مقاله در مورد درآمدنفت وگازدر کشور

لینک پرداخت و دانلود *پایین مطلب*

فرمت فایل:Word (قابل ویرایش و آماده پرینت)


تعداد صفحه:46

براساس لایحه بودجه 86 ؛ 100 درصد وجوه حاصل از صادرات نفت خام مستقیما به خزانه واریز می‌شود / شرایط تخفیف بهای آب،‌برق، گاز و تلفن در سال 86 اعلام شد براساس تبصره 11 لایحه بودجه 86، شرکت ملی نفت ایران مکلف است 100 درصد وجوه حاصل از صادرات نفت خام را به ترتیب مورد عمل در سال 1383 به عنوان علی‌الحساب به طور مستقیم از طریق بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران به حساب‌های مربوط در خزانه‌داری کل کشور واریز کند.

به گزارش خبرنگار مهر، در بند الف تبصره 11 لایحه بودجه 86 آمده است: به منظور توانمندسازی مردم برای صرفه‌جویی منطقی انرژی و مصرف بهینه آن، اجازه داده می‌شود در سقف اعتبارات طرح‌های بهینه‌سازی مصرف انرژی و همچنین منابع داخلی شرکت ملی نفت ایران و شرکت توانیر و یا موارد مذکور در بند (ی) تبصره (29)‌قانون بودجه سال 1380 کل کشور (پس از تصویب شورای اقتصاد و مبادله موافقتنامه با سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی کشور) در چارچوب اهداف توسعه حمل و نقل عمومی، توسعه حمل و نقل ریلی، گازسوز کردن خودروها (با استفاده از گاز طبیعی)، کاهش تبخیر بنزین از مخازن و تانکرهای حمل بنزین، تشویق تولید و ترویج تجهیزات برقی کم مصرف، ترویج صرفه‌جویی و یارانه گازرسانی به خانوارهای مستمند، کاهش شدت انرژی در کارخانه‌ها و ساختمان‌ها، افزایش بازده انرژی، کاهش مصرف سوخت خودروها برای حفظ محیط زیست، کاهش تلفات تولید و توزیع برق، توسعه فن‌آوری انرژی‌های نو و جایگزینی سوخت فسیلی در مناطق روستایی و عشایری به صورت وجوه اداره شده، یارانه سود تسهیلات و یا کمک بلاعوض، براساس آیین‌نامه‌ای که به تصویب هیئت وزیران می‌رسد، پرداخت شود. وجوه مذکور به عنوان هزینه قطعی تلقی می‌شود.

براساس بند ب تبصره 11 این لایحه، شرکت ملی پالایش و پخش فرآوردهای نفتی ایران مکلف است در راستای افزایش تولید فرآوردهای استاندارد با ارزش مورد نیاز کشور (بنزین و نفت گاز) و پالایش نفت خام خیلی سنگین و میعانات گازی و با رعایت ضوابط اقتصاد مهندسی پالایش، نسبت به اجرای طرح‌های بهینه سازی پالایشگاه اصفهان، احداث پالایشگاه میعانات گازی با اولویت بخش غیر دولتی، احداث دو پالایشگاه نفت خام خیلی سنگین با اولویت بخش غیر دولتی، اجرای طرح‌های توسعه و تثبیت پالایشگاه آبادان و توسعه پالایشگاه تبریز از طریق تسهیلات مالی خارجی و یا بیع متقابل تا معادل ارزی مبلغ چهل هزار میلیارد ریال پس از تصویب شورای اقتصاد و مبادله موافقتنامه با سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی کشور اقدام نماید.
بازپرداخت تعهدات حاصله از محل درآمد اضافی طرح‌های فوق انجام خواهد شد و گزارش عملکرد آن به کمیسیون‌های انرژی و برنامه و بودجه و محاسبات مجلس شورای اسلامی ارایه خواهد شد.

مشخصات فروشنده

نام و نام خانوادگی : یعقوب ذاکری

شماره تماس : [phone]

ایمیل :[e-mail]

سایت :shopfile95.sellfile.ir

برای خرید و دانلود فایل و گزارش خرابی از لینک های روبرو اقدام کنید...

کارخانه باند و گاز و پنبه کاوه

لینک پرداخت و دانلود *پایین مطلب*

فرمت فایل:Word (قابل ویرایش و آماده پرینت)


تعداد صفحه:21

فهرست:

معرفی شرکت باند و گاز و پنبه کاوه

- تاریخچه شرکت

محل استقرار کارخانه

کارخانه در سال 1361 تاسیس گردید و در چند فاز مورد بهره برداری قرار گرفت...

- فاز اول : شامل تولید انواع پنبه هیدروفیل در سال 1361 هجری شمسی
- فاز دوم : شامل تولید انواع گاز جراحی استریل در سال 1372 هجری شمسی
- فاز سوم : شامل تولید انواع باند زخم بندی ، باند کنار بافته ، باند کشی ، لانگ گاز و پنبه توپک در سال 1381 هجری شمسی
- فاز چهارم : شامل تولید رول پنبه دندان ، رول پنبه ویبریل که در حال نصب و راه اندازی اولیه میباشد

۱-۱-۴- واحدهای فعال در کارخانه :

- واحد تولید
- واحد R & D تحقیق و توسعه
- واحد کنترل کیفیت
- واحدهای انبارها (مواد اولیه ، محصول ، فنی)
- واحد اداری
- واحد حفاظت ، ایمنی و بهداشت
- واحد فرهنگی ، آموزشی

۱-۱-۵- تعداد پرسنل :

مجموع پرسنل کارخانه و دفتر مرکزی 105 نفر میباشد...
10 نفر کارشناس / 1 نفر فوق دیپلم / 27 نفر دیپلم / 67 نفر زیر دیپلم

۱-۱-۶- واحدهای فعال در دفتر مرکزی :

- دفتر مدیریتتت
- واحد بازرگانی (روابط عمومی ، تدارکات ،

مشخصات فروشنده

نام و نام خانوادگی : یعقوب ذاکری

شماره تماس : [phone]

ایمیل :[e-mail]

سایت :shopfile95.sellfile.ir

برای خرید و دانلود فایل و گزارش خرابی از لینک های روبرو اقدام کنید...

زخایر زیر زمینی نفت و گاز

ذخائر زیر زمینی نفت و گاز

سوختهای فسیلی شامل نفت و گاز در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج لایه های آن و با فشار چند صد اتمسفر بصورت ذخیره میباشند. گازهای طبیعی زیرزمینی یا به تنهایی و یا به همراه نفت تشکیل کانسار (معدن) می‌دهند. که در هر دو صورت از نظر اقتصادی بسیار گرانبها می‌باشد. درصورت همراه بودن با نفت گازها در داخل نفت حل می‌شوند، و عمدتا نیز بهمین صورت یافت میگردد و در این رابطه مولفه های فیزیکی مواد – حرارت و فشار مخزن تاثیرات مستقیم دارند و نهایتا درصورت رسیدن به درجه اشباع تجزیه شده و بلحاظ وزن مخصوص کمتر در قسمت‌های فوقانی کانسار و بر روی نفت یا آب به شکل گنبدهای گازی (GAS DOME) قرار میگیرند.گاهآ درمخازن گازهای محلول در آب نیز مشاهده شده است

گاز متان در حرارت و فشار موجود درکانسارها متراکم نمیگردد بنابراین همیشه بصورت گاز باقی مانده ولی در مخازنی که تحت فشار بالا هستند بشکل محلول در نفت در میاید . سایر اجزای گاز طبیعی در مخازن نسبت به شرایط موجود در کانسار در فاز مایع یا فاز بخار یافت میشوند. گازهای محلول در نفت بمثابه انرژی و پتانسیل تولیدمخزن بوده و حتی المقدور سعی میگردد به روشهایی از خروج آنها جلوگیری گردد ولی در هر حال بسیاری از گاز محلول در نفت در زمان استخراج همراه با نفت خارج میگردد .در سالهای پیش از انقلاب در صد بالایی از آن از طریق مشعل سوزانده میشدو بهدر میرفت ولی در سالهای بعد تا بحال بتدریج و با اجرای طرهایی منجمله طرح آماک از آنها به عنوان تولیدات فرعی استحصالی از میادین نفت کشور بمنظور تزریق به مخازن نفتی - تولید مواد خام شیمیایی و سوختی با ارزش استفاده می‌کنند.

استخراج گاز

در ایران گاز طبیعی خام را از دو نوع چاه استخراج مینمایند .

1 – چاههای مسقل گازی - از قبیل میادین گاز پارس جنوبی – نار و کنگان – خانگیران - تابناک- حوزهای شانون، هما، وراوی و میدان گازى پازنان و غیره . 2 – چاههای نفت - از قبیل میادین اهواز – آغاجاری – مارون - گچساران – بی بی حکیمه –

• رامشیر و غیره .

  ترکیبات گاز طبیعی خام

1 - گاز طبیعی خام که از چاههای مستقل گازی استخراج میگردد و هنوز فرایندهای سرچاهی و پالایشی را طی نکرده است عمدتا از هیدروکربور متان بعلاوه گاز اتان و همراه با هیدروکربورهای دیگر( سنگین و مایع) مانند پروپان – بوتان - و هیدروکربورهای سنگین تر یا چکیده نفتی (CONDENSATE) بعلاوه بنزین طبیعی ( NATURAL GASOLINE) و همچنین مقداری از ناخالصی های غیر هیدروکربوری شامل بخار آب (H2O), کربن دی اکسید(CO2) , کربن منواکسید (CO), نیتروژن (N), هیدروژن سولفید (H2S), هلیوم (HE) که درصد هر کدام بستگی به نوع مخازن دارد تشکیل شده است . این چاهها اصولا قادر به تولید در اندازه های تجاری بوده و محصول آنها با نام گاز غیر همراه ( NON -ASSOCIATED GAS) نیز شناخته میگردند گازهای استخراجی از چاههای مستقل گازی یا نفت همراه ندارند و یا مقدارنفت همراه آن بسیار ناچیز میباشد. گاز طبیعی خام استخراجی از چاههای مستقل گازی با خود مقداری شن - ماسه و آب شور بهمراه دارد که قبل از ارسال به تاسیسات پالایشی در مجموعه تاسیسات سر چاهی و توسط ساینده ها از گاز جدا میگردند.

  دستگاههای گرمکن موجود در نقاط مشخصی درطول خط لوله تا مرکز جمع آوری نیز مانع از انجماد بخار آّب موجود در گاز میگردند زیرا در صورت نبود این تجهیزات ترکیبات جامد و نیمه جامد هیدرات های گاز طبیعی احتمالی(کریستالهای یخ) در روند کار سیستم گردآوری ایجاد مشکلات عدیده مینمایند.

  2 - گاز طبیعی خام از چاههای نفت نیز بدو صورت استخراج میگردد. الف - در صورتی که گاز، محلول در نفت خام باشد گاز محلول (SOLUTION GAS ) نام دارد. ب - در تماس مستقیم ولی جدا از نفت باشد گاز همراه (ASSOCIATED GAS) نامیده می شود .

  مشخصات و مزیتهای گاز طبیعی

گاز طبیعی(متان – CH4) حاصل از عملیات فرآورش نهایی دارا ی مشخصات بدون رنگ – بدون بو و سبکتر از هوا میباشد. ارزش حرارتی یک گاز، مقدار حرارتی است که در اثر سوختـن یک مترمکعب آن گاز ایـجاد می شود که بدین ترتیب ارزش حرارتی هر متر مکعب متان تقریبا معادل ارزش حرارتی یک لیتر نفت سفید میباشد و به عبارت دیگر چنانچه یک فوت مکعب از آن سوزانده شود معادل با 252 کیلو کالری انرژی حرارتی آزاد مینماید که از این لحاظ در مقایسه با دیگر سوختها بسیار قابل توجه میباشد . هیدروکربنها با فرمول عمومی CnH2n+2 اجزاء اصلی گاز طبیعی بوده و منابع عمده انرژی میباشند . افزایش اتمهای کربن مولکول هیدروکربن را سنگینتر و ارزش حرارتی آن افزونتر میسازد. ارزش حرارتی هیدروکربنهای متان و اتان از 8400 تا 10200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آنها می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن پروپان برابر با 22200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن بوتان برابر با 28500 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می‌ باشد . گاز طبیعی شامل 85 درصد گاز متان و 12 درصد گاز اتان و 3 درصد گاز پروپان، بوتان، ازت و غیـره می باشد

گاز طبیعی حاصل از میادین گازی سرخس حاوی متان بادرجه خلوص 98 درصد میباشد. ارجحیت دیگر گاز گاز طبیعی(متان – CH4) به سایر سوخت ها آن است که گاز طبیعی تمیز ترین سوخت فسیلی است زیرا نه تنها با سوختن آن گاز سمی و خطرناک منواکسید کربن تولید نمیگردد بلکه جالب است بدانیم که ماحصل سوخت این گاز غالبا آب بهمراه حداقل میزان دی‌اکسیدکربن در مقایسه با تمام سوختهای فسیلی میباشد . در یک تحقیق از میزان آلایندگی گاز طبیعی و دیگر سوخت های فسیلی یافته ها به شرح ذیل بودند . میزان انتشار co2 در گاز طبیعی 6/53 درصد، پروپان 67 درصد، بنزین 7/72 درصد، نفت گاز 76/2 درصد، نفت کوره 3/79 درصد و زغال سنگ 1/82 درصد به ازای یک واحد گرما(Kg co2/Gj) است لذا با توجه به موارد فوق می توان از آن به عنوان سوخت برتر - ایمن و سالم در محیطهای خانگی- تجاری و اداری که دارای فضاهای بسته و محدود میباشند استفاده نمود

دمای احتراق خود به خود گاز طبیعی 649 درجه سانتی گراد است. دمای جوش متان 49/ 161 درجه سانتی گراد زیر صفر است .فرایند تبدیل گاز طبیعی به گاز مایع LN G در همین درجه حرارت صورت میگیرد.

  یکی از عوامل مهم و مؤثر در کامل سوزی گاز طبیعی و آبی سوزی شعله تامین هوای کافی است. میزان هوای لازم جهت هر مترمکعب گاز طبیعی هنگام سوختن حدودأ 10 مترمکعب میباشد. آبی تر بودن شعله بمعنی دریافت بهتر و بیشتر هوا می باشد. فرآورش گازطبیعی

مجموعه عملیات پیچیده ای است شامل فرایندهایی بقرار و ترتیب ذیل که در جریان آن بتوان گاز طبیعی را که شامل عمدتا متان بعنوان اصلیترین ماده و با درصد خلوص 80 تا 97 میباشد را بعنوان محصول نهائی پالایش نمود, صمن آنکه در این فرایندها علاوه بر استحصال گوگرد ترکیبات ارزشمند مایعات گازطبیعی (NATURAL GAS LIQUIds –NGL)شامل گاز مایع LPG)) و (CONDENSATE) که تمامآ در ردیف اقلام صادراتی نیزبشمار میایند جداسازی میگردند

تفکیک گاز و نفت

گاز همراه با نفت

گازی که همراه نفت است الزاما باید از آن جدا شود تا نفت خالص و پایدار بدست آید. در صورتی که نفت و گاز استخراجی از چاه مستقیما به مخازن ذخیره نفت هدایت گردند.بعلت سبک و فرار بودن گاز مقداری از آن از منافذ فوقانی مخزن ذخیره خارج شده و در ضمن مقداری از اجزای سبک و گرانبهای نفت را هم با خود خارج می‌کند. از این رو نفت را پس از خروج از چاه و پیش از آنکه به مخزن روانه گردد به درون دستگاه تفکیک نفت و گاز هدایت می‌کنیم

  عملیات تفکیک گاز همراه از نفت خام اصولا با ابزار موجود در سر چاه و طی فرایندهای سرچاهی ، انجام می شود .این عمل توسط دستگاهی بنام جداکننده سنتی که هیدرو کربورهای سنگین و مایع را از هیدروکربورهای سبکتر و گازی تفکیک مینماید صورت میگیرد. سپس این دو هیدروکربن برای فرآورش بیشتر به مسیرهای مجزایی هدایت شده تا عملیات تصفیه ای لازم برروی آنها صورت گیرد.

  این دستگاه به شکل یک استوانه قائم دربسته بوده که در آن با استفاده از نیروی گرانش ذرات گاز از هم باز و به اصطلاح منبسط می‌گردد، و در این ضمن از سرعت آن نیز کاسته می‌شود. وقتی فشار و سرعت گاز به مقدار زیادی کاهش یافت بخش انبوهی از گاز ، از نفت جدا می‌گردد. آنگاه گاز حاصل را توسط لوله بمخزن دیگری هدایت می‌کنند گازی که از دستگاه جدا کننده خارج می‌گردد، غالبا از نوع گاز تر بوده و حاوی مقدار زیادی بنزین سبک(طبیعی) نیز میباشد. بنزین سبک (طبیعی) به لحاظ آنکه دارا ی ارزش فراوانی میباشد الزاما باید در مراحل بعدی از گاز طبیعی جدا گردد .

  گاز محلول در نفت خام

در مواردی که گاز در نفت خام محلول است مقداری از آن به جهت ماهیت گاز و تحت تاثیر کاهش فشار موجود در سر چاه از نفت جدا میگردد و سپس این دو گروه از هیدروکربنها برای فرآورش بیشتر هر یک به مجاری مخصوص بخود فرستاده می شوند. 1– تفکیک مایعات گازی

این فرایند اولین مرحله از مجموعه عملیات پالایش گاز طبیعی خام میباشد . در به عمل آوری مایعات گازطبیعی فرایندی سه مرحله ای وجود دارد. زیرا ابتدا مایعات (NGL) توسط جاذب NGL از گازطبیعی استخراج و سپس ماده جاذب طی فرایند دوم قابلیت استفاده مجدد (مکرر) را در فرایند ابتدایی کسب مینماید و نهایتا در فرایند سوم عناصر تشکیل دهنده و گرانبهای این مایعات نیز باید از خودشان جدا سازی شده و به اجزای پایه ای تبدیل گردند . که این فرایند در یک نیروگاه فرآورش نسبتا متمرکز بنام کارخانه گاز مایع بر روی مایعات حاصل انجام می شود. بخش اعظم مایعات گازی درمحدوده بنزین و نفت سفید می باشد . ضمن آنکه میتوان فرآورده های دیگری مانند حلال و سوخت جت و دیزل نیز از آن تولید نمود. مواد متشکله در مایعات گازطبیعی (NGL) عبارتند از

• 1 اتان - ماده ای است ارزشمند و خوراک مناسب جهت مجتمع های پتروشیمی و تبدیل آن به ماده ایی با ارزش بیشتر به نام اتیلن و پلی اتیلن . گازطبیعی میدان پارس جنوبی حدودآ حاوی شش درصد اتان میباشد که با جداسازی آن و ساخت اتیلن و پلی اتیلن مزیت های اقتصادی فراوانی برای کشورمان ایجاد می شود. کاربردفناوری تفکیک اتان از مایعات گازی در ایران بسیار جدید است و هم اکنون در فازهای 4و5 پارس جنوبی بکارگرفته میشود 1- 2 گاز مایع (LPG) – گاز مایع عمدتآ شامل پروپان و بوتان بوده که آن را میتوان با پالایش نفت خام نیز بدست آورد. ضمنآ در فرایند شکست ملکولی (کراکینگ) نفت خام و یا فرایند افزایش اکتان بنزین (ریفرم کاتالیستی) نیز این ماده ارزشمند به صورت محصول جانبی حاصل می شود . درصد پروپان و بوتان موجود در گاز مایع (LPG) که مصارف سوختی در خودرو (کمتر) و در منازل (بیشتر) دارد متغیر بوده بطوری که در فصل گرم پروپان کمتر و در فصل سرد پروپان بیشتر خواهد بود در فصل سرد افزایش در صد پروپان به علت سبکتر بودن باعث تبخیر بهتر سوخت میگردد . معمولا درصد پروپان در گاز مایع بین 10 الی 50 درصد متغیر است .

  1- 3 کاندنسیت ( condensate) شامل ترکیبات سنگینتر از بوتان ( (C4H10 – مولکولهایی دارای اتمهای کربن بیشتر و حالت مایع درشرایط اتمسفر را شامل میگردند. این ترکیبات را میتوان بمنظور صادرات پس از تثبیت فشار بخار و تنظیم نقطه ی شبنم طبق مشخصات اعلام شده متقاضی (خریدار) به مخازن انتقال یافته و بمحض تکمیل ظرفیت مخزن صادر شوند. ولی این گروه از هیدرکربورها بلحاظ ارزشمندی بیشتری که نسبت به دیگر محصولات جدا شده دارند مقرون به صرفه است که طی فرایند دیگری در پالایشگاه کاندنسیت به سوختهایی تبدیل گردد که تا کنون در پالایشگاههای نفت از پالایش نفت خام حاصل میگردید ولی اینبار همراه با مزیتهایی که خواهد آمد . با توجه به اینکه پالایشگاه 500 میلیون دلاری کاندنسیت (مایعات گازی) در امارات متحده عربی بخشی ازخوراک مورد نیاز خود را از ایران تامین مینماید و حجم فراوان مایعات گازی که با بهره برداری از فازهای پارس جنوبی و دیگر پالایشگاههای گاز کشور حاصل میگردد، احداث پالایشگاه های کاندنسیت با امکاناتی شامل یک برج تقطیرو چند فرآیند تصفیه و ریفرمینگ کاتالیستی بنا به مزیتهای موجود در ذیل بسیار حائز اهمیت میباشد .

1 - تولید بنزین بیش از دو برابر بنزین تولیدی در پالایشگاههای نفت. 2 - بدون تولید اندکی از نفت کوره و طبعا رفع مشکلات ناشی از تولید این فراورده ضمن آنکه باقیمانده های تقطیر مایعات گازی نیز به محصولات میان تقطیر و سبک تبدیل میگردد . 3 – در ازای تخصیص نیمی از تجهیزان موجود در پالایشگاه های نفت خام به پالایشگاه کاندنسیت میتوان محصولات با ارزش بیشتری تولید نمود . 4 - هزینه تولید هر واحد محصول دراین نوع پالایشگاه، بسیار پایین تراز پالایشگاه نفت خام است

5 - میزان سرمایه گذاری در مقایسه بااحداث پالایشگاه نفت خام حدوداً به نصف میرسد. 6 - درصورتی که مجموعه مایعات گازی تولیدی کشور به تولید بنزین و فراورده های دیگر اضافه شود، تا سال 1390 نیازی به واردات بنزین نخواهد بود

درحال حاضر کلیه مایعات گازی تولیدی در دو بخش صنایع پتروشیمی و پالایشگاه ها جهت خوراک مورد استفاده قرارگرفته و بخش سوم آن نیز صادر میگردد . مایعات گازی حاصل از پالایش گازهای ترش نیز ترش بوده و حاوی درصد فراوانی از هیدروژن سولفید و مرکپتان میباشد . بنابراین بعد از تقطیر و تهیه فراورده ها نیاز به فرایندهای پالایشی جهت زدودن و یاکاستن از میزان گوگرد و مرکپتان موجود دارند

هم اکنون پالایشگاه قدیمی مایعات گازی در بندرعباس روزانه 260 هزار بشکه نفت خام و 20 هزار بشکه مایعات گازى را فرآورش میکند . احداث پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس به شرکت سرمایه گذاری نفت سپرده شده و مطالعات آن در حال انجام است. پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس و با ظرفیت 360 هزار بشکه احداث میگردد . و تا کنون طراحی بنیادی و اخذ دانش فنی آن طبق برنامه توسط شرکت ملی مهندسی و ساختمان نفت به پایان رسیده است

قدیمیترین پروژه از این دست پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد(خانگیران) است که پیشینه 20 ساله دارد . درآن زمان پیشنهاد داده شد که مایعات تولیدی از میادین شمال شرقی( خانگیران )در واحدهای تقطیر به فرآورده های نفتی همچون حلال های ویژه نفتی ، نفتا ، نفت سفید و گازوئیل مرغوب تبدیل شود. پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی خانگیران مورد تایید برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران نیز قرارگرفت . شرکت ایتالیایی I.M.S در سال 1380طی یک مناقصه مسئولیت ساخت واحدهای تقطیر را بدست گرفت . این شرکت در همان سال (1380 ) مشغول ساخت دستگاه های مربوطه شد که بنا به پیش بینی مجری وقت طرح های پالایش گاز شرکت ملی گاز ایران حداکثرتا یک سال بعدبه اتمام می رسد . که خوشبختانه جدیدآ خبر ها حکایت از راه اندازی این تاسیسات دارد . 2- حذف دی اکسیدکربن و سولفور

بعد از جداسازی مایعات گازی از گاز طبیعی خام دومین قسمت از فرآورش گاز نیز صورت میگیرد که شامل جداسازی دی اکسید کربن و سولفید هیدروژن است. گازطبیعی بسته به موقعیت چاه مربوط مقادیر متفاوتی از این دو ماده را شامل میگردد. فرایند تفکیک سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن از گازترش، شیرین کردن گاز نامیده می شود. سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن را میتوان سوزاند و از گوگرد نیز صرفنظر نمود ولی این عمل باعث آلودگی شدید محیط زیست میگردد . با توجه به اینکه سولفور موجود در گاز عمدتآدر ترکیب سولفید هیدروژن ((H2S قرار داردحا ل چنانچه میزان سولفید هیدروژن موجود از مقدار 7/5 میلیگرم در هر متر مکعب گازطبیعی بیشتر باشد به آن گاز ترش اطلاق میگردد. وچنانچه از این مقدار کمتر باشد نیاز به تصفیه نمیباشد. سولفور موجود درگازطبیعی به علت دارا بودن بوی زننده و تنفس های مرگ آور و عامل فرسایندگی خطوط لوله انتقال، گاز را غیر مطلوب و انتقال آن را پر هزینه میسازد. تکنیکهای مورد استفاده در فرایند شیرین سازی گاز ترش موسوم به «فرایند آمین» که متداولترین نوع در عملیات شیرین سازی میباشد تشابه فراوانی با فرایندقبل( جاذب NGL) و فرایند بعدی خود یعنی نم زدایی توسط گلایکول دارند . مواد مورد استفاده دراین فرایند انواع محلول های آمین میباشد. دراین نوع فرایندها اغلب از دو محلول آمین باسامی مونو اتا نو ل آمین (MEA) و دی اتا نو ل آمین (DEA ) استفاده میگردد.

  گاز ترش از میان برجی که با محلول آمین پر شده است جریان داده میشود .تشابه خواص ملکولی محلول آمین با سولفور موجود در سولفید هیدروژن باعث میگردد تا بخش عمده ای از مواد سولفوره جذب محلول گردد و سپس این محلول با شرکت در فرایند ثانوی ضمن جداسازی از سولفید هیدروژن جذب شده مجددا قابل بهره برداری در فرایند ابتدایی میگردد . روش دیگری در رابطه با شیرین سازی گاز ترش با استفاده از جاذب های جامد برای جداسازی دی اکسیدکربن و سولفید هیدروژن نیز وجود دارد. دی اکسیدکربن حاصل از فرایند از طریق مشعل وارد محیط شده و طبعآ آلودگی هایی از خود بجا میگذارد که اجتناب ناپذیر میباشد . ولی سولفید هیدروژن حاصل از فرایندقبل پس از انتقال به واحد گوگرد سازی با شرکت در فرایندی کاتالیستی و با واکنشهای گرمایی بنام فرایند کلاوس سولفور موجودرا بصورت مایع آزاد مینماید. مایع حاصل بعد ازانتقال به واحددیگری و بعد از عملیات دانه بندی و انبار میشود این فرایند تا 97 درصد سولفور موجود در گاز طبیعی را باز یافت مینماید. این ماده که سولفور پایه نامیده میشود بشکل پودر زرد رنگ بوده و آن را میتوان داخل محوطه پالایشگاه یا خارج از آن مشاهده نمو د. البته نظر به نیازبازار جهانی ، سولفور موجود بعد از استخراج و تصفیه و آماده سازی کامل جزو اقلام صادراتی محسوب و جداگانه به بازار عرضه می گردد . مرکاپتان ها گروه دیگری از ترکیبات گوگرد دار میباشند که بایداز ترکیب گاز قابل مصرف توسط فرایندی از نوع غربال مولکولی جداسازی گردد .ازآنجاییکه سیستم لوله کشی های مشترکین فاقد هشدار دهنده های نشت گاز میباشد ضرورتآ و به همین منظور مقدار اندکی از آن که منجر به ضایعات در خطوط لوله نگردد را درترکیب گاز بجا میگذارند تا بکمک این مواد بودار (بوی تخم مرغ گندیده ) مصرف کننده از وجود نشتی در لوله های گاز آگاه گردد. در همین رابطه در ایستگاههای CGS نیز بطور جداگانه مقداری مرکاپتان به جریان گاز تزریق میگردد . گاز میادین پارس جنوبی – نار و کنگان – سرخس و گاز همراه میدان آغاجاری از نوع ترش بوده و لذا حاوی مقدار معتنابهی گوگرد میباشد.

  گاز میادین تابناک - شانون، هما، وراوی و گاز همراه میادین مارون و اهواز از نوع شیرین بوده و طبعا بعلت فقدان گوگرد و حذف فرایندهای مربوطه نسبت به گار میادین دیگر با ارزشتر میباشد.

3- نم زدایی یا رطوبت زدایی

3– 1 - رطوبت زدایی با محلول گلایکول

علاوه بر تفکیک نفت با گاز مقداری آب آزاد همراه با گازطبیعی وجود دارد که بیشتر آن توسط روش های جداسازی ساده در سر چاه یا در نزدیکی آن از گاز جدا می شود. در حالیکه بخار آب موجود در محلول گاز میبایست طی فرایندی بسیار پیچیده تحت عنوان عملیات نم زدایی و یا رطوبت زدایی از گازطبیعی تفکیک گردند .

در این فرایند بخار آب متراکم و موجود در سطح توسط ماده نم زدا جذب و جمع آوری میگردد. نوع متداول نم زدایی جذب (absorption) با عنوان نم زدایی گلایکول که ماده اصلی این فرایند میباشد شناخته می شود. در این فرایند، از مایع نم زدای خشک کننده حاوی گلایکول برای جذب بخار آب از جریان گاز استفاده می شود. دراین نوع فرایند اغلب از دو محلول گلایکول باسامی دی اتیل گلایکول (DEG) یا تری اتیل گلایکول (TEG) استفاده میگردد.

خواص ملکولی ماده گلایکول شباهت بسیاری با آب دارد لذا چنانچه در تماس با جریانی از گازطبیعی قرار گیرد، رطوبت آب موجود در جریان گاز را جذب و جمع آوری مینماید. ملکولهای سنگین شده گلایکول در انتهای تماس دهنده جهت خروج از نم زدا جمع و خارج میشو ند سپس گازطبیعی خشک نیزاز جانب دیگر به بیرون از نم زدا انتقال می یاید. محلول گلایکول را از میان دیگ بخار به منظور تبخیر نمودن آب محلول در آن و آزاد کردن گلایکول جهت استفاده مجدد آن در فرایندهای بعدی نم زدایی عبور میدهند. این عمل با بهره گیری از پدیده فیزیکی یعنی وجود اختلاف در نقطه جوش آب تا 212درجه فارنهایت (100 درجه سانتیگراد ) و گلایکول تا 400 درجه فارنهایت صورت میگیرد.

3– 2 رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد

رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد که معمولا مؤثرتر از نم زداهای گلایکول هستند نیز با استفاده از روش جذب سطحی صورت میگیرد . جهت این کار به حداقل دو برج یابیشتر نیاز میباشد که بکمک یک ماده خشک کننده جامد شامل آلومینا یا ماده سیلیکاژل پرشده است. نم زدایی با ماده خشک کننده جامد اولین شیوه نم زدایی گازطبیعی با استفاده از روش جذب سطحی است گازطبیعی از داخل این برج ها، از بالا به پایین عبور داده میشوند. گازطبیعی دراین فرایند ضمن عبور از اطراف ذرات ماده خشک کننده رطوبت های موجود در جریان گازطبیعی به سطح ذرات ماده خشک کننده جذب میگردد و باتکمیل این فرایند تقریبا تمام آب توسط ماده خشک کننده جامد جذب شده و نهایتا گاز خشک از انتهای برج خارج شود. این نوع از سیستم نم زدایی از آنجاییکه در رابطه باحجم فراوان گاز تحت فشارهای بالا مناسب هستند معمولا در انتهای یک خط لوله در یک ایستگاه کمپرسور قرار دارند. در این سیستم نیز همانند گلایکول در روش اول ماده خشک کننده جامد بعد از اشباع شدن از آب جهت احیاء و استفاده های مکرر از سیستمهای گرمکن با درجه حرارت بالا جهت تبخیر بخار آب موجود در گلایکول بکار گرفته میشوند .

  گازطبیعی اینک با طی تمام مراحل تصفیه به طور کامل فرآورش و برای مصرف آماده گردید لذا در پایان با تقویت فشار آن تا حدود 1000 psi و پس از محاسبه حجم آن توسط سیستم اندازه گیری به خط لوله خروجی پالایشگاه هدایت و تحویل مدیریت منطقه عملیات انتقال گاز مربوطه میگردد.

مشخصات فروشنده

نام و نام خانوادگی : یعقوب ذاکری

شماره تماس : [phone]

ایمیل :[e-mail]

سایت :shopfile95.sellfile.ir

برای خرید و دانلود فایل و گزارش خرابی از لینک های روبرو اقدام کنید...

دانلود مقاله عایق کاری و گاز

لینک پرداخت و دانلود *پایین مطلب*

فرمت فایل:Word (قابل ویرایش و آماده پرینت)

تعداد صفحه:26

فهرست مطالب

فهرست مطالب

مقدمه                                                                                                                                                      1

مشخصات شبکه از نظر فشار گاز                                                                                                             2

جوشکاری لوله های پلی اتیلن                                                                                                 2

تست عایق و عایقکاری قبل از لوله گذاشتن لوله ها در کانال                                                   5

آزمایش مقاومت و نشتی خطوط شبکه طبق مشخصات فنی                                                     7

عایقکاری گرم و سرد شبکه های گازرسانی                                                                                             9

میزان رادیوگرافی جوشها                                                                                                                        15

عملیات جوشکاری لوله های فولادی جهت گازرسانی                                                            17

روش کلی جوشکاری لوله های فولادی (پاسهای اول- دوم و پرکننده)                  18

مقدمه

در حدود سالهای 1950 به دلیل کمبود منابع فلز و نیز مشکلات  استفاده از مصنوعات‌ فلزی‌ نظیر  حمل و نقل ،‌خوردیگ‌و جوشکاری و سبب  مطالعه جهت جایگزینی‌ محصولات به جای فولاد شد اولین جایگزین‌ها pvc بودند از  این پس بحثی به نام پلیمر‌ها آغاز شد.

پلی‌‌اتیلن‌ که نوعی پلیمر است و با فرمول ساختمانی‌  C2H4- C2H4-C2H4 می‌باشد که استفاده از این لوله‌ها حداکثر‌ کشورها معمول شده است.

و همه ساله‌با تحقیقاتی‌ که در مورد رزین‌های پلی‌لتیلن‌ در آزمایشگاهها انجام می‌شود و روز به روز  به کیفیت‌ لوله‌های  پلی‌اتیلن‌ افزوده می‌شود.در ایران در تمام شهرها و روستاها به تازگی  گاز‌رسانی‌ می شوند.تمام خطوط پلی‌اتیلن است

مشخصات شبکه‌ از نظر فشار گاز

گاز خــروجـی‌ از پــالایـشگاه های تقویت فشار‌ در خطوط  انتقال‌دارای فشاری بین 700-150 psi می‌باشد که در ایستگاههای ( Catygete Station)  تا فشار 250   کم می‌شود و وارد خطوط تغذیه‌ می‌شود اکثر لوله‌های شبکه اغذیه‌ از نوع فولادی‌ و یا پوشش پلی‌ اتیلن‌ است.

خطوط تغذیه‌ با فشار 250 psi برای استفاده‌ مشترکین‌ کم مصرف‌ وارد ایستگاههای TBS می‌شود که در این ایستگاهها‌ تا فشار 60 psi کاهش می‌یابد.

هر یک از ایستگاهها‌ی فشار‌درون شهری TBS با فشار 60 psi تإمین کنند. یک منطقه‌ است با حدود 500 مشترک است این انشعابات  خطوط پلی‌اتیلن‌ با فشار 60 psi و با لوله‌های با قطر‌ 25 می‌باشد. کاربرد لوله‌های پلی‌اتیلن  در داخل‌ ساختمانها به دلیل مسائل‌ ایمنی‌ ممنوع است.

جوشکاری‌ لوله‌های پلی‌اتیلن :

برای اتصال لوله های پلی‌اتیلن راههای بخصوصی وجود دارد اتصال آنها آنها اسانتر از فولادی است امروزه در کشورها از روش الکترو‌فیوژن‌ در اتصال‌ و جوشکاری‌ پلی‌اتیلن استفاده می شود در این روش که تجهیزات و اتصالات‌ مخصوص‌به خود دارد از انرژی الکتریکی  و خاصیت ترموپلاست‌ بودن پلی‌اتیلن است.

مشخصات فروشنده

نام و نام خانوادگی : یعقوب ذاکری

شماره تماس : [phone]

ایمیل :[e-mail]

سایت :shopfile95.sellfile.ir

برای خرید و دانلود فایل و گزارش خرابی از لینک های روبرو اقدام کنید...

پایان نامه بررسی نیروگاه گاز در 118 صفحه ورد قابل ویرایش

پژوهش بررسی نیروگاه گاز - پایان نامه بررسی نیروگاه گاز در 118 صفحه ورد قابل ویرایش

---

پژوهش بررسی نیروگاه گاز در 118 صفحه ورد قابل ویرایش
فهرست مطالب: مقدمه)معرفی) فصل اول کد شناسایی KKS مقدمه استفاده از کدهای شناسایی فصل دوم تشریح کلی نیروگاه پیکر بندی نیروگاه جانمایی نیروگاه اصول طراحی شرح کلی پیکر بندی سیستم الکتریکی برق فشار ضعیف شامل: حفاظت محیط زیست (آب –هوا-صدا) مشخصات سوخت مشخصات گازوییل : فصل سوم اطلاعات عمومی در مورد قطعات توربین گاز مقدمه اصول کلی طراحی توربین گاز V94.2 ابعاد و وزن قطعات اصلی توربین گاز فصل چهارم توربین گاز V94.2 مقدمه ای بر توربین گاز طراحی عمومی توربین گاز توربین روتور اساس ساختمان روتور پره های ثابت توربین (TURBINE STATOR BLADES ) پوسته مرکزی (CENTRAL CASING) پره های متحرک توربین (TURBINE ROTOR BLADE) پوسته داخلی (INNER CASING) محور گلندهای محورتوربین ورودی کمپرسور (COMPRESSOR INLET) محفظه های احتراق (COMBUSTION CHAMBERS) مشاهده شعله پوشش فشار (PRESSURE JACKET) قطعات داخلی محفظه احتراق مجموعه مشعل برای سوخت گاز و مایع تنظیم اختلاط هوا نمایش و نصب (INSTALLATION) کمپرسور پره های ثابت کمپرسور پره های متحرک کمپرسور دیفیوزر خروجی کمپرسور (COMPRESSOR OUTLET DIFFUSER) گلندهای محورکمپرسور (COMPRESSOR SHAFT GLANDS) پوسته خروجی اگزوز (EXHUST OUTER CASING) دیفیوزر گاز خروجی (EXHUST GAS DIFFUSER) هوای خنک کاری و آب بندی یاتاقانها (BEARINGS) محل یاتاقان توربین: یاتاقان ژورنال: مکان یاتاقان کمپرسور گرداننده (TURNING GEAR) گرداننده هیدرولیکی گرداننده دستی (MANUAL TURNING GEAR) محور میانی (INTERMEDIATE SHAFT) فصل پنجم سامانه های توربین گاز V94.2 سیستم هوای ورودی Air Intake هدف از بکارگیری سیستم -کنترل کننده سیستم دمپر سیستم بلوآف سیستم بلوآف BLOW OFF اصول عملکرد : نحوه تحریک و عملکرد شیرهای بلوآف سیستم CO2 گاز خنثی توضیحات : خاموش کننده های قابل حمل(دستی) سیستم اعلان حریق سیستم CO2: سیستم آتش نشانی تشریح سیستم کارت انتقال سیگنالها سیستم سوخت گاز سیستم سوخت گاز وظایف حذف بار LOAD REJECTION سیستم سوخت گازوئیل تشریح پمپ تزریق (INJECTION) شیرهای رلیف فشار راه اندازی شیر تراتل شیر قطع اضطراری مشعلهای سوخت مایع فلومترها مخزن گازوئیل نشتی تعویض از سوخت گاز به سوخت مایع در حین کار توربین مشعل های سوخت مایع اصول عملکرد سیستم جرقه زنی ونظارت گر شعله سیستم گاز جرقه زنی جرقه زن (IGNITER) اصول عملکرد و ساختمان سیستم نظارت شعله اصول عملکرد وساختمان نظارتگر شعله اصول عملکرد و ساختمان سیستم روغن روانکاری و بالابرنده تانک روغن ساختار تانک صافی روغن سیستم روغن بالابرنده و روانکاری تانک روغن روانکاری پمپ های روغن روانکاری سیستم خنک کن فیلتر روغن روانکاری سیستم روغن بالابرنده شافت توربین پمپ روغن روانکاری و پمپ کمکی شرح : اصول عملکرد پمپ روغن اضطراری ابزار اندازه گیری سطح تانک روغن پیکربندی سیستم خنک کن توربین سیستم خنک کن توربین گلند محور: اصول عملکرد: فصل ششم کنترل دمای توربین گاز فلسفه کنترل دمای GT فصل هفتم مجرای ورودی هوا ورودی هوای توربو کمپرسور شرح سامانه: محاسبه عمر فیلتر ها عایق صدا‏: سامانه ضد یخ : سامانه کنترل کننده سامانه تمیز کردن خود کار فیلترها: دریچه فصل هشتم مجرای واگرای اگزوز شرح سامانه : قطعات اصلی و وظیفه انها : دودکش : فصل نهم ابزار و ابزار مخصوص تعمیرات ابزار استاندارد ابزار معمولی ابزار مخصوص فصل دهم فهرست منابع نتیجه گیری مقدمه)معرفی) امروزه با توسعه روزافزون صنعت نیروگاه وتولید برق وبا توجه به این نکته که اکثریت دانشجویان مهندسی و...ویا حتی فارغ التحصیلان دراین رشته ها موفق به بازدیدکاملی از نیروگاه وسیستم کاری و نحوه عملکرد سیستمهای موجود در نیروگاه نشده اند،وبا توجه به سابقه کاری که من در نیروگاه جنوب اصفهان درزمینه نصب تجهیزات مکانیکی وغیره داشته ام ،لازم دانسته ام که برای اشنا کردن دانشجویانی که علاقه به نیروگاه وسیستم عملکردآن دارند،اطلاعات وتصاویری راجمع آوری نموده ودرقالب این پروژه(که معرفی و بررسی بخشهای مختلف نیروگاه گازی است.)ارایه دهم.که من گرد آوری این مطالب را در قالب 10فصل بیان نموده که فصل اول آن رابابیان کدهای شناسایی آغازکرده که درفصلهای بعدی اگرازاین کدها استفاده شده بود ،نا مفهوم نباشد . در فصل دوم تشریحی کلی نیروگاه از نوع پیکر بندی ،جا نمایی ،سوخت و...را بیان کرده و در فصل سوم اطلاعاتی عمومی در مورد قطعات توربین گاز وابعاد ووزن و...را بیان کرده ام ودر فصل چهارم توربین گاز ،نحوه هوادهی ،احتراق و...را تشریح کرده ودرادامه در فصل پنجم سامانه های مختلف از قبیل هوای ورودی آتش نشانی سوخت گاز ،گازوییل و...را بیان نموده که برای خواننده قابل فهم باشد که این هوا چه طور وارد ،چه گونه احتراق صورت گرفته و چه مراحلی بایستی انجام شود تا برق تولیدشودودر فصل ششم نحوه کنترل دمای توربین را شرح می دهیم ودر فصل هفتم مجرای هوای ورودی ،سرعت ، عایق صدا ونحوه تمیز کاری و...را تشریح کرده ودر فصل هشتم سیستم خروجی گازهای حاصل ازاحتراق(مجرای واگرای اگزوز )و...را توضیح داده ودر فصل نهم انواع ابزارهای عمومی وتخصصی را بیان کرده که بیشتر در زمینه تعمیرات ازاین ابزارآلات استفاده می شود ودر فصل دهم منابعی که من توانستم به آنها دسترسی پیدا کنم و بتوانم این مطالب را گرد هم آورم،بیان نموده ام که در پایان هدف و نتیجه ای که من از این پروژه داشتم که سعی خود را می کنم تا به آن هدف نزدیک شوم ؛این است که دانشجویان و...با آشنایی و استفاده از این پروژه بتواند ابهامات خودرا در زمینه ،حداقل آشنایی با نیروگاه گازی و نحوه عملکرد آن بر طرف کند که درهنگام حضور در نیروگاه حتی مرتبه اول دارای پیش زمینه ای بوده باشند که (سر در گمی هایی را که ممکن است با دیدن نیروگاه برایشان بوجود آید را به حداقل برسانند.) در پایان ازکلیه همکاران درنیروگاه جنوب اصفهان و نیروگاه طوس مشهد واساتیدمحترم دردانشگاه آزاداسلامی واحدشهرمجلسی که درگردآوری وارایه این پروژه من را همیاری کردند کمال تشکر و قدر دانی را دارم . فصل اول کد شناسایی KKS مقدمه KKS مخفف عبارت آلمانی “Kraftwerk Kennzeicen System” به معنای سیستم شناسایی نیروگاه می باشد. KKS به منظور شناسایی اجزاء نیروگاه و سیستمهای کمکی به کار می رود. این روش کد گذاری توسط بهره برداران نیروگاههای آلمان و کارخانه های سازنده توسعه پیدا نمود و اینک برای تمامی نیروگاهها بکار گرفته می شود. در این جزوه آن بخش از KKS تشریح شده است که مربوط به توربینهای گازی و سیستمهای اضافی آن می باشد. اجزاء سیستمهای اضافی کد گذاری شده اند، اما همه اجزاء توربین نظیر پره های کمپرسور و توربین یا flametube های محفظه احتراق کد گذاری نشده اند. کدهای شناسایی مربوط به طراحی سیستم نمی باشد بلکه به منظور نشان دادن محل قرار گیری قطعه در یک سیستم می باشد. ساختار کد شناسایی سیستم شناسایی KKS مشتمل بر حروف و اعداد میباشد. مفاهیم حروف استفاده شده از سیستم KKS استخراج شده و اعداد توسط آنسالدو تعریف شده اند. معانی : 3: (کلید کارکرد F0) کد شناسایی یک واحد در یک نیروگاه چند واحدی . MB : (کلیدهای کارکرد F2+F1) تمامی قسمتهای توربین گاز کد “MB” دارد. N : (کلید کارکرد F3) این حرف ناحیه ای که متعلق به توربین گاز می باشد ، معین می کند. “N” برای سیستم سوخت مایع استفاده می شود. از حروف زیر در سیستم KKS استفاده می شود: “A” کمپرسور و توربین “B” یاتاقانها “K” کوپلینگها ، ترنینگ گیر، دنده ها “M” محفظه احتراق “N” سیستم سوخت مایع “P” سیستم سوخت گاز “Q” سیستم جرقه زنی “R” سیستم اگزوز “W” سیستمهای اضافی شامل تزریق بخا رآب “V” سیستم روانکاری “X” سیستم های حفاظتی و کنترلی غیر الکتریکی “Y” سیستم حفاظتی و کنترلی الکتریکی 13‌ : (کلید کارکرد F11) این دو رقم بخشهای یک سیستم را شناسایی می کند. AA‌ : (کلید تجهیزات A2+A1) این ترکیب از حروف ،وظیفه یک بخش را نشان می دهد. در مثال ما ، کد “AA” بیانگر عمل SHUT-OFF می باشد. نه تنها نوع ابزار SHUT OFF (نوع خفه کن ، نوع SLIDE ، نوع PLUG ) توسط این حروف مشخص نمی گردد، بلکه نوع عمل کننده آن نیز مشخص نمی گردد (توسط دست ، الکتریکی ، هیدرولیکی، نیوماتیکی، چک والو) . ترکیبات حرفی زیر درسیستم KKS استفاده می شود : “AA” شیرهای با تجهیزات عمل کننده “AE” TURNING GEAR ، بلند کننده (LIFTING GEAR) “AH” گرم کن ها و سردکن ها “AM” میکسرها “AN” فن ها “AP” پمپها “AS” تجهیزات تنظیم کننده “AT” فیلترها و استرینرها “CL” ابزار دقیق اندازه گیری سطح “AV” مشعلها“CG” ابزار دقیق اندازه گیری جابجایی“CP” ابزار دقیق اندازه گیری فشار “CQ” تجهیزات اندازه گیری کیفیت “CS” تجهیزات اندازه گیری سرعت “CT” تجهیزات اندازه گیری دما “CY” ابزار دقیق اندازه گیری ارتعاش “GC” نقطه مرجع ترموستات “GF” JUNCTION BOXES “GQ” سوکت برق “GS” PUSH BOTTONS “GS” ترانسفورمرها “AX” تجهیزات تست “AZ” سایر واحدها “BB” تانک ها،اکومولاتورها،VESSELS “BP” اریفیسها “BQ” اندازه گیر وزن “BS” خفه کن صدا “BY” تجهیزات کنترلی مکانیکی “BZ” سایر واحد ها “CF” فلومترها “CG” ابزار دقیق اندازه گیری جابجایی “CL” ابزار دقیق اندازه گیری سطح “CP” ابزار دقیق اندازه گیری فشار “CQ” تجهیزات اندازه گیری کیفیت “CS” تجهیزات اندازه گیری سرعت “CT” تجهیزات اندازه گیری دما “CY” ابزار دقیق اندازه گیری ارتعاش “GC” نقطه مرجع ترموستات “GF” JUNCTION BOXES “GQ” سوکت برق “GT” ترانسفورمرها 001:(کلید تجهیزات An).این عددسه رقمی براساس عملکردابزارکدگذاری شده،دسته بندی می شود. بازه اعداد انتخاب شده برای شیرها و ابزار دقیق عبارتند از : 001تا029:شیرهای درمسیراصلی سیال باعمل کننده های خودکار(الکتریکی،هیدرولیکی ، نیوماتیکی). 031 تا 049 : شیرهای اطمینان ، شیرهای RELIFE ، شیر کنترل های بدون تغذیه کمکی که درمسیر اصلی سیال قرار گرفته اند. 051 تا 099 : چک والوهایی که در مسیر اصلی سیال قرار گرفته اند. 101 تا 199 :شیرهای trarsfer , shut off که در مسیر اصلی سیال قرار گرفته اندوبصورت دستی عمل می کنند. 201 تا 249‌: شیرهای تخلیه 251 تا 299 : شیرهای تخلیه گاز 301 تا 338 : shut –off والوهای بالا دست ابزار دقیق اندازه گیری یک اتصاله . 341 تا 369 : shut –off والوهای بالا دست ابزار دقیق اندازه گیری 2 اتصاله (اتصال مثبت) 371 تا 399 : shut-off والوهای بالادست ابزار دقیق اندازه گیری 2 اتصال (اتصال منفی ) 401 تا 499 : shut –off والوهای بالادست با نقطه اندازه گیری انتخابی . برای تجهیزات اندازه گیری : 001 تا 199 : تجهیزات اندازه گیری برای انتقال به راه دور. 401 تا 499 : تجهیزات اندازه گیری برای اندازه گیریهای تست کارایی. 501 تا 599 : تجهیزات اندازه گیری برای نمایش محلی . کدهای شناسایی بکار گرفته شده : AN : فن ها KA : شیرها KE : بالا برها، قلابها MB : ترمزها KP : پمپهااصلی سیال قرار گرفته اند A - : آشکار سازهای شعله B- : مبدلهای کمیتهای غیر الکتریکی به الکتریکی M - : موتورهای الکتریکی P- : ابزار دقیق اندازه گیری S- : سوئیچها U - : مبدلهای کمیتهای الکتریکی به غیر الکتریکی X - : ترمینالها Y - : سلونوئیدها 01 : (کلید تجهیزات BN) استفاده از کدهای شناسایی کدهای شناسایی KKS به منظور مشخص سازی اجزاء مختلف در دیاگرام P&I ، لیست تجهیزات، لیست بارهای الکتریکی ، لیست ابزار دقیق اندازه گیری ، دیاگرامهای تابعی ، دیاگرامهای ترمینال، تشریح سیستم و سایر مدارک استفاده می شود. در این رابطه مشخص سازی واحدهای نیروگاه بطور عام بازگو نمی گردد. علاوه بر آن بعنوان یک قاعده ساده ، 4 رقم کلید تجهیزات (برای مثال “–S01”) در P&ID بازگو نمی گردد. برروی بیشتر شیرها ، ابزار دقیق اندازه گیری و غیره یک NAME PLATE نصب شده است که برروی آن کد KKS کامل ابزار درج گردیده است که شامل شماره واحد نیروگاه نیز می باشد . در مباحث فنی KKS مورد بحث بایستی بطور کامل بازگو گردد تا مشخص شود که در مورد کدامیک از تجهیزات بحث می شود. برای مثال عبارت “شیر برقی “MBA41AA010A را باید بجای عبارت شیر برقی عمل کننده شیرهای BLOW OFF 1.2 , 1.1 بکار برد. برای سفارش تجهیزات یدکی از کد گذاری KKS نمی توان استفاده نمود. فصل دوم تشریح کلی نیروگاه پیکر بندی نیروگاه چیدمان تک محوری توربین، اجازه راه اندازی کمپرسور را بطور مستقیم و مستقل از ژنراتورمی دهد. احتراق گاز یا سوخت مایع در دو محفظه احتراق متقارن با چندین مشعل که در دو طرف توربین قرار دارند انجام می شود. هر محفظه احتراق دارای 8 مشعل می باشد. هوا با گذشتن از کانال مکش و عبور از فیلترها و صداخفه کن ها وارد کمپرسور می شود ، در کمپرسور فشار هوا تقریباً تا 11 بار افزایش می یابد.هوای فشرده به سمت مشعل ها( بالای هر محفظه احتراق) هدایت و در اطاق های احتراق سوخته می شود. گازهای داغ سوخته شده و از طریق توربین به توان مکانیکی تبدیل می شود. ژنراتور از طریق محور(شفت) به سمت کمپرسور توربین متصل شده است . توان الکتریکی تولید شده توسط ژنراتور از طریق ترمینالهای ژنراتور تحویل ترانس می گردد. گازهای خروجی در دمای تقریبی 545 C از طریق یک دیفیوزر محوری به فشار اتمسفر میرسد. گاز خروجی از طریق یک اگزوز عمودی وارد هوای آزاد می گردد. علاوه بر مجموعه توربین گاز/ژنراتور ، یک مجموعه خنک کننده برای روغن روانکاری و ژنراتور در نظر گرفته شده است . سیستم فوق قادر به خنک سازی روغن روانکاری توربین و یاتاقانهای ژنراتور تحت هر بار و شرایط محیطی می باشد، همچنین سیستم هوای خنک کن ژنراتور ، دمای ژنراتور را بطور مناسب کاهش میدهد. سیستم خنک ساز متشکل از دو سلول خنک کن(2 x 66 % )بوده که هر سلول شامل دو فن می باشد. در حالت عادی یکی از سلولها با هر دو فن خود کار کرده و سلول دیگر فقط از یک فن خود استفاده می کند. در صورتیکه هر یک از فن ها به هر دلیل تریپ دهد ، فن چهارم بطور خودکار شروع به کار می کند. این افزونگی را تلویحاً به معنی افزایش سطح تبادل حرارتی میتوان تلقی نمود. جانمایی نیروگاه جانمایی نیروگاه برای چیدمان تمامی تجهیزات به گونه ای طراحی شده است که می توان آن را به چهار حوزه اصلی تقسیم نمود: الف) حوزه توربین گاز و ژنراتور ب) حوزه کنترل و الکتریک پ)حوزه سیستمهای کمکی ت) حوزه گاز/گازوییل چیدمان حوزه توربین گاز و ژنراتور به شیوه ای طراحی شده است که بهترین شرایط برای بهره برداری و نگهداری توربین محیا گردد. علاوه برnclosure ساختمان به نحوی طراحی شده است که جلوی صدارا می گیرد.ژنراتور و تجهیزات کمکی آن دریک اتاقک جداگانه قرار گرفته وپیش بینی های لازم برای بازکردن روتوردر نظر گرفته شده است. فیلترهوای ورودی بالای ژنراتورنصب شده است . سیستم کنترل توربین وژنراتوردریک ساختمان مجزابا کف کاذب (برای رد کردن کابل ها)نصب شده اند. سومین ناحیه مربوط به سیستم تصفیه آب و تجهیزات کمکی خارجی توربین می باشد. ناحیه سوخت گاز/ گازوییل شامل ایستگاه تقلیل فشار گاز، مخزن اصلی سوخت، ایستگاه تخلیه سوخت، ایستگاه پمپخانه و مخازن شیمیایی. توربین گاز V94.2 مقدمه ای بر توربین گاز توربین گاز هوا را به عنوان سیال عامل کار، بکار برده و توسط یک کمپرسور 16 ردیفه آن را متراکم می نماید. سوخت در دو محفظه احتراق به هوای داغ افزوده و سپس محترق می گردد. هر یک از محفظه ها شامل 8 مشعل ، به منظور اضافه کردن حرارت به هوای ورودی توربین می باشد. گاز داغ در طی 4 ردیف توربین منبسط شده و با فشار اتمسفر به محیط تخلیه می گردد. گاز خروجی، توربین را از طریق دیفیوزر خروجی ترک نموده و به STACK می رسد. توان خروجی مفید به کمپرسور و نهایتاً به ژنراتور، منتقل می گردد. طراحی عمومی توربین گاز توربین گاز V94.2 یک توربوماشین تک محوره بوده و یک پوسته منفرد دارد. مناسب برای اتصال به ژنراتور یا سایر کاربردهای مکانیکی می باشد. کاربرد و استقرار این توربین گاز در سیکلهای ساده (گاز به اتمسفر) و یا سیکلهای ترکیبی (گاز به ژنراتور بازیابی بخار ) به منظور افزایش تولید برق بوسیله یک توربین بخار و ژنراتور مربوطه می باشد. سوختهای ممکن شامل سوخت مایع سبک، سوخت مایع سنگین، نفت گاز با توان گرمایی مختلف و نیزگاز طبیعی یا گاز کوره هستند. توربین و کمپرسور برروی یک محور (همان روتور) مستقر شده و شامل یک پوسته واحد می باشد و مجموعه برروی دو یاتاقان در بیرون از منطقه دارای فشار، قراردارد. پوسته مشترک بیرونی بصورت استوانه ای ساخته شده و مناسب برای نگهداری فشار داخلی می باشد. آن در ابتدای کمپرسور به دیگر قسمت پوسته بیرونی متصل می گردد. در این قسمت پره ثابت کمپرسور در ردیف اول قرار داشته و در ابتدای یاتاقان تراست و ژورنال قراردارد. پوسته مشترک خارجی، در قسمت خروجی توربین، در محل یاتاقان انتهایی قرارگرفته و ثابت می گردد.داخل پوسته مرکزی مشترک، دو انتقال دهنده یکی برای پره های کمپرسور و یکی برای پره های توربین قرار دارد. قسمت خارجی از محل یاتاقان جلویی، بصورت شکلی که هدایت کننده هوای ورودی می باشد ساخته شده است. در این قسمت گردنده هیدرولیک و پیک آپ 1سرعت مستقر هستند. پوسته اگزوز بوسیله یک سیلندر داخلی ساخته شده و داخل یاتاقان ژورنال را می پوشاند. گاز از میان دو سیلندر به سمت STACK جریان می یابد. توربین حامل های پره ثابت وپایه های آنها(STATOR BLADE CARRIERS AND THEIR SUPPORT ) پره های ثابت کمپرسور در میان حلقه هایی، از سمت ریشه پره، در شیارهای حامل پره های ثابت که مدور هستند قرار می گیرند. حلقه های داخلی برای آب بندی در برابر روتور در جلوی پره های ثابت قرار می گیرند. پره های راهنمای ورودی بر روی چرخنده هایی که توسط یک سرو موتور (servomotor) حرکت می کنند، قرار می گیرند. این حرکت محدود بوده وبرای کنترل جریان جرم می باشد.حامل اولین ردیف پره ثابت کمپرسور،ثابت بوده ومیان پوسته ورودی (intake) و پوسته اصلی توربین قرارمیگیرد و آن قسمتی ازپوسته خارجی می باشد. دوحامل دیگرپره ها، به پوسته اصلی به منظور آزاد بودن در اثرانبساطهای حرارتی ثابت نمی باشد.متحدالمرکز بودن آنهااز نظرافقی وعمودی توسط دوپیچ افقی وعمودی صورت می پذیرد. پیچها، نیروها و نیز گشتاور را جذب نموده و بدون ایجاد مسئله ای برای پوسته، تنظیم نگهدارنده ها را موجب می شوند. موقعیت محوری، بوسیله یک حلقه که دور نگهدارنده ها موجود است و در شیار مدور پوسته ثابت می شود، تنظیم می گردد. قطعات پایینی حامل ها، قابلیت تعویض، بدون برداشتن روتور را دارند. فضاهای مدور میان پره های ثابت، اجازه مکش (Blow off) مناسب جریان هوا را به منظور عمل کمپرسور در سرعتهای پایین، هنگام استارت و نیز خاموش شدن موتور را می دهد. مکش هوا در طول مقطع مدور، از ارتعاش پره های مجاور، جلوگیری می کند. پرههای ثابت توربین،درشیارهای مربوطه باپوشش بیرونی مخصوص قرارمی گیرند.درردیف های 2و 3 و4، قطعات حلقوی،به پوشش داخلی به منظورآببندی دربرابرروتورمتصل می شوند. حامل پره ثابت توربین در سمت محوری و در شیار خاص خود، با یک رینگ شیار دار به پوسته درگیر شده است . این، یک سطح تماس برای نگهداری نیروهای بزرگ محوری ایجاد می کند. حاملهای پره ثابت و پره های ردیفهای 1 و 2و 3، بوسیله هوای کمپرسور که از فضاهای میان حامل های و پوشش خارجی، از میان پره های تو خالی ردیفهای 1 و 2 جریان دارند، خنک می شوند.در ردیفهای 2 و 3 هوای خنک کاری بصورت سیال محافظ به منظور آب بندی بیشتر مسیر داخلی استفاده می گردد. استفاده ازحاملهای پره ثابت، مطمئن می سازدکه جریان هوای فشرده ازمیان قسمت داغ پوسته توربین، نزدیک به نسبت دمایی هوای فشرده شده، باقی می ماند. بااین چیدمان، تنظیم میان قطعات متحرک وثابت درهمه حالات عملکرد، ثابت باقی مانده و فاصله های کوچک در قابلیت اطمینان عمل تاثیری نخواهند داشت. روتور پره ها ی متحرک توربین و کمپرسور روی روتور سوار هستند . و انرژی آزاد شده را به گشتاور خروجی تبدیل می کنند. قسمتی از این انرژی مکانیکی آزاد شده صرف به دوران در آوردن کمپرسور و بقیه آن از طریق شفت میانی به یک ژنراتور منتقل می شود . اساس ساختمان روتور روتور شامل قسمتهای توربین و کمپرسور است که روی دو نقطه در دو انتهای خود تکیه دارد .و از تعدادی دیسک و یک سیلندر میانی در وسط تشکیل شده است .هر دیسک یک ردیف پره را با خود حمل می کند تمام دیسکها و سیلندر میانی توسط یک میله مرکزی به یک دیگر متصل هستند . یک سامانه هیدرولیک جهت باز و بسته کردن میله مرکزی در نیروگاه نصب میشود تا بوسیلع آن دیسکها و سیلند میانی محکم به یکدیگر بسته شوند . روی هر دیسک شیارهایی در جهت شعاع وجود دارد .علت وجود این شیارها روی دیسک ؛ اجازه انبساط حرارتی در جهت شعاع به هر دیسک است . بین میله و دیسکها فضاهایی وجود دارد که هوای مورد نیاز از بین آنها جهت خنک کاری قسمتهای مختلف عبور می کند آببند های موجود در فضای ذکر شده مقدار این هوا را برای نقاط مختلف تنظیم می کند . در مجموع شش صفحه مخصوص اضافه کردن وزنه بالانس روی روتور وجود د ارد ؛ که سه عدد از آنها بدون باز کردن روتور قابل دسترسی است . باز و بسته کردن روتوردرزمان تعمیرات اساسی در محل نیروگاه انجام می گیردوتمامی پره های توربین وکمپرسور حتی بدون نیاز به درآوردن روتورازجای خود قابل تعویض هستند. شکل 4-1 پره های ثابت توربین (TURBINE STATOR BLADES ) به همراه پره های دوار، پره های ثابت توربین نیز انرژی حرارتی سیال را به انرژی مکانیکی تبدیل می کند . ایرفویل پره برای مشخصه ماکزیم جریان و نیز قدرت جریان شکل می گیرد. پره های ثابت، شامل یک پوشش خارجی، ایرفویل و یک قسمت خارجی به منظور قرار گیری در نگهدارنده پره ها و جاگذاری، و نیز مواجهه در برابرگازها خواهد بود . پوشش داخلی لایه مرزی، مسیر گازها را شکل داده و نیز آب بندی محور داخلی را سبب می شود. ایرفویل ردیفهای 1 و 2و 3 توخالی بوده وباهوای خنک، خنک کاری میشود.ایرفولهای ردیفهای 1 و 2 سورلخهایی جهت تخلیه در قسمت لبه قرار دارند.به منظور مقابله با تنشهای بالا و دمای بالا در حین عمل، پره ها توسط آلیاژهای دمای بالا، آبکاری میشوند. به علت سوخت، پره های ردیف اول پوشش مناسب خواهند داشت. شکل 4-2 پره های متحرک توربین (TURBINE ROTOR BLADE) این پره ها انرژی حرارتی را به انرژی مکانیکی تبدیل می کنند. این پره ها شامل ایرفویل (مقطع آیرودینامیکی )، سطح پره ها و ریشه پره ها میباشند. مقطع ایرفویل همانند بال هواپیما شکل داده شده اند وبه منظورمقاومت بیشتر در پایه، پخ زده هستند. این پره ها از پایه تا انتها، پیچ دارهستندکه محاسبات مربوطه متناسب با سرعت سیال، که در طول پره ایجاد میشود خواهد بود. محل استقرار پره ها، یک مجموعه بوده وشامل حفاظ دیسک دوار، در مقابل مسیر گاز و دمای بالا می باشد. از طرفی ریشه پره ها شامل یک شکل کاج مانند با دو یا سه دندانه هستند. پره ها در شیارهای مخصوص موجود برروی دیسک دوار قرار گرفته و در جهت محوری توسط کلیدهایی در جای خود قفل می شوند. تمام پره های متحرک با آلیاژهای مقاوم در برابر تنشهای بالای حرارتی و مکانیکی تولید می شوند.پره های دو ردیف اول با هوا خنک می شوند. پره های ردیف اول توخالی بوده و توسط هوایی که از ریشه پره ها می آید خنک می شود. این هوا بصورت شعاعی وارد شده و از سوراخهای پشت لبه قرار تخلیه می گردد. دومین ردیف پره ها با چندین کانال شعاعی که داخل ایرفویل ایجاد می شود، شکل می گیرند. هوای خنک کاری ازطریق سوراخها وازریشه پره وارد می شود وازسوراخهای انتهایی در جهت شعاعی، تخلیه می شود پرهها به منظورکاهش اثرات حرارتی وخوردگی،پوشش داده میشوند. پوسته مرکزی (CENTRAL CASING) پوسته مرکزی به نگهدارنده (1 ) پره های ثابت، و به پوسته خروجی اگزوز متصل شده و نیز در بر گیرنده فشار داخلی می شود. آن شامل کمپرسور وتوربین بوده و توسط فلنج هایی(13 )به محفظه احتراق متصل می شود. سازه ای جوشی داشته و شامل پوسته استوانه ای خارجی (7) با اتصال افقی (15) و نیز انشعابهای جانبی (12 ) می باشد فلنج های 1 و 9 و 13 به منظور اتصال به نگهدارنده پره ثابت (1 )، پوسته خروجی و نیز محفظه های احتراق تهیه شده اند و قطعات 4 و 5 و 6 ، سیلندر را به چندین قسمت تقسیم می کنند. حاملهای پره های ثابت توربین و کمپرسور می توانند بطور عمودی و و افقی تنظیم شوند و از بیرون بعد از جاگذاری و مونتاژ تمام پوسته از طریق سوراخ (3) قسمت پوسته بالایی توسط محل های ویژه (10)، می تواند بلند شود. پوسته داخلی (INNER CASING) پوسته داخلی به گازهای داغ از محفظه احتراق به سمت ورودی توربین، جهت داده و پیرامون جریان هوای فشرده در تمام جهات قرار میگرد. پوسته داخلی (1) یک سازه جوش داده شده بدون گره های پوسته بوده که از آلیاژهای مقاوم در برابر حرارت ساخته شده است .آن، دراطراف روتور و دارای پوشش محافظ (13) بوده و پیرامون محور توخالی (15) قرار می گیرد. با روتور بسته می شود به منظور تامین خنک کاری یکنواخت بوسیله هوای فشرده شده، در جلوی پوسته داخلی یک توری محافظ1 (12) و در انتها با یک دیواره جریان هوا قرار دارد. چهار پایه نگهدارنده (3) و دو راهنمای مرکزی (7 , 6 , 5) و توری محافظ پوسته داخلی را در مرکز قرار داده و انبساطهای حرارتی را کنترل می نماید. تورفتگی (11) به منظور تحمل انبساطهای حرارتی طراحی شده و متصل به پوسته داخلی و پوشش محافظ می باشد. تورفتگی محیطی (14) در اطراف پوسته داخلی دیفیوژر کمپرسور، در پوشش محافظ مرکزی قرار می گیرد. دو رینگ آب بندی (15) میان ردیف اول پره ثابت (9) و پوشش محافظ قرار می گیرد. یک رینگ آب بندی دو نیمه (8) به سیل های (SEALS) نگهدارنده پره ثابت متصل می شود. محور گلندهای محور به منظور به حداقل رساندن نشتی از فشای فشار بالاتر میان قطعات ثابت و دوار استفاده می شوند. بازدهی و اطمینان مجموعه بستگی به طراحی بهینه گلندها دارد. گلندهای محور توربین و کمپرسور از نوع مارپیچی می باشند. سیلهای مارپیچی هم در مولفه های ثابت و هم دوار قرار دارند. آنها برروی قطعات متحرک و دوار، با دندانه های ماشین ها کاری شده می باشند. برروی قطعات ثابت مارپیچهای بسیار نزدیک بوده و شامل یک پیچ منفرد با یک پیچ در جهت خلاف جریان گاز نشتی هستند. بیشتر مارپیچهایی که بر مولفه های ثابت قرار دارند، بصورت نوارهایی حفاظتی در روی شیارها و درزها قرار می گیرند(A). در نواحی با حرارت بالا، دندانه های ماشین کاری شده (B) دیده شده اند . اگر دندانه ها از بین بروند، نوارهای درزگیر جدید، جایگزین می شوند.

پرداخت و دانلود

مشخصات فروشنده

نام و نام خانوادگی : علیرضا دهقان

شماره تماس : [phone]

ایمیل :[e-mail]

سایت :urbanshop.ir

مشخصات فایل

فرمت : doc

تعداد صفحات : 118

قیمت : برای مشاهده قیمت کلیک کنید

حجم فایل : 3068 کیلوبایت

برای خرید و دانلود فایل و گزارش خرابی از لینک های روبرو اقدام کنید...

پرداخت و دانلودگزارش خرابی و شکایت از فایل