET BAYSAL ÜNİVERSİTESİ, BOLU TEKNİK BİLİMLER MESLEK YÜKSEKOKULU, ELEKTRİK VE ENERJİ BÖLÜMÜ)0000-0003-1811-1975
Tuba Coşkun(KARABUK UNIVERSITY)0000-0003-2274-3481
Sayfa
1–8
Yayın Tarihi
2026-03-29
🏛️Bu makalenin bibliyografik verileri ve tam metin bağlantısı DergiPark üzerinden sağlanmıştır.
DergiPark Kaydı ↗
✨

Yapay Zeka Hızlı Bakış & Çıkarımlar

AI Insight
⚡ TL;DR(1 Cümlede Hızlı Çıkarım)

Nihai ürün olarak elde edilen doğalgaz , 60 °C sıcaklık ve 1200 kPa basınç koşullarında ticari kullanıma uygun hale gelerek sistemden çıkmıştır.

📌 3 Maddede Bu Makale

🎯
Amaç & Hipotez:Bu çalışmada, sıvılaştırılmış doğalgaz (LNG) gazlaştırma süreci, her biri bağımsız olarak gerçekleştirilen simülasyon adımlarıyla analiz edilmiştir.
📊
Temel Bulgular & Veri:Giriş koşullarında -160 °C sıcaklık ve 100 kPa basınca sahip LNG öncelikle bir pompaya gönderilmiş, ardından, iki aşamalı bir ısı değişim sürecine tabi olmuştur.
💡
Sonuç & Katkı:Nihai ürün olarak elde edilen doğalgaz , 60 °C sıcaklık ve 1200 kPa basınç koşullarında ticari kullanıma uygun hale gelerek sistemden çıkmıştır.
🔬Tür:Modelleme & Sayısal Simülasyon
📍Kapsam:Genişletilmiş Akademik Örneklem
⚙️Değişkenler:Gazlaştırma · LNG · Aspen HYSYS

Özet

Bu çalışmada, sıvılaştırılmış doğalgaz (LNG) gazlaştırma süreci, her biri bağımsız olarak gerçekleştirilen simülasyon adımlarıyla analiz edilmiştir. LNG gazlaştırma sisteminin ayrıntılı bir simülasyonunu oluşturmak ve operasyonel adımları tanımlamak amacıyla Aspen HYSYS yazılımı kullanılmıştır. Giriş koşullarında -160 °C sıcaklık ve 100 kPa basınca sahip LNG öncelikle bir pompaya gönderilmiş, ardından, iki aşamalı bir ısı değişim sürecine tabi olmuştur. İlk aşamada, kompakt bir ısı değiştirici aracılığıyla sıcak buhar kullanılarak LNG'nin sıcaklığı artırılmış ve sıvıdan gaz faza geçişi başlatılmıştır. Bu aşamada, giriş basıncı 5 bar, sıcaklığı 151 °C ve debisi 210 kg/saat olan doymuş buhar kullanılmış; süreç sonucunda yaklaşık 7 bar gaz çıkış basıncı elde edilmiştir. İkinci aşamada ise sıcaklık 60 °C’ye kadar yükseltilerek LNG’nin tamamen buharlaşması sağlanmıştır. Nihai ürün olarak elde edilen doğalgaz , 60 °C sıcaklık ve 1200 kPa basınç koşullarında ticari kullanıma uygun hale gelerek sistemden çıkmıştır.

Abstract

In this study, each analysis begins with an independent simulation of the LNG regasification process. Aspen HYSYS was employed to model and construct a detailed simulation of the LNG regasification system, aiming to describe the operational steps involved in the gasification of LNG. The feed LNG, at a temperature of -160 °C and a pressure of 100 kPa, was first introduced into a pump. Subsequently, it was directed through two heat exchangers, where the initial stage involved a compact heat exchanger utilizing hot steam to raise the temperature of the LNG and initiate its phase transition from liquid to gas. In this stage, steam at 151 °C and a flow rate of 210 kg/h was supplied at an inlet pressure of 5 bar, resulting in a gas output pressure of approximately 7 bar. In the second stage, the temperature was further increased to 60 °C to achieve complete vaporization of the LNG. The final product, suitable for commercial use, was natural gas at 60 °C and 1200 kPa.

🔖

Bu Makaleye Atıf Yap

Janaani, A., Özkaymak, M., Canan, A., Ongun, G. K., Coşkun, T. (2026). Entegre Çok Akışlı Bir LNG Gazlaştırma Tesisinin Tasarımı ve Simülasyonu: Termodinamik Yaklaşım. Politeknik Dergisi, Cilt: 29 Sayı: 3, 1–8. https://doi.org/10.2339/politeknik.1730604

📄 Tam Metin PDF Okuyucu

📄

PDF görüntüleyici hazırlanıyor...

Kaynakça (23)

  1. Variyenli H.İ. and Khanlari A., “Analyzing the environmental effects of conventional and condensing combi boilers using natural gas”, Politeknik Dergisi, 23(4): 1277-1284, (2020).
  2. Kılıç A. E. ve Arcaklıoğlu E., “Doğalgaz yakıtlı bir kombine çevrim santralinin enerji ve ekserji analizi: Parametrik çalışma”, Politeknik Dergisi, 26(2): 721-730, (2023).
  3. Çağatay M. T., Çağatay Ş. and Karacan S., “Optimisation of biodiesel synthesis from waste cooking oil in the reactive distillation column using taguchi methodology”, Politeknik Dergisi, 24(1): 175-186, (2021).
  4. Zonfrilli M., Facchino M., Serinelli R., Chesti M., Falco M.D., Capocelli M., “Thermodynamic analysis of cold energy recovery from LNG regasification”, Journal of Cleaner Production, 420, (2023).
  5. Khor J.O., Magro F.D., Gundersen T., Sze J.Y., Romagnoli A., “Recovery of cold energy from liquefied natural gas regasification: applications beyond power cycles”, Energy Conversion and Management, 174, 336-355, (2018).
  6. Towler, G., Sinnott, R., “Principles, Practice and Economics of Plant and Process Design”, Chemical Engineering Design, (2008).
  7. https://www.iea.org/reports/key-world-energy-sta tistics-2021/supply, “World energy balances”,IEA, (2021).
  8. Franco, A., Casarosa, Claudio, “Thermodynamic analysis of direct expansion configurations for electricity production by LNG cold energy recovery”, Appl. Therm. Eng. 78, 649–657, (2015).
  9. Pan X., Clodic D., Toubassy J., “CO2 capture by antisublimation process and its technical economic analysis”, GHG Science and Technology, (2013).
  10. Najim A., “A review of advances in freeze desalination and future prospects”, Clean Water, 5 (15), (2022).
  11. Lim J., Kim Y., Cho H., Lee J., Kim J., “Novel process design for waste energy recovery of LNG power plants for CO capture and storage”, Energy Conversion and Management, 277, (2023).
  12. He T., Nair S.K., Babu P., Linga P., Karimi I.A., “A novel conceptual design of hydrate based desalination (HyDesal) process by utilizing LNG cold energy”, Applied Energy, 222, 13-24, (2018).
  13. Font-Palma C., Cann D., Udemu C., “Review of Cryogenic Carbon Capture Innovations and Their Potential Applications”, Journal of Carbon Research, 7(3), 58, (2021).
  14. Zhang X.R., Dincer İ., “Economic analysis of LNG cold energy utilization”, Energy Solutions to Combat Global Warming, 119-132, (2016).
  15. Falco M.D., Natrella G., Capocelli M., Popielak P., Sołtysik M., Wawrzyn´czak D., Majchrzak-Kucęba I., “Exergetic analysis of DME synthesis from CO and renewable hydrogen”, Energies, 15 (10), (2022).
  16. Daniarta S., Imre A.R., “Cold energy utilization in LNG regasification system using organic rankine cycle and trilateral flash cycle”, Period. Polytech. Mech. Eng, 64 (4), 342–349, (2020).
  17. Capocelli M., De Falco M., “Generalized penalties and standard efficiencies of carbon capture and storage processes”, Int. J. Energy Res, 46, 4808–482, (2021).
  18. Nazir M.N., Cloete J.H., Cloete S., Schalk, Amini S., “Efficient hydrogen production with CO capture using gas switching reforming”, Energy, 185, 372-385, (2019).
  19. Allam R.J., Palmer M.R., Jr G.W.B., Fetvedt J., Freed D., Nomoto H., Itoh M., Okito N., Jr C.J., “High efficiency and low cost of electricity generation from fossil fuels while eliminating atmospheric emissions, including carbon dioxide”, Energy Procedia, 37, 1135-1149, (2013).
  20. Song C., Liu Q., Deng S., L, H., Kitamura Y., “Cryogenic-based CO capture technologies: state-of-the-art developments and current challenges”, Renew. Sustain. Energy Rev., 101, 265–278, (2019).
  21. Zhu Z., Chen Y., Wu J., Zhang S., Zheng S., “A modified Allam cycle without compressors realizing efficient power generation with peak load shifting and CO capture”, Energy, 174, 478-487, (2019).
  22. Zhao L., Zhang J., Wang X., Feng J., Dong H., Kong X., “Dynamic exergy analysis of a novel LNG cold energy utilization system combined with cold, heat and power”, Energy, 212, (2020).
  23. Khor J.O., Magro F.D., Gundersen T., Sze J.Y., Romagnoli A., “Recovery of cold energy from liquefied natural gas regasification: applications beyond power cycles”, Energy Conversion and Management, 174, 336-355, (2018).