.svg)
۵۰ درصد سوخت نیروگاه‌ها در فصل سرما باید از طریق سوخت مایع تامین شود
پارسینه: یک عضو کمیسیون انرژی مجلس شورای اسلامی با اشاره به اینکه واحد مرکاپتان زدایی فاز ۲ و ۳ پارس جنوبی تا اواخر مهر آماده بهره برداری است، تاکید 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.
مالک شریعتی نیاسر نماینده مردم تهران در مجلس شورای اسلامی گزارشی از بازدید خود از واحد مرکاپتان‌زدایی (DMC) فاز ۲و۳ پارس جنوبی و نیروگاه عسلویه را ارائه کرد. این بازدید با هدف استفاده از میعانات گازی به عنوان سوخت نیروگاهی در فصل سرما و به منظور جلوگیری از خاموشی‌ها و کمبود گاز صورت گرفته است.
متن کامل این گزارش به شرح ذیل است؛
«بسمه تعالی
صادرات میعانات گازی به دلیل وقوع تحریم‌های نفتی با مشکلاتی مواجه شده است. در حال حاضر روزانه تقریبا ۷۷۰ هزار بشکه میعانات گازی در کشور تولید می‌شود که از این میزان مجموعا ۶۲۰ هزار بشکه در پالایشگاه‌ها و پتروشیمی‌های داخلی مصرف می‌شود (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 بعنوان خوراک پالایشگاه‌های بندرعباس و لاوان) و ۱۵۰ هزار بشکه می‌تواند به مینی‌ریفاینری‌ها و صادرات اختصاص یابد که با توجه به عدم جذب و استفاده از میعانات گازی توسط مینی ریفاینری‌ها، تقریبا ۱۵۰ هزار بشکه مازاد است.
با توجه به عدم توسعه فاز ۴ پالایشگاه ستاره خلیج فارس و همچنین عدم احداث پالایشگاه‌های جدید میعانات گازی (مجموعه طرح‌های سیراف)، هم اکنون با شدت تحریم‌های نفتی ناگزیر به ذخیره سازی این ماده در مخازن خشکی و کشتی‌ها شده‌ایم.
با توجه به اظهارات وزیر نفت، با افزایش مصرف خانگی گاز در فصل زمستان، میزان گاز تحویلی به نیروگاه‌ها 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 نیروگاه‌ها بایستی به‌وسیله سوخت مایع تامین شود که نخستین گزینه سوخت مایع نیز گازوئیل است. در حال حاضر جلوگیری از قطعی برق در فصل سرد به روزانه ۱۷۷ میلیون لیتر گازوئیل یا نفت کوره نیاز دارد؛ این در حالی است که با توجه به مقاصد دیگر مصرف گازوئیل از جمله حمل و نقل، تنها ۱۴۰ میلیون لیتر گازوئیل در روز قابلیت تامین سوخت نیروگاه‌ها را دارد و برای مابقی آن باید به مصرف نفت کوره پرداخت که همه ساله مخاطرات محیط زیستی خود را همراه با پدیده وارونگی هوا در این فصل به همراه دارد و مسئله مهمتر آن است که صادرات نفت‌گاز و ارز آوری حاصل از آن صفر خواهد شد. در همین راستا یکی از راهکار‌های مناسب، استفاده از میعانات گازی به‌عنوان سوخت نیروگاهی است که هم راه حل مناسبی برای تامین سوخت مایع مورد نیاز نیروگاه‌ها است و هم مصرف میعانات گازی مازاد کشور و حل مشکل ذخیره سازی آن را رقم می‌زند.
با توجه به اهمیت موضوع، استفاده آزمایشی از سوخت میعانات گازی در نیروگاه عسلویه طی توافقات به‌عمل 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 توجه به وجود ترکیبات حاوی مرکاپتان در میعانات گازی مقرر گردید وزارت نفت هماهنگی‌ها و مجوز‌های لازم را از سازمان محیط زیست اخذ کند که متاسفانه به دلیل بدقولی مدیران سابق وزارت نفت تاکنون انجام نشده و این موضوع نهایتا منجر به طرح شکایت شورای اسلامی و امام جمعه روستای بستانو و سازمان محیط زیست و ورود دادستانی عسلویه به موضوع گردیده است و امید است با قرار گیری واحد مرکاپتان‌زدایی (DMC) فاز ۲ و ۳ پارس جنوبی در مدار تولید مشکلات محیط زیستی به طور کامل مرتفع گردد.
طی بازدید به عمل آمده اینجانب از واحد مرکاپتان‌زدایی (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 می‌باشد (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 احداث واحد مذکور و رفع موانع راه اندازی، مشکل سولفور و مرکاپتان موجود در میعانات گازی به عنوان سوخت نیروگاه مرتفع می‌شود. میزان مرکاپتان موجود در خوراک برابر ۲۵۰۰ ppm و میزان کل گوگرد برابر ۳۱۰۰ ppm می‌باشد و با استفاده از فرایند DMC، میزان مرکاپتان‌ها به ۵۵ ppm و کل گوگرد به ۶۰۰ ppm می‌رسد. با کاهش شدید مرکاپتان‌ها در این فرایند، مشکل خوردگی تجهیزات نیروگاه من جمله پره‌های توربین و بوی بد آن مرتفع می‌گردد. همچنین با راه اندازی واحد مرکاپتان‌زدایی میزان کل گوگرد میعانات گازی نیز کاهش یافته که از لحاظ محیط زیستی نیز نسبت به گازوئیل پالایشگاهی که دارای میزان گوگرد ۵۰۰۰ الی ۱۰،۰۰۰ ppm می‌باشد سوخت بمراتب پاکیزه‌تری می‌باشد.
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 فرآیند مرکاپتان زدایی، دی سولفید اویل (DSO) است. این ماده می‌تواند به‌عنوان ماده اولیه تولید ادورانت و دی متیل دی سولفید مورد استفاده قرار گیرد. ادورانت ماده بودار کننده گاز طبیعی است که از DSO تولید می‌شود. در حال حاضر 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 نمی‌باشد.
در استفاده از میعانات گازی به عنوان سوخت نیروگاهی چالش‌های وجود مرکاپتان‌ها و گوگرد با راه اندازی واحد DMC مرتفع می‌شود و چنانچه ترکیبات DSO نیز در انتهای فرایند جدا شوند میزان گوگرد آن نیز به شدت کاهش می‌یابد.
ترکیبات DSO قابلیت خورندگی چندانی ندارند و چنانچه به دلایلی این ترکیبات جدا نشوند مشکلی از لحاظ خوردگی در تجهیزات نیروگاهی و انتقال ایجاد نمی‌کنند. اگرچه حتی در صورتی که dso موجود در محصول نهایی نیز جدا نشود این سوخت همچنان نسبت به گازوئیل سوخت پاکتری نیز می‌باشد.
یکی از چالش‌های جدی استفاده از میعانات گازی، فشار بخار بالای آن می‌باشد که ذخیره‌سازی و انتقال آن را با مشکلاتی همراه ساخته است و باید ذخیره سازی آن‌ها به صورت استاندارد در مخازن سقف شناور انجام شود. همه میعانات گازی ترش فاز‌های پارس جنوبی به سمت ۸ مخزن متمرکز هریک به ظرفیت ۵۰۰،۰۰۰ بشکه هدایت می‌شوند که در آنجا زیرساخت‌های لازم جهت بارگیری با تراک وجود دارد. در حال حاضر 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 اساس الزمات ایمنی و HSE در محیط پالایشگاه وجود نداشته و از اینرو تنها محل بارگیری میعانات شیرین نزدیک سیستم میترینگ می‌باشد که لازم است زیرساخت‌های لازم جهت بارگیری در آن منطقه توسعه یابد و یا امکان ارسال با خطوط لوله مهیا شود.
طی بازدید به‌عمل آمده از انبار کالای فاز ۲ و ۳، تمامی تجهیرات ثابت و بیش 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 طول این مدت بلا استفاده مانده اند و منتظر عملکرد واحد DMC فاز ۲و۳ شده که پس از نتایج مثبت برای توسعه بقیه فاز‌ها استفاده شوند که به نظر می‌رسد این سیاست و نگرش یعنی استفاده از یک واحد صنعتی به عنوان پایلوت دیگر واحد‌ها از نگاه توسعه تکنولوژی مردود بوده و تا این لحظه نیز منجر به هزینه‌های نگهداری و خسارات زیادی شده است.
استفاده از میعانات گازی به‌دلیل فشار بخار بالای آن با مشکلات و مخاطراتی همراه است که با اختلاط آن با برش‌های سنگین مانند گازوئیل به نسبت ۵۰ % میتوان تا حدودی بر آن‌ها چیره شد. تست‌های اختلاط آن‌ها و تاثیر 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 می‌باشد که در طراحی آن امکان استفاده از سوخت مایع گازوئیل وجود دارد و چنانچه خوراک گازی آن کاهش یابد می‌تواند 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 احداث واحد DMC مسایل محیط زیستی آن مرتفع می‌شود، ولی برای غلبه بر چالش‌های ایمنی توسعه زیر ساخت‌ها ضروری است. با توجه به اینکه در طراحی، سوخت مایع گازوئیل دیده شده مطمئنا استفاده از میعانات گازی به دلیل فشار بخار بالای آن چالش‌های خاصی دارد. اولا نیروگاه دارای دو مخزن سقف ثابت هر یک به ظرفیت ۲۰ میلیون لیتر می‌باشد 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 صدمه آن و انتشار گاز‌های هیدروکربنی از مسیر تخلیه (vent) و احتمال مخاطراتی، چون انفجار و آتش سوزی در سال ۹۹ بوده است. ثانیا در طراحی اولیه، مسیر drain توربین‌ها به صورت سرباز بوده که چنانچه به هر دلیلی توربین‌ها 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 هیدروکربن‌های سبک و مخاطرات از مسیر drainهای سرباز وجود دارد و چنانچه هدف استفاده از میعانات گازی به عنوان سوخت مایع جایگزین باشد تمهیدات HSE و پدافند غیرعامل الزامی است.
با توجه به موارد فوق و نزدیک شدن به فصل سرما پیشنهاد می‌شود در فرصت یک ماه باقیمانده به راه اندازی واحد DMC فاز ۲و۳ تمامی چالش‌های بخش اختلاط بررسی فنی شده و بهترین سناریو اتخاذ گردد و همچنین تمهیدات HSE و پدافند غیرعامل استفاده از میعانات گازی به عنوان سوخت نیروگاه نیز دیده شود. چرا که اجرای سیاست جایگزینی میعانات گازی با گازوئیل، با توجه 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.»
متن کامل این گزارش به شرح ذیل است؛
«بسمه تعالی
صادرات میعانات گازی به دلیل وقوع تحریم‌های نفتی با مشکلاتی مواجه شده است. در حال حاضر روزانه تقریبا ۷۷۰ هزار بشکه میعانات گازی در کشور تولید می‌شود که از این میزان مجموعا ۶۲۰ هزار بشکه در پالایشگاه‌ها و پتروشیمی‌های داخلی مصرف می‌شود (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 بعنوان خوراک پالایشگاه‌های بندرعباس و لاوان) و ۱۵۰ هزار بشکه می‌تواند به مینی‌ریفاینری‌ها و صادرات اختصاص یابد که با توجه به عدم جذب و استفاده از میعانات گازی توسط مینی ریفاینری‌ها، تقریبا ۱۵۰ هزار بشکه مازاد است.
با توجه به عدم توسعه فاز ۴ پالایشگاه ستاره خلیج فارس و همچنین عدم احداث پالایشگاه‌های جدید میعانات گازی (مجموعه طرح‌های سیراف)، هم اکنون با شدت تحریم‌های نفتی ناگزیر به ذخیره سازی این ماده در مخازن خشکی و کشتی‌ها شده‌ایم.
با توجه به اظهارات وزیر نفت، با افزایش مصرف خانگی گاز در فصل زمستان، میزان گاز تحویلی به نیروگاه‌ها 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 نیروگاه‌ها بایستی به‌وسیله سوخت مایع تامین شود که نخستین گزینه سوخت مایع نیز گازوئیل است. در حال حاضر جلوگیری از قطعی برق در فصل سرد به روزانه ۱۷۷ میلیون لیتر گازوئیل یا نفت کوره نیاز دارد؛ این در حالی است که با توجه به مقاصد دیگر مصرف گازوئیل از جمله حمل و نقل، تنها ۱۴۰ میلیون لیتر گازوئیل در روز قابلیت تامین سوخت نیروگاه‌ها را دارد و برای مابقی آن باید به مصرف نفت کوره پرداخت که همه ساله مخاطرات محیط زیستی خود را همراه با پدیده وارونگی هوا در این فصل به همراه دارد و مسئله مهمتر آن است که صادرات نفت‌گاز و ارز آوری حاصل از آن صفر خواهد شد. در همین راستا یکی از راهکار‌های مناسب، استفاده از میعانات گازی به‌عنوان سوخت نیروگاهی است که هم راه حل مناسبی برای تامین سوخت مایع مورد نیاز نیروگاه‌ها است و هم مصرف میعانات گازی مازاد کشور و حل مشکل ذخیره سازی آن را رقم می‌زند.
با توجه به اهمیت موضوع، استفاده آزمایشی از سوخت میعانات گازی در نیروگاه عسلویه طی توافقات به‌عمل 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 توجه به وجود ترکیبات حاوی مرکاپتان در میعانات گازی مقرر گردید وزارت نفت هماهنگی‌ها و مجوز‌های لازم را از سازمان محیط زیست اخذ کند که متاسفانه به دلیل بدقولی مدیران سابق وزارت نفت تاکنون انجام نشده و این موضوع نهایتا منجر به طرح شکایت شورای اسلامی و امام جمعه روستای بستانو و سازمان محیط زیست و ورود دادستانی عسلویه به موضوع گردیده است و امید است با قرار گیری واحد مرکاپتان‌زدایی (DMC) فاز ۲ و ۳ پارس جنوبی در مدار تولید مشکلات محیط زیستی به طور کامل مرتفع گردد.
طی بازدید به عمل آمده اینجانب از واحد مرکاپتان‌زدایی (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 می‌باشد (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 احداث واحد مذکور و رفع موانع راه اندازی، مشکل سولفور و مرکاپتان موجود در میعانات گازی به عنوان سوخت نیروگاه مرتفع می‌شود. میزان مرکاپتان موجود در خوراک برابر ۲۵۰۰ ppm و میزان کل گوگرد برابر ۳۱۰۰ ppm می‌باشد و با استفاده از فرایند DMC، میزان مرکاپتان‌ها به ۵۵ ppm و کل گوگرد به ۶۰۰ ppm می‌رسد. با کاهش شدید مرکاپتان‌ها در این فرایند، مشکل خوردگی تجهیزات نیروگاه من جمله پره‌های توربین و بوی بد آن مرتفع می‌گردد. همچنین با راه اندازی واحد مرکاپتان‌زدایی میزان کل گوگرد میعانات گازی نیز کاهش یافته که از لحاظ محیط زیستی نیز نسبت به گازوئیل پالایشگاهی که دارای میزان گوگرد ۵۰۰۰ الی ۱۰،۰۰۰ ppm می‌باشد سوخت بمراتب پاکیزه‌تری می‌باشد.
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 فرآیند مرکاپتان زدایی، دی سولفید اویل (DSO) است. این ماده می‌تواند به‌عنوان ماده اولیه تولید ادورانت و دی متیل دی سولفید مورد استفاده قرار گیرد. ادورانت ماده بودار کننده گاز طبیعی است که از DSO تولید می‌شود. در حال حاضر 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 نمی‌باشد.
در استفاده از میعانات گازی به عنوان سوخت نیروگاهی چالش‌های وجود مرکاپتان‌ها و گوگرد با راه اندازی واحد DMC مرتفع می‌شود و چنانچه ترکیبات DSO نیز در انتهای فرایند جدا شوند میزان گوگرد آن نیز به شدت کاهش می‌یابد.
ترکیبات DSO قابلیت خورندگی چندانی ندارند و چنانچه به دلایلی این ترکیبات جدا نشوند مشکلی از لحاظ خوردگی در تجهیزات نیروگاهی و انتقال ایجاد نمی‌کنند. اگرچه حتی در صورتی که dso موجود در محصول نهایی نیز جدا نشود این سوخت همچنان نسبت به گازوئیل سوخت پاکتری نیز می‌باشد.
یکی از چالش‌های جدی استفاده از میعانات گازی، فشار بخار بالای آن می‌باشد که ذخیره‌سازی و انتقال آن را با مشکلاتی همراه ساخته است و باید ذخیره سازی آن‌ها به صورت استاندارد در مخازن سقف شناور انجام شود. همه میعانات گازی ترش فاز‌های پارس جنوبی به سمت ۸ مخزن متمرکز هریک به ظرفیت ۵۰۰،۰۰۰ بشکه هدایت می‌شوند که در آنجا زیرساخت‌های لازم جهت بارگیری با تراک وجود دارد. در حال حاضر 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 اساس الزمات ایمنی و HSE در محیط پالایشگاه وجود نداشته و از اینرو تنها محل بارگیری میعانات شیرین نزدیک سیستم میترینگ می‌باشد که لازم است زیرساخت‌های لازم جهت بارگیری در آن منطقه توسعه یابد و یا امکان ارسال با خطوط لوله مهیا شود.
طی بازدید به‌عمل آمده از انبار کالای فاز ۲ و ۳، تمامی تجهیرات ثابت و بیش 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 طول این مدت بلا استفاده مانده اند و منتظر عملکرد واحد DMC فاز ۲و۳ شده که پس از نتایج مثبت برای توسعه بقیه فاز‌ها استفاده شوند که به نظر می‌رسد این سیاست و نگرش یعنی استفاده از یک واحد صنعتی به عنوان پایلوت دیگر واحد‌ها از نگاه توسعه تکنولوژی مردود بوده و تا این لحظه نیز منجر به هزینه‌های نگهداری و خسارات زیادی شده است.
استفاده از میعانات گازی به‌دلیل فشار بخار بالای آن با مشکلات و مخاطراتی همراه است که با اختلاط آن با برش‌های سنگین مانند گازوئیل به نسبت ۵۰ % میتوان تا حدودی بر آن‌ها چیره شد. تست‌های اختلاط آن‌ها و تاثیر 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 می‌باشد که در طراحی آن امکان استفاده از سوخت مایع گازوئیل وجود دارد و چنانچه خوراک گازی آن کاهش یابد می‌تواند 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 احداث واحد DMC مسایل محیط زیستی آن مرتفع می‌شود، ولی برای غلبه بر چالش‌های ایمنی توسعه زیر ساخت‌ها ضروری است. با توجه به اینکه در طراحی، سوخت مایع گازوئیل دیده شده مطمئنا استفاده از میعانات گازی به دلیل فشار بخار بالای آن چالش‌های خاصی دارد. اولا نیروگاه دارای دو مخزن سقف ثابت هر یک به ظرفیت ۲۰ میلیون لیتر می‌باشد 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 صدمه آن و انتشار گاز‌های هیدروکربنی از مسیر تخلیه (vent) و احتمال مخاطراتی، چون انفجار و آتش سوزی در سال ۹۹ بوده است. ثانیا در طراحی اولیه، مسیر drain توربین‌ها به صورت سرباز بوده که چنانچه به هر دلیلی توربین‌ها 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 هیدروکربن‌های سبک و مخاطرات از مسیر drainهای سرباز وجود دارد و چنانچه هدف استفاده از میعانات گازی به عنوان سوخت مایع جایگزین باشد تمهیدات HSE و پدافند غیرعامل الزامی است.
با توجه به موارد فوق و نزدیک شدن به فصل سرما پیشنهاد می‌شود در فرصت یک ماه باقیمانده به راه اندازی واحد DMC فاز ۲و۳ تمامی چالش‌های بخش اختلاط بررسی فنی شده و بهترین سناریو اتخاذ گردد و همچنین تمهیدات HSE و پدافند غیرعامل استفاده از میعانات گازی به عنوان سوخت نیروگاه نیز دیده شود. چرا که اجرای سیاست جایگزینی میعانات گازی با گازوئیل، با توجه 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:
خبرگزاری ایسنا
ارسال نظر