معرفی و پیشنهاد طرح ملی ایمن سازی شبکه گاز کشور

رشد روزافزون مصرف گاز طبیعی و جایگزینی آن به جای دیگر منابع انرژی در کشور، تفاوت چشمگیر میزان مصرف در فصل‌های مختلف سال، آسیب پذیر بودن سیستم گازرسانی، احتمال بروز مشکلاتی در عملیات تولید و بهره برداری و ... از مهمترین عواملی به شمار می روند که طراحی و اجرای طرح ذخیره سازی گاز طبیعی را ضروری می سازند. نویسنده در این مقاله با توجه به مطالعات و بررسی‌هایی که تاکنون در این زمینه صورت پذیرفته و ضرورت اجرای طرح‌های ذخیره سازی را آشکار کرده است، از توجیه اجرای طرح ذخیره سازی گاز طبیعی خودداری می کند و با نگاهی به روش‌های مختلف ذخیره سازی گاز طبیعی، به معرفی و پیشنهاد طرحی جامع برای ایمن سازی شبکه گسترده و رو به رشد گاز طبیعی کشور می پردازد.
● سهم گاز طبیعی در سبد انرژی کشور
در سال ۱۳۸۲ آمار مصرف نشان می دهد که گاز طبیعی در این سال در بخش‌های مختلف خانگی، صنعتی، نیروگاهی، حمل و نقل و تجاری جمعاً ۵۶ درصد از حامل‌های انرژی هیدروکربوری نفتی را تشکیل داده است. پیش بینی می شود تا سال ۱۳۹۳ این رقم به ۶۷ درصدافزایش یابد. مصرف گاز طبیعی در سال ۱۳۸۲ حدود ۸۱ میلیارد مترمکعب بوده و انتظار می رود تا سال ۱۳۹۳ بر اساس برنامه‌های تولید و مصرف، به بیش از ۱۸۰ میلیارد مترمکعب برسد.
● مقایسه مصرف گاز طبیعی در ماههای گرم و سرد سال
میانگین مصرف روزانه در چهار ماه نسبتاً سرد سال ۲۵ درصد بیش از میانگین مصرف در هشت ماه گرم و معتدل سال است و این تفاوت در روزهای سخت زمستان به ۴۰ درصد نیز می‌رسد. همچنین برآوردها نشان می‌دهد در برخی ساعات روز در زمستان‌های بسیار سرد، میزان مصرف حتی به بیش از ۵/۱ برابر میانگین ماههای گرم و معتدل می‌رسد.
این اختلاف چشمگیر بین مصارف تابستانی و زمستانی با توجه به دوری مبادی تولید تا نواحی عمده مصرف در زمستان، ایجاب می‌کند که شرکت ملی گاز ایران تنها به سیستم تولید و انتقال و تأمین گاز به صورت مستقیم اتکا نکند و ایجاد ذخایر نزدیک به مراکز عمده مصرف را در برنامه اجرای طرح‌های مهم خود قرار دهد. مبادی اصلی تولید گاز طبیعی کشور عبارتند از: پارس جنوبی، سایر میدان‌های گازی در خلیج فارس، میدان‌های گازی درون ساحلی در جنوب کشور، میدان‌های گازی شمال شرق، گازهای همراه نفت خام در جنوب غربی و در آینده سایر میدان‌هایی که احتمالاً اکتشاف خواهند شد. این مبادی عموماً با فواصل طولانی نسبت به مراکز مصرف که در سطح کشور گسترده اند، قرار گرفته اند.
● عوامل تهدید امنیت سیستم گازرسانی کشور
عوامل تهدید و ایجاد اختلال در سیستم گازرسانی را می توان به شرح زیر خلاصه کرد:
▪ مشکلات متعارف در عملیات تولید از مخازن گاز اصلی
▪ مشکلات متعارف در عملیات بهره برداری از پالایشگاه‌های گاز
▪ نارسایی و مشکلات بهره برداری در سیستم انتقال (خطوط لوله و ایستگاههای تقویت فشار)
▪ حوادث و نوسانات غیر قابل پیش بینی که می تواند بسیار متنوع باشد.
این عوامل از هر دو بعد کمی و کیفی در عرضه گاز به مصرف‌کنندگان تأثیر مستقیم دارند و می‌توانند روند گازرسانی به ویژه در فصل سرما را که سیستم گازرسانی در حداکثر ظرفیت خود عمل می کند به شدت آسیب پذیر کنند.
● طرح ایجاد امنیت در سیستم گازرسانی کشور
این طرح ترکیبی از چند فرایند ذخیره سازی گاز طبیعی است که هر یک به اقتضای شرایط روند مصرف و با دو هدف عمده نقش موثر و کارآمدی دارند. این هدف‌ها عبارت است از: اوج زدایی مصرف زمستان و مقابله با بحران در شرایط اضطرار.
▪ فرایند ۱: ذخیره سازی در مخازن زیرزمینی )Underground Gas Storage-UGS(‌
▪ فرایند ۲: تولید و ذخیره LNG در مقیاس‌های کوچک در نقاط مناسب
▪ فرایند ۳: احداث مخازن CNG در مجاورت نقاط پرمصرف
▪ فرایند ۴: احداث خطوط لوله انتقال با فشار طراحی بالا و ایجاد Line Pack
۱) فرایند اول (UGS)
فرایند اول یا ذخیره سازی در ساختمان‌های مناسب زیرزمینی مناسب ترین نوع، به لحاظ حجم گاز قابل ذخیره برای اوج زدایی فصلی )Winter Peak Shaving(‌ است. در عین حال نقش بسیار مهم و استراتژیکی نیز در مقابله با نوسان و اختلال در سیستم انتقال و توزیع گاز کشور دارد.
۲) فرایند دوم (LNG)
احداث واحدهای کوچک تولید LNG و مخازن مربوط به آن در مجاورت نواحی پرمصرف، فرایند دوم را تشکیل می‌دهد. این فرآیند برای اوج زدایی مصرف روزانه در زمستان )Daily Peak Shaving(‌ مناسب است. در این مجتمع‌های کوچک، در طول ماههای گرم سال می توان گاز را به مایع تبدیل و به هنگام ضرورت در روزهای سرد زمستان تبخیر و به شبکه گازرسانی تزریق کرد. البته این واحدها می توانند حتی در مواقعی از فصل زمستان، که میزان مصرف نسبت به تولید و عرضه از مبادی اصلی کاهش نسبی می یابد، مازاد گاز را از خطوط لوله دریافت و به مایع تبدیل و ذخیره کنند و بدین ترتیب ذخیره مخازن LNG حتی المقدور بازسازی و حفظ می شود.
۳) فرایند سوم(CNG)‌
در این فرایند گاز مازاد بر مصرف در ساعاتی از روز حتی در فصل زمستان به وسیله کمپرسورهای با ظرفیت نسبتاً پایین در مخازن کروی فشرده شده و بالعکس در ساعات حداکثر مصرف روز مورد استفاده قرار می گیرد )Hourly Peak Shaving(‌ .در شهرها به طور کلی ساعات حداکثر مصرف گاز از بامداد تا قبل از ظهر (معمولاً از ساعت ۶ الی ۱۰ صبح) و از غروب تا پاسی از شب (معمولاً بین ساعات ۱۷ تا ۲۲) در فصل زمستان است.
۴) فرایند چهارم(Line Pack)
چنانچه طول خطوط لوله انتقال گاز فعلی کشور را ۲۰ هزار کیلومتر با قطر متوسط ۱۴۰ اینچ فرض کنیم، حجم گاز ذخیره شده و قابل استفاده در محدوده فشار عملیاتی خطوط لوله (حداقل ۳۴ و حداکثر ۷۰ بار) حدود ۵۸۰ میلیون مترمکعب استاندارد برآورد می شود. با افزایش فشار طراحی خطوط لوله اصلی در طرح‌های جدید خطوط لوله انتقال می توان حجم Line Pack را افزود و در مواقع ضرورت در فصل زمستان از گاز فشرده شده در این خطوط برای اوج زدایی مصارف ساعتی در روزهای سرد زمستان بهره برداری کرد.در ساعات حداقل مصرف روزانه، گاز مازاد را می توان به وسیله کمپرسورهای کوچک، فشرده و در این خطوط لوله ذخیره سازی کرد.طبیعی است که به هنگام ضرورت می توان از یک یا چند مورد از فرایندهای ذخیره سازی بالا به صورت همزمان استفاده کرد.
● اولویت اجرایی فرایندهای مختلف
ذخیره سازی در ساختمان‌های زیرزمینی مناسب )UGS(‌ به دلیل حجم قابل توجه این گونه مخازن از ارجحیت واولویت قابل ملاحظه ای نسبت به سایر فرایندها برخوردار است. نکته قابل توجه در مورد این نوع مخازن این است که اجرا و ایجاد آنها مرهون وجود ساختمان‌ها و لایه‌های عمیق زیرزمینی مانند طاقدیس‌ها یا سفره‌های آبدار )Aquifer(‌، توده‌های نمکی با ابعاد و عمق لازم ویا مخازن نفت و گاز تخلیه شده با ظرفیت و ابعاد مناسب است.
بنابراین بنا به ضرورت، انجام مراحل شناسایی و احراز تناسب ساختمان‌های زیرزمینی در نقاط مختلف کشور، اجرای متقن فرایند اول از ابتدا روشن نبوده و از طرفی نیاز به زمان طولانی تری نسبت به سایر فرایندهای ذخیره سازی دارد؛ اما به دلیل امتیازات و ویژگی‌های این فرایند در هر حال ضروری است اجرای آن با جدیت دنبال شود. گر چه ظرفیت ذخیره سازی در فرایندهای دوم تا چهارم )LNG(‌ یا )CNG( نسبت به فرایند اول بسیار پایین است، امکان اجرای آنها از ابتدا همانند سایر تأسیسات فراورش گاز طبیعی در روی زمین از نظر فنی قطعی بوده و منوط به دستیابی به شرایط دیگری نیست.
از این رو می توان پس از مطالعات اولیه وتنظیم مبانی طراحی، اجرای آن‌ها را آغاز کرد و اطمینان داشت که نتیجه مورد نظر حاصل خواهد شد.
هزینه سرمایه گذاری فرایندهای دوم و چهارم برای مقدار معینی از حجم گاز ذخیره شده، نسبت به فرایند اول به طور محسوسی بالاتر است. با توجه به آنچه از نظر گذشت و با نگاهی به رشد سریع مصرف گاز طبیعی در کشور، برای ایمن سازی سیستم گازرسانی کشور نمی توان اولویتی برای هر یک از فرایندهای بالا نسبت به یکدیگر تصور کرد و ضروری است به موازات، طبق یک برنامه مدون و بهینه، همه به اجرا گذارده شوند.
● نتیجه گیری
با اجرای طرح‌های توسعه میدان‌های گازی غنی کشور و احداث پالایشگاهها و سیستم انتقال گاز و رشد فزاینده جایگزینی سایر سوخت‌های نفتی و فسیلی با گاز طبیعی در جهت تأمین انرژی مورد نیاز کشور و حفظ سلامت محیط زیست، ضروری است در گستره وسیع نفت و گاز طبیعی در کشور پهناور ایران، آن هم با شرایط اقلیمی خاص و تفاوت چشمگیر دمای هوا در تابستان و زمستان که بر میزان مصرف گاز تأثیر مستقیم دارند، برای ارتقای ضریب اطمینان و مصون کردن سیستم گازرسانی به موازات چاره اندیشی کرد.ذخیره‌سازی گاز طبیعی در قالب یک طرح جامع در برگیرنده انواع روش‌های ذخیره سازی برای تکاپوی افزایش مصارف در زمستان، اوج زدایی مصرف در روزهای سرد این فصل و همچنین به منظور مقابله با شرایط بروز اختلال و نوسان در تولید و انتقال می تواند پاسخگوی این نیاز باشد.
● پیشنهادها
اجرای طرح جامع ذخیره سازی گاز طبیعی به عنوان یک طرح ملی پیشنهاد می شود. این طرح شامل انواع چهارگانه ذخیره سازی است:
▪ در مخازن زیرزمینی )UGS(‌
▪ به صورت گاز طبیعی مایع ) )LNG‌
▪ به صورت گاز طبیعی فشرده )CNG(‌
▪ به صورت Line Pack با طراحی و اجرای لوله جدید در فشار بالا
اجرای طرح ذخیره سازی در مخازن زیرزمینی قبلاً گام‌های اولیه خود را طی کرده و چند مورد آن در نقاط مختلف توسط شرکت ملی گاز ایران اجرا شده است.اجرای موارد دیگر از این نوع ذخیره سازی در دست پیگیری است و چنانچه ظرفیت سازی معادل ۱۰ درصد مصرف سالانه گاز کشور در مخازن زیرزمینی در نظر گرفته شود، حداقل حدود ۱۵ میلیارد مترمکعب مجموع ظرفیت این مخازن خواهد بود.
پیشنهاد می شود مطالعات همه جانبه فنی و اقتصادی با نگاهی به ضرورت عملیاتی گازرسانی در سطح کشور درباره ایمن سازی شبکه انتقال و توزیع، به موازات ذخیره سازی در مخازن زیرزمینی ذخیره سازی در اشکال دیگر (فرآیندهای ۳، ۲ و ۴) به دلایلی که در این مقاله از نظر گذشت، در مجموعه پروژه‌های ذخیره سازی گاز طبیعی کشور اجرا شود. مطالعات و بررسی‌های مقدماتی، تصویر پیشنهادی ابتدایی زیر را به دست می دهد:
▪ با منظور کردن ۱۰ درصد مصرف سالانه کشور در سال ۱۳۹۳ به عنوان ظرفیت ذخیره سازی در مخازن زیرزمینی، حجم ۱۸ میلیارد مترمکعب به عنوان ظرفیت این مخازن هدف گذاری و طرح‌های لازم اجرا شود.
▪ برای یک ماه فصل زمستان در سردترین روزهای سال که مصرف معادل ۱۳ درصدنسبت به مصرف متوسط روزانه سایر روزهای زمستان افزایش می یابد، از ذخیره LNG استفاده شود، ظرفیت ذخیره LNG برای پاسخگویی به سردترین روزها برابر ۲۴۰۰ میلیون متر مکعب محاسبه می شود. چنانچه این مقدار LNG در مدت شش ماه از ماههای نسبتاً گرم سال تولید شود. ظرفیت واحدهای LNG جمعاً معادل حدود ۱۳ میلیون مترمکعب در روز (۱۰ هزار و ۴۰۰ تن در روز) خواهد بود. واحدهای تولید و ذخیره سازی LNG با مجموع ظرفیت ۲۴۰۰ میلیون مترمکعب می تواند در تعداد مناسب در مجاورت نقاط عمده مصرف و با توجه به شرایط مناسب جغرافیایی احداث شود.
▪ برای شش ساعت اوج مصارف ساعت شبانه روز در فصل زمستان که میزان آن حدود هشت درصد بیش از مصرف در بقیه ساعات است، ظرفیت مخازن CNG و حجم Line Pack در خطوط لوله معادل ۱۵ میلیون متر مکعب در نظر گرفته شود. این مقدار گاز در بقیه ساعات شبانه روز با میزان متوسط ۸۳۳ هزار متر مکعب در ساعت، قابل انباشته شدن در مخازن CNG و خطوط لوله خواهد بود.
در پایان به موازات، این پیشنهادها بر لزوم موارد زیر نیز تأکید می شود:
▪ آموزش و ارتقای سطح فرهنگ مردم در مصرف انرژی، به ویژه گاز طبیعی که به دلیل اتصال مستقیم مصرف کنندگان به شبکه تولید و انتقال کشور از حساسیت بالایی برخوردار است.
▪ طراحی سیستم‌های گرمایش با افزایش راندمان در جهت کاهش میزان مصرف سوخت.
▪ تجهیز ساختمان‌های مسکونی و تجاری به سیستم‌های لازم، ضمن به کارگیری تمهیدات ضروری برای جلوگیری از ضایعات انرژی.
▪ بهینه کردن طراحی صنایع مصرف کننده گاز طبیعی به عنوان سوخت.

حسن چاکری

منبع : هفته نامه دانش نفت