شریعتی با اشاره به بازدید از پارس جنوبی: ۵۰ درصد سوخت نیروگاه ها در فصل سرما باید از راه سوخت مایع تامین گردد

به گزارش بهمن یک عضو کمیسیون انرژی مجلس شورای اسلامی ضمن اشاره به این که واحد مرکاپتان زدایی فاز ۲ و ۳ پارس جنوبی تا اواخر مهر آماده بهره برداری است، تصریح کرد: اجرای سیاست جایگزینی میعانات گازی با گازوئیل، کمتر از ۵۰ میلیون دلار برای کشور هزینه و بیشتر از ۵۰۰ میلیون دلار در سال سودآوری دارد.
به گزارش بهمن به نقل از ایسنا؛ مالک شریعتی نیاسر نماینده مردم تهران در مجلس شورای اسلامی گزارشی از بازدید خود از واحد مرکاپتان زدایی (DMC) فاز ۲و۳ پارس جنوبی و نیروگاه عسلویه را ارائه نمود. این بازدید با هدف استفاده از میعانات گازی بعنوان سوخت نیروگاهی در فصل سرما و به منظور پیشگیری از خاموشی ها و کمبود گاز صورت گرفته است.
متن کامل این گزارش به شرح ذیل است؛
«بسمه تعالی
صادرات میعانات گازی به علت وقوع تحریم های نفتی با مشکلاتی روبرو شده است. هم اکنون روزانه حدودا ۷۷۰ هزار بشکه میعانات گازی در کشور تولید می شود که از این میزان مجموعا ۶۲۰ هزار بشکه در پالایشگاه ها و پتروشیمی های داخلی مصرف می شود (۴۲۰ هزار بشکه خوراک نفت ستاره خلیج فارس، ۱۲۰ هزار بشکه خوراک پتروشیمی نوری، ۳۰ هزار بشکه پتروشیمی بوعلی و ۵۰ هزار بشکه در اختلاط با نفت خام به عنوان خوراک پالایشگاه های بندرعباس و لاوان) و ۱۵۰ هزار بشکه می تواند به مینی ریفاینری ها و صادرات اختصاص پیدا کند که با عنایت به عدم جذب و استفاده از میعانات گازی توسط مینی ریفاینری ها، حدودا ۱۵۰ هزار بشکه مازاد است.
با عنایت به عدم توسعه فاز ۴ پالایشگاه ستاره خلیج فارس و همینطور عدم راه اندازی پالایشگاههای جدید میعانات گازی (مجموعه طرح های سیراف)، الان با شدت تحریم های نفتی ناگزیر به ذخیره سازی این ماده در مخازن خشکی و کشتی ها شده ایم.
با عنایت به اظهارات وزیر نفت، با افزایش مصرف خانگی گاز در فصل زمستان، میزان گاز تحویلی به نیروگاه ها از میزان فعلی یعنی ۲۲۰ میلیون متر مکعب در روز به ۱۱۰ میلیون متر مکعب در روز کاهش خواهد یافت که در این صورت عملا ۵۰ درصد از سوخت مورد نیاز نیروگاه ها بایستی به وسیله سوخت مایع تامین گردد که اولین گزینه سوخت مایع هم گازوئیل است. هم اکنون پیشگیری از قطعی برق در فصل سرد به روزانه ۱۷۷ میلیون لیتر گازوئیل یا نفت کوره نیاز دارد؛ این در شرایطی است که با عنایت به مقاصد دیگر مصرف گازوئیل همچون حمل و نقل، تنها ۱۴۰ میلیون لیتر گازوئیل در روز قابلیت تأمین سوخت نیروگاه ها را دارد و برای مابقی آن باید به مصرف نفت کوره پرداخت که همه ساله مخاطرات محیط زیستی خویش را همراه با پدیده وارونگی هوا در این فصل به همراه دارد و مساله مهمتر آن است که صادرات نفت گاز و ارز آوری حاصل از آن صفر خواهد شد. در همین راستا یکی از راهکارهای مناسب، استفاده از میعانات گازی بعنوان سوخت نیروگاهی است که هم چاره مناسبی برای تأمین سوخت مایع مورد نیاز نیروگاه ها است و هم مصرف میعانات گازی مازاد کشور و حل مشکل ذخیره سازی آنرا رقم می زند.
با عنایت به اهمیت موضوع، استفاده آزمایشی از سوخت میعانات گازی در نیروگاه عسلویه طی توافقات به عمل آمده فی ما بین وزارت نفت/ وزارت نیرو و طی هماهنگی با بخش نفت و گاز مپنا (جلسه مشترک آقایان زنگنه، کرباسیان، ختلان، علی آبادی و غروی) توسط شرکت بهره برداری و تعمیراتی مپنا در اواخر سال ۱۳۹۹ انجام گردید که در این راستا با عنایت به وجود ترکیبات حاوی مرکاپتان در میعانات گازی مقرر گردید وزارت نفت هماهنگی ها و مجوزهای لازم را از سازمان محیط زیست دریافت کند که متاسفانه به علت بدقولی مدیران سابق وزارت نفت تابحال انجام نشده و این مورد در نهایت منجر به طرح شکایت شورای اسلامی و امام جمعه روستای بستانو و سازمان محیط زیست و ورود دادستانی عسلویه به مبحث گردیده است و امید است با قرار گیری واحد مرکاپتان زدایی (DMC) فاز ۲ و ۳ پارس جنوبی در مدار تولید مشکلات محیط زیستی به صورت کامل مرتفع گردد.
طی بازدید به عمل آمده اینجانب از واحد مرکاپتان زدایی (DMC) فاز ۲ و ۳ پارس جنوبی و نشست فنی با مدیران طرح شرکت نفت و گاز پارس و قرارگاه سازندگی خاتم الانبیا(ص)در تاریخ ۲۸/ ۰۶/ ۱۴۰۰ پیشرفت فیزیکی پروژه در حدود ۹۲ درصد می باشد (شکل ۲) و این واحد با ظرفیت عملیاتی شیرین سازی و مرکاپتان زدایی ۸۰ هزار بشکه در روز میعانات گازی فاز ۲ و ۳ تا یک ماه آینده (اواخر مهرماه ۱۴۰۰) آماده بهره برداری است.
با تمرکز فوری بر راه اندازی واحد مذکور و رفع موانع راه اندازی، مشکل سولفور و مرکاپتان موجود در میعانات گازی بعنوان سوخت نیروگاه مرتفع می شود. میزان مرکاپتان موجود در خوراک برابر ۲۵۰۰ ppm و میزان کل گوگرد برابر ۳۱۰۰ ppm می باشد و با استفاده از فرآیند DMC، میزان مرکاپتان ها به ۵۵ ppm و کل گوگرد به ۶۰۰ ppm می رسد. با کاهش شدید مرکاپتان ها در این فرآیند، مشکل خوردگی تجهیزات نیروگاه من جمله پره های توربین و بوی بد آن مرتفع می گردد. همینطور با راه اندازی واحد مرکاپتان زدایی میزان کل گوگرد میعانات گازی هم کاسته شده که از لحاظ محیط زیستی هم نسبت به گازوئیل پالایشگاهی که دارای میزان گوگرد ۵۰۰۰ الی ۱۰، ۰۰۰ ppm می باشد سوخت بمراتب پاکیزه تری می باشد.
واحد مرکاپتان زدایی فاز ۲ و ۳ تحت لایسنس مشترک پژوهشگاه صنعت نفت و شرکت روسی است که این پروژه با سرمایه ۸۲ میلیون دلار به انجام رسیده است. یکی از محصولات جانبی فرایند مرکاپتان زدایی، دی سولفید اویل (DSO) است. این ماده می تواند بعنوان ماده اولیه تولید ادورانت و دی متیل دی سولفید مورد استفاده قرار گیرد. ادورانت ماده بودار کننده گاز طبیعی است که از DSO تولید می شود. هم اکنون یک واحد تولید ادورانت به ظرفیت ۴۰۰ تن در سال در فاز یک پارس جنوبی بهره برداری شده است که با این میزان تولید واحد ادورانت، دیگر احتیاجی به واردات آن نمی باشد.
در استفاده از میعانات گازی بعنوان سوخت نیروگاهی چالش های وجود مرکاپتان ها و گوگرد با راه اندازی واحد DMC مرتفع می شود و درصورتیکه ترکیبات DSO هم در انتهای فرآیند جدا شوند میزان گوگرد آن هم به شدت کاسته می شود.
ترکیبات DSO قابلیت خورندگی چندانی ندارند و درصورتیکه به دلایلی این ترکیبات جدا نشوند مشکلی از لحاظ خوردگی در تجهیزات نیروگاهی و انتقال ایجاد نمی کنند. باآنکه حتی در صورتیکه dso موجود در محصول نهایی هم جدا نشود این سوخت همچنان نسبت به گازوئیل سوخت پاکتری هم می باشد.
یکی از چالش های جدی استفاده از میعانات گازی، فشار بخار بالای آن می باشد که ذخیره سازی و انتقال آنرا با مشکلاتی همراه ساخته است و باید ذخیره سازی آنها به صورت استاندارد در مخازن سقف شناور صورت گیرد. همه میعانات گازی ترش فازهای پارس جنوبی به سمت ۸ مخزن متمرکز هریک به ظرفیت ۵۰۰، ۰۰۰ بشکه هدایت می شوند که در آنجا زیرساخت های لازم جهت بارگیری با تراک وجود دارد. هم اکنون میعانات شیرین حاصل از واحد DMC فاز ۲و۳ امکان انتقال به سمت مخازن متمرکز را ندارند ولی امکان ذخیره سازی اولیه در ۳ تانک شناور موجود در فاز ۲و۳ (هریک به ظرفیت ۶۰۰، ۰۰۰ بشکه ) وجود دارد. امکان بارگیری با تراک بر مبنای الزمات ایمنی و HSE در محیط پالایشگاه وجود نداشته و از اینرو تنها محل بارگیری میعانات شیرین نزدیک سیستم میترینگ می باشد که لازم است زیرساخت های لازم جهت بارگیری در آن منطقه توسعه یابد و یا امکان ارسال با خطوط لوله مهیا شود.
طی بازدید به عمل آمده از انبار کالای فاز ۲ و ۳، تمامی تجهیرات ثابت و بیشتر از ۷۰% لوله و اتصالات واحد DMC برای دو پالایشگاه دیگر (فازهای ۴، ۵، ۹ و ۱۰) از سال ۱۳۹۰ خریداری شده است و در این مدت بلا استفاده مانده اند و منتظر عملکرد واحد DMC فاز ۲و۳ شده که بعد از نتایج مثبت برای توسعه بقیه فازها استفاده شوند که به نظر می آید این سیاست و نگرش یعنی استفاده از یک واحد صنعتی بعنوان پایلوت دیگر واحدها از نگاه توسعه تکنولوژی مردود بوده و تا این لحظه هم منجر به هزینه های نگهداری و خسارات زیادی شده است.
استفاده از میعانات گازی به علت فشار بخار بالای آن با مشکلات و مخاطراتی همراه می باشد که با اختلاط آن با برش های سنگین مانند گازوئیل به نسبت ۵۰ % می توان تا حدودی بر آنها چیره شد. تست های اختلاط آنها و تأثیر آن بر روی کاهش فشار بخار سال ۱۳۹۹ توسط پژوهشگاه صنعت نفت انجام شده و مور تایید واقع شده است.
در ادامه بازدیدی از نیروگاه حرارتی عسلویه انجام گرفت. این نیروگاه مجهز به ۶ توربین گازی ۱۶۰ مگاواتی می باشد که در طراحی آن امکان استفاده از سوخت مایع گازوئیل وجود دارد و درصورتیکه خوراک گازی آن کاهش پیدا کند می تواند با سوییچ کردن بر سوخت مایع به مدار تولید برگردد. تست عملکردی نیروگاه با سوخت میعانات گازی ترش در سال ۱۳۹۹ توسط شرکت مپنا انجام شده است که نتایج از امکانپذیر بودن طرح حکایت دارد ولی ضروی است الزامات ایمنی و محیط زیستی آن دیده شود که با راه اندازی واحد DMC مسایل محیط زیستی آن مرتفع می شود ولی برای غلبه بر چالش های ایمنی توسعه زیر ساخت ها ضروری می باشد. با عنایت به این که در طراحی، سوخت مایع گازوئیل دیده شده مطمئنا استفاده از میعانات گازی به علت فشار بخار بالای آن چالش های خاصی دارد. اولا نیروگاه دارای دو مخزن سقف ثابت هر یک به ظرفیت ۲۰ میلیون لیتر می باشد که مناسب برای ذخیره سازی میعانات گازی نبوده و تجربه استفاده از مخلوط ۵۰ و ۵۰ گازوئیل و میعانات گازی حکایت از فشار گیری مخزن و آسیب آن و انتشار گازهای هیدروکربنی از مسیر تخلیه (vent) و احتمال مخاطراتی چون انفجار و آتشسوزی در سال ۹۹ بوده است. ثانیا در طراحی اولیه، مسیر drain توربین ها به صورت سرباز بوده که درصورتیکه به هر علتی توربین ها Trip خوردند سوخت گازوئیل مایع به سمت drainها هدایت شوند و از آنجاییکه فشار بخار گازوئیل پایین است امکان متصاعد شدن بخارات هیدروکربنی از drainهای سرباز وجود ندارد اما میعانات گازی دارای فشار بخار بالایی هستند و انتشار هیدروکربن های سبک و مخاطرات از مسیر drainهای سرباز وجود دارد و درصورتیکه هدف استفاده از میعانات گازی بعنوان سوخت مایع جایگزین باشد تمهیدات HSE و پدافند غیرعامل الزامی است.
با عنایت به موارد فوق و نزدیک شدن به فصل سرما پیشنهاد می شود در فرصت یک ماه باقیمانده به راه اندازی واحد DMC فاز ۲و۳ تمامی چالش های بخش اختلاط بررسی فنی شده و بهترین سناریو اتخاذ گردد و همینطور تمهیدات HSE و پدافند غیرعامل استفاده از میعانات گازی بعنوان سوخت نیروگاه هم دیده شود. چون که اجرای سیاست جایگزینی میعانات گازی با گازوئیل، با عنایت به اختلاف قیمت ۱۵۰ الی ۲۰۰ دلاری هر تن محموله صادراتی این دو ماده (حتی با فرض در نظر گرفتن عدم زمان ماند میعانات در مخان ذخیره سازی و تحمیل شدن هزینه دموراژ به مبلغ مذکور)، کمتر از ۵۰ میلیون دلار برای کشور هزینه و بیشتر از ۵۰۰ میلیون دلار در سال سودآوری دارد.»

منبع: بهمن