کشور جمهوری اسلامی ایران با حدود ۱۹۸۰۰ میلیارد متر مکعب ذخایر گازی ، یکی از غنی ترین کشورهای جهان از نظر ذخایر گاز طبیعی می باشد . این مقدار گاز که تقریباً معادل ۱۴٫۶ درصد کل ذخایر شناخته شده گاز طبیعی در جهان است .

ایران را در رتبه دوم جهانی و رتبه اول در بین کشورهای عضو اوپک قرار می دهد . با توجه به نیاز و روند افزایش مصرف انرژی در کشور و با در نظر گرفتن این نکته که حدود ۹۰ تا ۹۵ درصد انرژی مصرفی از ترکیبات هیدروکربن ، اعم از فرآورده های نفتی و گاز طبیعی تامی می شود ، نقش گاز در تامین می شود ، نقش گاز در تامین انرژی مورد نیاز بخشهای خانگی ، تجاری و صنعتی کشور مشخص  می شود .

ارزانی قیمت ، دسترسی آسان ، نداشتن مشکلات حمل و نقل ، احتراق کامل ، عدم وجود خاکستر ، کاهش آلودگی محیط زیست از امتیازات و علل استفاده از گاز طبیعی به عنوان سوخت حرارتی تنها قسمتی از موارد متنوع کارایی این ماده گرانقدر به شمار می رود .

اهمیت اصلی و واقعی گاز طبیعی با توجه به ارزش افزوده فراوان و قابلیت تبدیل آن به هزاران نوع کالای با ارزش اقتصادی در بخش صنعت و پتروشیمی ظاهر می شود .

نیاز روزافزون به گاز برای تامین انرژی و سوخت و همینطور ارز حاصل از فروش و صادرات برای سرمایه گذاری و راه اندازی صنایع مادر و زیر بنایی در کشور ، اندیشه تمرکز بخشیدن فعالیت های مرتبط به صنایع گاز را تقویت کرد و در این رابطه طبق اسانامه قانونی ، شرکت ملی گاز ایران در سال ۱۳۴۴ برای تحقق اهداف زیر تاسیس شد :

    .

 

 

*تهیه ، به عمل آوردن و قابل عرضه کردن انواع گاز منجمله گاز طبیعی فشرده و گاز مایع و انجام اقدامات و ایجاد تاسیسات و وسایل لازم برای نیل به این مقصود

   *مطالعه ، تهیه ، تنظیم و اجرای طرحهای احداث پالایشگاهها ، خطوط لوله ، مخازن ذخیره سازی ، شبکه های توزیع ، وسایل حمل و نقل و سایر تاسیسات گاز طبیعی ، انواع گاز و مشتقات آنها .

       *حمل و نقل ، توزیع و فروش انواع گاز و مشتقات آنها .

       *صدور انواع گازهای طبیعی و مایع به خارج از کشور و یا فروش آنها به منظور صادرات

       *تنظیم و تعیین مقررات مربوط به ایمنی و استانداردهای مصرف

 

منطقه ویژه اقتصادی پارس

منطقه ویژه اقتصادی پارس ، در تاریخ ۱۸ مهرماه ۱۳۷۷ همزمان با ولادت با سعادت حضرت فاطمه زهراء (س) با تصویب شورایعالی مناطق آزاد کشور تحت نظارت شرکت نفت ایران ایجاد گردیده است و در حال حاضر مسئولیت اداره آن به عهده شرکت نفت و گاز پارس می باشد . این منطقه با وسعت بیش از ۱۰۰ کیلومتر مربع در کناره خلیج فارس و در فاصله ۲۵۰ کیلومتری بندر بوشهر و ۵۷۰ کیلومتری بندر عباس واقع گردیده است

 

اهداف :

 مهمترین اهداف ایجاد منطقه ویژه اقتصادی انرژی پارس عبارتند از :

 *ایجاد تسهیلات لازم در جهت اجرای به موقع پروژه های مختلف نفت و گاز مخزن عظیم پارس جنوبی

   * ایجاد زمینه مناسب جهت جلب مشارکت های خارجی با هدف توسعه صنایع نفت ، گاز و پتروشیمی و دیگر صنایع وابسته و دارای فن آوری پیشرفته

   *qفراهم نمودن زمینه اشتغال در منطقه و جذب کارکنان ماهر و نیمه ماهر استانهای همجوار با توجه به تاثیرات مثبت این امر در محرومیت زدایی و رشد و شکوفایی اقتصادی استانهای بوشهر ، فارس و هرمزگان .

 

ویژگیهای منطقه :

مهمترین ویژگیهای منطقه ویژه اقتصادی انرژی پارس عبارتند از :

موقعیت جغرافیایی ممتاز و نزدیکی به میدان عظیم نفت و گاز پارس جنوبی و امکان تامین انرژی مورد نیاز صنایع مختلف با قیمتهای کاملاً رقابتی در سطح منطقه و جهان ، بهره گیری از قوانین و مقررات مناطق ویژه اقتصادی کشور از جمله استفاده از معافیت های گمرکی جهت واردات کالا و تسهیلات لازم در جهت صادرات ، بهره گیری از نیروی کار متخصص و نیمه متخصص و با تجربه در صنایع نفت ، گاز و پتروشیمی . دسترسی به آبهای بین المللی از طریق اسکله های در دست احداث ، وجود فرودگاه بین المللی ، ایجاد تاسیسات زیر بنایی شامل شبکه های آب و فاضلاب ، برق ، مخابرات و راههای دسترسی در منطقه ، دسترسی به بازارهای وسیع منطقه و هم چنین کشور های آسیای میانه از طریق شبکه های ارتباطی جمهوری اسلامی ایران .

 

آشنایی با میدان پارس جنوبی :

میدان پارس جنوبی در ایران ، در واقع بخش شمال شرقی یک ساختار وسیع زمین شناسی در خلیج فارس بوده و در قطر به میدان شمالی معروف است . این میدان در حدود ۱۰۰ کیلومتری جنوب ساحل بندر عسلویه ، محل احداث تجهیزات و تسهیلات دریافت کننده گاز استخراجی قرار دارد . هیدروکربنها در بخشهای متعددی از این میدان یافت می شوند . مهمترین منبع آن ، مخزن کربنات     کنگان – دالان می باشد که با ضخامتی حدود ۴۵۰ متر در عمق حدود ۳۰۰۰ متری زمین قرار دارد . این میدان گازی یکی از بزرگترین میدانهای گای جهان می باشد . گاز موجود در میدان پارس جنوبی در حدود ۴۵۰ هزار بیلیون فوت مکعب برآورد می شود .

دو چاهک شناسایی (کمانه) توسط شرکت توتال پارس جنوبی با هدف ارزیابی و تکمیل اطلاعات موجود از مخازن در این بخش و به ویژه با اهداف کالیبره کردن سطح بالای ساختار زمین شناسی موجود ، کنترل مشصات مخزن و نمونه گیری از مایعات موجود در مخزن کنگان- دالان حفر شده است . اول چاههای مذکور تهیه شده و آزمایشهای لازم بر روی نمونه های برداشت شده ، انجام شده است .

بعد از بررسی کامل اطلاعات موجود ، با استفاده از آخرین دانش روز یک مدل زمین شناسی سه بعدی و یک مدل سه بعدی مخزن فراهم گردید . مدل اخیر رفتار مخزن را شبیه سازی کرده و تولید گاز و میعانات گازی را پیش بینی می کند . در حال حاضر با هدف تولید کل ۱۲۰۰۰ میلیون فوت مکعب گاز و ۵۰۰۰۰۰ بشکه میعانات گازی در روز ، توسعه این میدان در ۱۲ فاز مورد نظر می باشد . مسئولیت توسعه میدان پارس جنوبی در حال حاضر به عهده شرکت نفت و گاز و پارس (POGC) یکی از شرکتهای وابسته به شرکت ملی نفت ایران (NIOC) می باشد . علاوه بر مخازن گاز کنگان و دالان که مخازن اصلی میدان مشترک پارس جنوبی هستند ، مخازن دیگری در این میدان وجود دارند که حفاریهای انجام شده در سال ۱۳۷۰ وجود نفت در آنها را تایید نموده است . بر اساس نتایج به دست آمده از عملیات ژئوفیزیکی ، از میان این مخازن ، مخزن دادیان در میدان مشترک پارس جنوبی از اهمیت خاصی برخوردار است . ستون نفتی این مخزن بیش از ۱۰۰ متر و قابلیت تخلخل سنگ آهک مخزن حدود ۲۵ درصد تخمین زده شده است . بنابر آخرین بررسی های به عمل آمده ، ظرفیت تولید متوسط این میدان نفتی تا ۱۰۰ هزار بشکه در روز ارزیابی شده است .

 

طرح توسعه فاز یک میدان گازی پارس جنوبی:

طرح توسعه فاز یک میدان پارس جنوبی به منظور استحصال روزانه ۱۰۰۰ میلیون فوت مکعب گاز و میعانات همراه آن برنامه ریزی شده است . تاسیسات دریایی و ساحلی مورد نیاز جهت تولید ، تصفیه و انتقال تا محل اتصال به خط لوله سوم سراسری انتقال گاز احداث و بهره برداری خواهد شد . در این مرحله علاوه بر گاز تولیدی ، استحصال روزانه ۴۰هزار بشکه میعانات گازی تثبیت شده ، ۲۰۰ تن گوگرد جامد نیز میسر خواهد بود . تاسیسات دریایی طرح در فاصله حدود ۱۰۵ کیلومتری ساحل بندر عسلویه در خلیج فارس و در نزدیکی مرز آبی ایران با کشور قطر در حال احداث است . این مجموعه شامل سکوهای حفاری ، بهره برداری ، مسکونی ، مشعل ، خطوط لوله زیر دریایی ۱۸ اینچ به طول تقریبی ۵۰۵ کیلومتری جهت انتقال گاز از یک سکوی حفاری به سکوی بهره برداری ، خط لوله ۳۰ اینچ صادرات میعانات گازی در دریا به طول تقریبی ۳ کیلومتر ، خط لوله زیردریایی ۳۰ اینچ به طول ۱۰۵ کیلومتر جهت انتقال گاز و میعانات گازی به صورت دوفازه به پالایشگاه ساحلی می باشد . تاسیسات ساحلی شامل واحدهای دریافت و جداسازی گاز و میعانات گازی ، تثبیت میعانات گازی ، شیرین سازی ، نم زدایی ، مرکاپتان زدایی ، تنظیم نقطه شبنم و تراکم گاز جهت انتقال و بازیافت و انجماد گوگرد می باشند . عملیات توسعه این فاز در اردیبهشت سال ۱۳۷۷ به شرکت ایرانی پتروپارس واگذار گردیده است .

 

 

 

فازهای ۲ و ۳ میدان گازی :

شرکت توتال پارس جنوبی ، از شرکتهای وابسته به شرکت توتال فینالف فرانسه با مشارکت شرکتهای گاز پروم روسیه و شرکت بین المللی پارسی ، از شرکتهای وابسته به پتروناس مالزی ، در حال حاضر و پیرو قرارداد خود با شرکت ملی نفت ایران در سپتامبر ۱۹۹۷ (شهریور – مهر ۱۳۷۶) عهده دار توسعه فازهای ۲ و ۳ می باشند TSP و شرکایش پرداخت کلیه هزینه های توسعه فازهای ۲ و ۳ این میدان را عهده دار هستندTSP متصدی اصلی توسعه میدان مذکور می باشد که شامل طراحی ، تهیه و تدارک ساخت ، سرپرستی و اداره و راه اندازی تجهیزات است .  راه اندازی این تجهیزات بین پایان سال ۲۰۰۱ میلادی ( دیماه ۱۳۸۰) و آغاز سال ۲۰۰۲ به تدریج آغاز خواهد شد . کل زمان توسعه به مدت ۵ سال پیش بینی شده است . واگذاری سرپرستی و کاربری تجهیزات ، به پرسنل شرکت ملی نفت یاران بعد از راه اندازی ، برای پایان سال ۲۰۰۳ میلادی (دی ماه ۱۳۸۱)پیش بینی شده است . هدف اصلی قرارداد توسعه دو بلوک از میدان پارس جنوبی برای تولید و استحصال ۲۰۰۰ میلیون فوت مکعب گاز طبیعی تصفیه شده ، ۸۰ هزار بشکه میعانات گازی و ۴۰۰ تن گوگرد در دو روز برنامه ریزی گردیده است .

 

سکوهای دریایی روی چاهها:   ( Wellhed platforms)         

 دو سکو هر کدام ده چاه را پوشش خواهند داد . گاز در روی سکو ها به صورت مرطوب (wet scheme ) تولید خواهد شد . فقط گلیاکول MEG) مونو اتیلن گلایکول ) برخی افزودنیها با هدف پیشگیری از خوردگی و تشکیل هیدرات (Hydrate ) به خط لوله انتقال تزریق خواهد شد . هر دو سکوی دریایی یکسان بوده و به طور معمول ، نیازمند نیروی انسانی مقیم نمی باشند . این سکو ها برای نصب دکلهای حفاری طراحی شده و با طرح چهار پایه ای خود هر کدام قابلیت پوشش دادن به کل چاهها را دارا می باشد . عمق آب در محل سکوها حدود ۶۵ متر است . هر سکوی دریایی به یک سکوی مشعل(Flare platform) متصل می باشد . ده چاه انحرافی از هر سکوی دریایی با انحرافی متجاوز از ۳۰۰۰ متر در حال حفر است . این چاهها توسط لوله های یک سوراخی(Monobore) هفت اینچی مقاوم در برابر خوردگی تجهیز خواهند شد .

نحوه انتقال گاز و میعانات گازی از سکوهای دریایی به پالایشگاه به صورت سه فازه می باشد . دو خط لوله زیردریایی با قطر ۳۲ اینچ گاز خام را از هریک از سکوها به تاسیسات ساحلی پالایشگاه انتقال خواهد داد ، طول هر خط لوله ۱۰۵ کیلومتر است . گلایکل (MEG ) از طریق دو خط لوله ۴٫۵ اینچی که روی دو لوله اصلی مستقر هستند برای تزریق مجدد به گاز تولیدی در روی سکوها ، از ساحل به این سکوها برگردانده خواهد شد . پالایشگاه گازی شامل چهار ردیف عملیاتی در ساحل به ظرفیت ۲۰۰۰ میلیون فوت مکعب می باشد که شامل واحدهای دریافت و جداسازی گاز و میعانات گازی ، تثبیت میعانات گازی ، شیرین سازی ، نم زدایی ، تنظیم نقطه شبنم و هرکاپتان زدایی و تراکم گاز جهت انتقال ، بازیافت و انجماد گوگرد و واحد احیای مونواتیلن گلایکل (MEG) جهت تزریق به خط لوله انتقال گاز ۳۲ اینچ می باشد .

          محصول گاز پالایشگاه با استفاده از خط لوله ۵۶ اینچ فازهای ۱و۲و۳ به خط لوله سراسری سوم انتقال گاز در منطقه کنگان ارسال خواهد شد . عملیات توسعه این فازها در تاریخ ۲۵/۷/۷۷ با مشارکت شرکتهای توتال ، پتروناس ، و گازپروم واگذار گردیده است .

 

فازهای ۴ و ۵ میدان گازی:

قرارداد توسعه فازهای ۴و۵ میدان گاز پارس جنوبی از نوع قرارداد خدمات نفتی (Service contract) بر اساس شرایط بیع متقابل بین شرکت ملی نفت ایران و مشارکت شرکت های «اجیپ» و پتروپارس» منعقد شد . شرکت اجیپ ایران در کشور هلند به ثبت رسیده و از شرکت های زیر مجموعه اجیپ بین المللی (Agip International) و وابسته به شرکت انی ایتالیا می باشد . شرکت انی یکی از شرکت های بزرگ نفتی بین المللی است که بیش از ۳۷ سال در ایران سابقه فعالیت داشته و اولین توسعه میدان نفتی دریایی بهرگانسر با مشارکت این شرکت صورت گرفته است .

فازهای ۶و۷و۸ میدان گازی:

 با اجرای مرحله های ۶، ۷و ۸ حدود ۸۰ میلیون متر مکعب گاز ترش برای تزریق به  حوزه نفتی  آغاجاری و ۲/۱ میلیون تن گاز مایع (LPG)  در سال و ۱۲۰ هزار بشکه میعانات  گازی در روز برای صادرات تولید خواهد شد .

عملیات اجرایی این ۳ مرحله نیر به وسیله شرکت پتروپارس در سال ۱۳۸۰ آغاز شده و قرار است گاز تولیدی به وسیله خط لوله ای به طول ۵۱۲ کیلومتر و قطر ۵۶ اینچ به جاده های نفتی آغاجاری تزریق شود که این امر علاوه بر بازیافت ثانویه نفت و جلوگیری از هرز رفت  آن ، به مثابه ذخیره سازی گاز طبیعی از یک میدان مشترک به داخل یک میدان مستقل است .

 

فازهای ۹و۱۰ میدان گازی:

در طراحی دو مرحله ۹ و ۱۰ نیز همانند مراحل ۴ و ۵ تولید روزانه ۵۰ میلیون متر مکعب گاز طبیعی برای مصارف داخلی و صادرات ۸۰ هزار بشکه میعات گازی و ۴۰۰ تن گوگرد برای  صادرات و  تولید سالانه یک میلیون تن اتان برای مصرف در مجتمع های پتروشیمی و ۰۵٫/۱ میلیون گازمایع  ( LPG ) در نظر گرفته شده است .

فاز های ۱۱و۱۲و۱۳ میدان گازی:

اجرای مرحله های ۱۱،و۱۲ ۱۳ به منظور تولید ۹ میلیون تن LNG در سال و ۵۴ هزار بشکه  میعانات گازی در روز و ۲۸۰ تن گوگرد در روز برنامه ریزی شده است .

دستاوردهای خودکفایی:

با توجه به الزام پیمانکاران خارجی برای واگذاری درصدی از قرارداد و چارچوب قانون و مصوبات شورای اقتصاد  به پیمانکاران و سازندگان داخلی ، تعداد قابل توجهی از طرح های مراحل ۱،۲ و ۳ توسعه این میدان با مشارکت پیمانکاران و سازندگان داخلی و خارجی اجرا شده که ازاین رهگذر، به دلیل انتقال دانش فنی در حین اجرا به ویژه در بخش  دریا ، کشوربه مرز خودکفایی رسیده و علاوه بر صرفه جویی ارزی ، استقلال ساخت ، نصب و بهره برداری از تاسیسات فراساحلی  فراهم آمده است .

برخی از طرح های مورد  اشاره عبارت بوده است از :

– ساخت پایه سکوها ، سازه های فوقانی و پوشش وزنی و نصب خطوط لوله دریایی.

– ساخت یکی از پایه سکوهای سرچاهی مرحله یک در  خارج از کشور با نظارت مشاور ایرانی و ساخت سایر پایه ها از جمله دومین پایه سکوی سر چاهی ، سکوی بهره برداری ، سکوی مسکونی ومشتعل در داخل کشور در یاردهای خرمشهر و بندرعباس .

– ساخت سازه های فوقانی سرچاهی مرحله یک در خارج از کشور و سازه های فوقانی بهره برداری و مسکونی در بوشهر و بندر عباس .

– ساخت خطوط  لوله دریایی مراحل ۲ و۳ به طول ۲۱۰ کیلومتر به وسیله شرکت لوله سازی اهواز برای اولین بار و پوشش وزنی آن ها ازطریق احداث کارخانه مربوطه در خرمشهر .

– ساخت سازه فوقانی دوم مراحل ۲ و۳ همراه با پل های ارتباطی  و پایه مربوط و مشعل ها در بندرعباس با نظارت پیمانکار مراحل مذکور برای اولین بار .

– آخرین و مهمترین اقدام در راستای خودکفایی تبدیل کشتی ایرانی ابوذر ۱۲۰۰ به کشتی لوله گذار و نصب خط لوله دریایی مرحله یک توسط این کشتی برای اولین  مرتبه است .

دستاوردهای آموزشی و انتقال فناوری:

به منظور بهره برداری از پالایشگاههای گازی و تاسیسات دریایی وابسته براساس مفاد قراردادهای مربوط، تاکنون حدود ۸۰۰ تن از  فارغ التحصیلان دانشگاه های کشور ، تحت آموزش در دوره های عملیاتی مختلف قرار گرفته و فعالیت های خودرا  آغاز کرده اند .

همچنین در کلیه قراردادهای منعقد شده مبلغ یک درصد از هزینه سرمایه گذاری برای آموزش اختصاص یافته است .

به منظور ارتقای دانش و تخصص نیروهای داخلی ، انتقال فناوری در تمامی قراردادها مد نظر قرار  گرفته است  و پیمانکاران خارجی ملزم به بیشترین استفاده از توان داخلی کشور دراجرای طرح های خود  به میزان پیش بینی شده در قراردادهای فی مابین شده اند .

واگذاری قرارداد مرحله اول و مراحل ۶،۷و ۸ این میدان به شرکت پتروپارس و انجام بالغ  بر۳۰ درصد از قرارداد مراحل ۲و۳  به وسیله پیمانکاران ایرانی و همچنین سهم ۴۰ درصدی پیمانکاران ایرانی در قراردادهای  مراحل ۴و ۵ و ملحوظ کردن قانون حداکثر استفاده از توان فنی ، مهندسی ، تولیدی ، صنعتی و اجرایی کشور در اجرای طرح ها وایجاد تسهیلات به منظور صدور خدمات در قرارداد مراحل ۹ و ۱۰ موید این موضوع است .

تاکنون  با اجرای طرح های  مراحل ۱،۲و۳ به وسیله پیمانکاران  ایرانی، تجارب فنی و تخصصی قابل  توجهی  در زمینه فناوری های جدید تولید فرآورده ها و انتقال گاز به صورت سه مرحله ای از دریا به خشکی وکنترل سکوهای  دریایی بدون نفر از راه دور کسب شده است .

ایجاد فرصت های شغلی:

احداث صنایع نفت و گاز در منطقه عسلویه علاوه بر ایجاد زمینه مناسب برای فعالیت پیمانکاران و شرکت های ایرانی ، شرایط جذب  و اشتغال تعداد زیادی از نیرو های داخلی را نیز فراهم  کرده است .  هم اکنون حدود ۱۵ هزار نفر به طور مستقیم درمراحل اجرایی مراحل مختلف این طرح و طرح های مشترک در منطقه مشغول به کار هستند و در طول اجرای  هر مرحله از حداکثر توان نیروهای بومی بهره برداری  شده است . برای نمونه از ۱۱ هزار نفر نیروی شاغل در زمان عملیات اجرایی مراحل ۲ و ۳ حدود ۹۴۰۰ نفر نیروی ایرانی  مشغول به کار بوده اند که از این تعداد ۴۷ درصد از استان بوشهر تامین شده است .

با توجه  به تعداد طرح ها وحجم عملیات ، پیش بینی  می شود یا شروع عملیات اجرایی سایر مرحله ها به طور متوسط بیش   از ۳۰ هزار نیروی انسانی  به طور مستقیم مشغول به  کار شوند .

دستاوردهای اقتصادی:

توسعه مخزن مشترک پارس جنوبی علاوه بر منافع متعدد غیر مستقیم ، سالانه درآمد قابل  ملاحظه ای را نیر نصیب کشور خواهد کرد  . با توجه به قیمت های تعیین شده ، پیش  بینی می شود با اتمام مراحل یک تا ۸ ، سالانه بالغ بر ۵/۵  میلیارد دلار به درآمد کشور اضافه شود که حدود ۲ میلیارد دلار آن متعلق به مراحل ۱،۲و ۳ است .

ضمناً با فرض درآمد جایگزین ( جایگزینی گاز طبیعی با فرآورده های نفتی ) میزان افزایش درآمد  سالانه کشور از مراحل یک تا ۸ ، به ۱۰ میلیارد دلار بالغ خواهد شد .

حفظ منافع ملی:

از آنجا که مخزن پارس جنوبی بین  جمهوری اسلامی ایران و کشور قطر مشترک است  و  آن کشور از سال ۱۹۹۲ بهره برداری از مرحله اول این میدان را آغاز و با اجرای سایر مرحله ها طبق اطلاعات موجود تاکنون به میزان ۱۳۲  میلیارد متر مکعب گاز و همچنین ۱۹۴۵ میلیون بشکه  میعانات گازی  از این مخزن مشترک برداشت کرده است . لذا اجرای سریع توسعه این میدان از  مهاجرت گاز و میعانات گازی جلوگیری خواهد کرد .

از سوی دیگر با توسعه میدان گازی پارس جنوبی ، گاز مورد نیاز به عنوان بهترین نوع انرژی و مناسب ترین جایگزین به جای فرآورده های  نفتی  در سبد انرژی کشور تامین می شود که علاوه بر منافع اقتصادی و فنی ، آلودگی کمتر محیط زیست را به دنبال خواهد داشت.

 تاسیسات بهره برداری خشکی  

  از مهمترین قسمتهای تأسیسات خشکی طرح توسعه فاز یک پارس جنوبی می‌توان به موارد ذیل اشاره نمود :

پالایشگاه گاز که در شمال جاده ساحلی بندرعسلویه در منطقه‌ای به وسعت تقریبی ۱۳۸ هکتار احداث می‌شود .

خط لوله گاز تصفیه شده به قطر ۵۶ اینچ و به طول تقریبی ۶۸ کیلومتر که گاز طبیعی تصفیه شده در پالایشگاه را به نقطه‌ای در پایین دست پالایشگاه گازی ولیعصر ( عج ) در کنگان منتقل و به خط لوله سراسری شماره ۳ (IGAT III)  متصل می‌نماید .

تأسیسات زیربنایی مشتمل بر ایجاد پایگاه عملیات خشکی نظیر تأسیسات اداری  انبارهای باز و سرپوشیده کارگاههای تعمیرات ، کلینیک ، ایستگاه ، آتش‌نشانی و غیره .

 

تأسیسات ساحلی مشتمل بر :

احداث موج‌شکن و اسکله خدماتی و ایجاد اسکله صادرات گوگرد

تأسیسات آب‌گیری از دریا (Sea Water Intake)  و انتقال به پالایشگاه .

احداث یک گوی شناور (SB.M)  و خط لوله زیردریایی به قطر ۳۰ اینچ و بطول تقریبی ۲/۳ کیلومتر جهت صادرات میعانات گازی.

 

 تأسیسات پالایش گاز و میعانات گازی

بطور کلی پالایشگاه (Onshore Refinery) فاز یک به جهت فرآورش و تصفیه گاز و میعانات گازی نیاز به تأسیسات متعددی دارد که اصلی‌ترین آنها عبارتند از :

سیلا به گیر (Slug Catcher) جهت دریافت گاز و سیلابه‌های همراه ، جداسازی گاز و میعانات گاز و انتقال آن به سیستم فرآورش

سیستم فرآورش که در دو ردیف عملیاتی (Train) ایجاد می‌گردد و شامل تأسیسات زیر می‌باشد:

سیستم شیرین‌سازی (Gas Sweetening)  با استفاده از محلول متیل دی اتانول آمین (MDFA)

سیستم نم‌زدایی گاز (Gas Dehydration) با استفاده از محلول‌ تری‌اتیلن گلایکول (TEG)

سیستم جذب مرکاپتان موجود در گاز با استفاده از فرآیند جذب سطحی

سیستم تنظیم نقطه شبنم هیدروکربنها (Hydrocarbon Dew pointing)  با استفاده از سیکل تیرید .

سیستم بازیافت گوگرد (Sulphur Recovery)

سیستم تقویت فشار (Export Gas Compression)  و انتقال گاز شیرین و خشک به خط لوله سراسری گاز

سیستم تثبیت میعانات گازی (Condensate Stabilization)

۴ مخزن ۲۵۰ هزار بشکه‌ای برای ذخیره میعانات گازی تثبیت شده،جهت صادرات ، ( ظرفیت مخازن متناسب با ۲۰ روز تولید پالایشگاه است )

تولید برق برای کلیه تأسیسات خشکی

تولید آب شرب و ذخیره‌سازی جهت کلیه تأسیسات خشکی

مخازن آب آتش‌نشانی و شبکه آب آتش‌نشانی

مشعل و گودال سوزا (Flare & Burn Pits)

تصفیه فاضلاب صنعتی

سیستم تبدیل گوگرد مذاب به محصول نهایی (گرانول ) جهت صادرات

با توجه به موارد ذکر شده فرآیندهای درنظرگرفته شده در بخش فرآورشی پالایشگاه خشکی در ذیل شرح داده می‌شوند.

:Unit 2100 دریافت و جداسازی گاز و میعانات گازی

(Gas & Condensate Reception and Separation)

این واحد که در ورودی پالایشگاه قرار دارد ، سیالات هیدروکربنی ارسالی از سمت خط لوله دریایی را دریافت و آن را به جریانهای جداگانه گاز ومایع جدا می‌کند تا در مرحله بعد بتوان آنها را در واحد شیرین سازی گاز و واحد تثبیت میعانات گازی مورد  فراورش قراردارد .

  گاز و میعانات گازی (Condensate)  خروجی از خط لوله دریائی به سیلابه‌گیر (Slug Catcher)  که به شکل  آرایه‌ای انگشتی شکل از لوله‌ها می‌باشد وارد می‌شوند. سیالات ورودی دارای فشار ۸/۷۰ بار  و دمای^۰C 27  در تابستان و ۱۳^۰C برای زمستان می‌باشند .

سیلابه‌گیر وظیفه جداسازی اولیه گاز و Condensate ، دریافت و جذب سیلابه‌های ناشی از عملیات توبک رانی هوشمند (Intelligent Pigging)  که هر ۵ سال یکبار انجام می‌شود را برعهده دارد .

Condensate جدا شده از فاز بخار ، با کنترل سطح و جریان از سیلابه‌گیر خارج و با کاهش فشار به ۷/۳۲ بار توسط شیرکنترل دبی مربوطه به  واحد تثبیت میعانات گازی جریان می‌یابد.

گاز از سیلابه‌گیر  به جداساز گاز ورودی(Inlet Gas Separator)  وارد می‌شود تا در آنجا قطرات مایع حمل شده توسط گاز از آن جدا شوند . مایع جدا شده از انتهای ظرف مذکور به خط اصلی Condensate  خروجی از سیلابه‌گیر ارسال می‌شود .

 

:Unit 4100 ,4200واحد شیرین‌سازی گاز

:MDEA Gas Sweetening or Acid Gas Removal units (AGRU)

طراحی این واحد که از اصلی‌ترین واحدهای پالایشگاه می‌باشد . تحت لیسانس شرکت TFE Elf) سابق )  انجام گرفته است.

  گاز ترش خروجی از Inlet Gas Separator همراه با گاز ترش ارسالی از کمپرسور  بین دو trains تقسیم می‌گردند . جریان مذکور بعد از عبور از ظرف K.O  گاز ورودی و فیلتر گاز ورودی وارد برج جذب آمین Amine Absorber  شده و مواد مازادی که می‌توانند  پدیده کف کردن(Foaming)  در برج جذب را تشدید کنند مورد استفاده قرار می‌گیرند . گاز فیلتر  شده وارد پایین برج جذب که از نوع سینی‌دار (tray)   می‌باشد  می‌گردد  تا بصورت متقابل  با محلول آمین گردشی که از بالا به پایین جریان دارد تماس یابد . درون برج H2S و تا حدودی CO2   گاز توسط محلول ۴ نرمال (۴۵% wt) متیل _ دی اتانول _ آمین (MDEA) جذب می‌گردد . فشارعملیاتی نرمال برج  ۷/۷۰ بار می‌باشد . گاز شیرین شده با خروج از بالای برج جذب وارد ظرف K.O  گاز شیرین شده می‌شود  تا هر گونه آمین حمل شده توسط آن جداسازی گردیده و این آمین نیز به ظرف  تبخیر ناگهانی آمین غنی شده   برگشت داده می‌شود . گاز شیرین نیز از بالای ظرف K.O  خارج و به واحد نم‌زدایی  جریان می‌یابد .

گاز شیرین شده باید دارای مشخصات زیرباشد :

حداکثر میزان     H2S      ۳ppmv

حداکثر میزان    Co2       ۲mol%

حداکثر میزان     COS     ۸ppmv

آمین غنی شده از انتهای برج جذب آمین  تحت کنترل سطح خارج و به ظرف تبخیر ناگهانی آمین غنی شده ارسال می‌شود. عمده هیدروکربنهایی که همزمان در جریان آمین غنی شده جذب شده بودند ، در ظرف مذکور در فشار  ۵/۸ بار  flash  می‌گردند. آمین غنی شده خروجی از ظرف مذکور از طریق مبدل حرارتی آمین خالص غنی شده توسط آمین خالص (lean) خروجی ازبرج احیاء آمین Amine Regenerator   گرم می‌شود . شیرکنترل  سطح برای ظرف تبخیر مذکور در پایین دست مبدل قرار دارد تا مقدار بخار تولیدی بدلیل گرم شدن در مبدل‌ها به حداقل برسد . بخارات حاصل از تبخیر ناگهانی با عبور از برج جذب گاز سوختFuel Gas Absorber  که بر روی ظرف تبخیر ناگهانی مذکور قرار دارد به سیستم گاز سوخت ترش کم‌فشار  ارسال خواهد شد .

آمین غنی شده به بالای برج احیاء آمین وارد می‌شود تا در تماس متقابل با بخار آب تولیدی در ریبویلر برج  گازهای Co₂,H₂S  از آن خارج گردند . محصول بالای برج مخلوطی از بخار آب Co₂,H₂Sمی‌باشد. بخار آب مذکور را مایع نموده و بعنوان جریان برگشتی   به برج برمی‌گردانند . در حالیکه  جریان اسیدی غنی از H₂S/CO₂  به واحد بازیابی گوگرد ارسال  می‌شود . آب و CO₂  عناصر خنثی می‌باشند  و در صورت مازاد  بودن در جریان گاز اسیدی بازده واحد بازیابی گوگرد را کاهش می‌دهند. به منظور به حداقل رساندن مقدار آب در خوراک ورودی به واحد بازیابی گوگرد و محدود نمودن آب مصرفی واحد MDEA  دمای ظرف جریان برگشتی  بایستی تا حداقل  ممن پایین باشد که این امر توسط سیستم چگالش محصول بالاسری برج متشکل از یک کولر هوایی و چگالنده آب دریا            تأمین می‌شود .

برج احیاء آمین   از نوع سینی‌دار بوده و ریبویلرها از نوع Kettle    می‌باشند که توسط بخار LP  غیرداغ  گرم می‌شوند.

آمین خالص داغ خروجی از انتهای برج احیاء آمین  توسط تبادل حرارت با آمین غنی شده در مبدل حرارتی آمین خالص / غنی شده خنک می‌گردد و سپس توسط آب دریا در کولرنهایی آمین خالص  Lean Amine Trim cooler سرد می‌شود و در ادامه به مخزن ذخیره سازی آمین خالص که ظرفیت کافی برای شرایط توقف واحد را دارد ارسال می‌گردد . تانک مذکور توسط پوششی از گاز نیتروژن محافظت می‌شود تا از ورود هوا به داخل آن که منجر به فاسد شدن محلول آمین می‌گردد جلوگیری شود .آمین خالص توسط پمپهای فشار بالای آمین از مخزن ذخیره به برج جذب ارسال می‌گردد.

تمامی MDEA  سرریز شده وزهکشی شده در ظرف Sump Drum جمع‎آوری شده و به مخزن ذخیره‎سازی   ارسال می‎شود . محلول ضد کف در بالادست پمپ فشارقوی آمین تزریق می‎شود .

MDEA  تازه و آب یون‎زدایی شده جهت make-up  مخازن ذخیره خاص خود را دارند. آب مذکور از طریق Regeneration Reflux Drum  به سیستم تزریق می‎شود. MDEA  تازه نیز به مخزن ذخیره تزریق می‎گردد.

 

:Units 5100/5200واحد نم‎زدایی گاز

:Gas Dehydration or water Dew pointing

گاز شیرین خروجی از واحدهای  ۴۱۰۰/۴۲۰۰  وارد دو واحد ۵۰درصد  تنظیم نقطه شبنم آب  یا همان نم‎زدایی می‎شود . گاز شیرین اشباع ازآب خروجی از واحدهای AGRU  ، ضمن عبور از کولر ورودی به برج تماس گلایکول  توسط آب دریا تا دمای ۴۰درجه  خنک می‎شود. فشار این گاز حدود۶۷ بار می‎باشد . گاز خنک شده وارد شوینده ورودی به برج تماس گلایکول می‎شود تا مایعات آن حذف گردد. ظرف مذکور یک جداساز یکپارچه شده با برج تماس گلایکولGlycol Contactor می‎باشد که در زیر آن جای گرفته است . جداساز مذکور مانع حمل قطرات مایع به برج می‎شود. مایع تحت کنترل سطح تخلیه و به ظرف تبخیر ناگهانی آمین هدایت می‎شود.

نم‎زدایی گاز توسط تماس گاز با TEG  ، (تری اتیلن  گلایکول ) خالص انجام می‎گیرد . گاز از جداساز یکپارچه به سمت برج تماس گلایکول جریان می‎یابد. برج با آکنه‎های ساختاری           Structured packing که محل تماس گاز TEG می‎باشد پرگردیده است. برج مذکور به نحوی تعیین اندازه می‎شود که محتوای آب گاز خروجی از آن حداکثر ppm60  باشد . گاز خشک خروجی از برج تماس بعد از عبور از ظرف K.O گاز نم‎زدایی شده  به واحد حذق مرکاپتان (MRU) ارسال می‎گردد.

گلایکول غنی شده از آب تحت کنترل سطح به پکیج احیای گلایکول  ارسال می‎شود تا آب آن حذف و گلایکول احیاء شود. برای رسیدن به مشخصات موردنظر برای میزان آب گاز خشک ، TEG  غنی شده، بایستی تا خلوص بالاتر از ۷/۹۹ درصد وزنی تغلیظ شود . از آنجا که فشار درون تغلیظ کننده (Reconcentrator) نزدیک فشار جو می‎باشد منجر به جوشش TEG  خواهد شد و بنابراین چنین TEG خالص تغلیظ شده را نمی‎تواند تولیدکند. برای رسیدن به چنین غلظت بالایی می‎توان  از  Natural dry gas stripping  استفاده نمود. گرمای لازم برای جوشش مجدد توسط بخار MP  تأمین  می‎گردد .

برج غنی‎سازی Rectifier جوش‎آور TEG از نوع  آکنده می‎باشد. جریان خروجی از بالای برج غنی‎سازی مذکور به سمت مشعل فشار پایین (LP Flare)  ارسال می‎شود .

 

 :unit 4600 /4700 واحد مرکاپتان‎زدایی

: Mercaptan Removal units(MRU)

واحد MRU  یک سیستم تصفیه با استفاده از شش برج با بستر غربال مولکولی (Molecular Sieve)  می‎باشد.

گاز خشک خروجی از واحدهای ۵۱۰۰/۵۲۰۰ به واحد مرکاپتان‎زدایی وارد می‎شود  و از میان بسترهای غربال مولکولی آماده ، از بالا به سمت پایین جریان می‎یابد تا مرکاپتان آن زدوده شود ، گاز مرکاپتان‎زدایی شده به سمت واحد تنظیم نقطه شبنم هیدروکربن H/C Dew pointing ارسال می‎شود.

برای راهبری واحد در ظرفیت کامل خود ، سه بستر در حال جذب و سه بستر درحال حیاء مورد استفاده قرار می‎گیرند.

در سیکل احیاء یک بستر در مرحله اول گرمایش ( گرم نمودن تا بالای دمای ۱۸۰^۰C ) یک بستر درمرحله دوم گرمایش ( گرم نمودن از ۱۸۰^۰C  به بالاتر  از ۲۹۰^۰C ) و یک بستر در حال سرد شدن می‎باشد .

گاز احیاء که انشعابی از محصول گاز خشک و تمیز می‎باشد برگشت داده می‎شود و در ابتدا با یک مرحله کاهش فشار وارد برجی می‎شود که در مرحله سرمایش سیکل احیاء می‎باشد و بدینوسیله از اتلاف گرما جلوگیری می‎کند .

سپس در گرمکن احیاء تا دمای ۳۱۰^۰C  گرم می‎شود تا بتواند دمای برجی را که درمرحله دوم گرمایش سیکل احیاء می‎باشد به ۳۰۰ برساند.  زمان لازم برای این برج شش ساعت است . در ادامه ، دمای گاز خروجی از برج مذکور با استفاده از یک کولر هوایی پره‎ای فن‎دار (Fin-Fan Air Cooler) به ۲۰۰^۰C  کاهش یافته تا دمای برجی را که در مرحله اول گرمایش سیکل احیاء می‎باشد به ۱۹۰^۰C  برساند .در انتها گاز خروجی با عبور از یک کولر و ظرف k.O  یا به خط سوخت گاز یا به خط گاز flare  و یا به کوره گازسوز (Incinerator)  ارسال خواهد شد .

میزان مرکاپتان برای گاز خروجی از واحد MRU  دارای مقدار طراحی حداکثر ۱۵mg/Nm3  می‎باشد.

محدوده تغییر ظرفیت   هر train  فرایندی بین ۴۰ تا ۱۱۰ درصد می‎باشد.

 

unit 5600/5700 :واحد تنظیم نقطه شبنم هیدروکربنها

:H/C Dew pointing Units

گاز خشک بدون مرکاپتان ، خروجی از واحد ۴۶۰۰/۴۷۰۰  با دمای ۴/۴۰ درجه و فشار    ۵/۶۶ بار وارد این واحد شده و توسط گاز سرد خروجی از جداساز دما پایین  پیش سرد می‎شود.

مایعات حاصله در گاز پیش سردشده با عبور از جداساز میانی جدا می‎شوند.

گاز خروجی از ظرف فوق وارد سرماساز (Chiller)  پروپان  می‎گردد و تا دمای مابین ۱۵- و ^۰C20-  سرد می‎شود . دمای لازم فوق  بستگی به فشار عملیاتی دارد تا به مشخصه نقطه شبنم هیدروکربن برسد .در چیلر پروپان ، گاز توسط تبخیر پروپان مایع سرد می‎شود .

جریان سرد مزبور از جداساز دما پایین عبور می‎کند تا مایعات ایجاد شده در آن جدا شوند و در ادامه به سمت «مبدل گاز / گاز » ارسال می‎شود. گاز با عبور از مبدل فوق اندکی گرم شده و سپس مستقیماَ به شوینده ورودی به کمپرسور صدور گاز وارد می‎شود . مایعات جمع‎آوری شده ، تحت کنترل سطح به «مبدل پروپان / NGL  ارسال می‎شوند.

سیستم پروپان یک سیکل مدار بسته می‎باشد.

پروپان مایع خروجی از ظرف انباشت پروپان   Propane Accumulator در « مبدل پروپان / NGL سرد می‎شود. سپس در ظرف تبخیر ناگهانیMP تبخیر ناگهانی می‎شود . بخارات حاصله بعد از عبور از MP K.O.Drum  وارد مرحله دوم کمپرسور مبرد می‎شود.

مایع خروجی از انتهای « ظرف تبخیر ناگهانی MP   وارد  سرماساز پروپان  تحت کنترل سطح سرماساز می‎گردد. پروپان مایع در سرماساز تبخیر شده و بدینوسیله گاز را سرد می‎نماید . فشار در پوسته مبدل سرماساز توسط دمای گاز سردشده خروجی از لوله‎های مبدل مزبور کنترل می‎شود . بخارات حاصله بعد از عبور از ظرف K.O   فشار پایین  وارد مرحله اول کمپرسور مبرد می‎شود . کمپرسور  ازنوع  سانتریفوژ با موتور برقی می‎باشد . یک جریان سرمایش ناگهانی (Quench)  پروپان مایع برای سرد نمودن  بخار برگشتی در نظر گرفته شده است . خروجی کمپرسور در یک میعان ساز هوا خنک  (Air- cooled Condenser)  مایع گردیده و به ظرف انباشت هدایت می‎شود و بدینوسیله مدار کامل می‎‎گردد.

 

 

:Units 7100/7200واحد تقویت فشار و صدور گاز به خط لوله سراسری

:Export Gas Compression

گاز تصفیه شده خروجی از train های فراورش  گاز وارد train های متناظرتراکم گاز  می‎شود . یک شیر کنترل فشار در ورودی به هر train  تراکم فشار ، وظیفه کنترل فشار بالا دست را بعهده دارد.

گاز ورودی دمایی برابر ^۰C5/130  ( زمستان )  تا ^۰C 132  ( تابستان) و فشار  ۹/۶۳ بار .

هر train تراکم فشار  شامل دو کمپرسور سانتریفوژ  می‎باشد که ظرفیت کاری MMSCFD  ۳۳۰  برای هر کدام منظور می‎شود. یعنی هرکمپرسور در ۶۶%  ظرفیت طراحی خود کار خواهد کرد. در این حالت اگر یک کمپرسور از سرویس خارج شود، سه کمپرسور دیگر تمامی جریان گاز (۱۰۰۰MMSMSCFD)  را متراکم خواهند کرد . برای چنین عملیاتی ورودی‎های train کمپرسور توسط یک خط توازن به همدیگر متصل شده‎اند.

درهر train  گاز واردشوینده ورودی کمپرسور صدور گاز  می‎شود تا مایعات آن زدوده شود  مایعات زدوده شده تحت کنترل سطح به واحد  تثبیت میعانات گازی  ارسال می‎شود. سپس گاز خروجی از شوینده به  کمپرسور صدور گاز ارسال می‎شود تا فشار آن توسط یک کمپرسور تک مرحله‎ای با موتور برقی تقویت و در ادامه واردکولر بعد از کمپرسور صدور گاز گردد. گاز متراکم شده داغ ، توسط  کولر هوایی فوق خنک می‎گردد تا به مشخصه دمای صدور گاز که حداکثر ^۰C55   است برسد . یک خط برگشتی برای هر کمپرسور وجود دارد تا گاز را از پایین دست کولر مزبور به ابتدای  شوینده ورودی کمپرسور  برگرداند و بدینوسیله به کنترل  کمپرسور کمک نموده و مانع از وقوع surging شود. گاز خروجی از trainهای تراکم گاز صادراتی به همدیگر ملحق شده و سپس به خط لوله صدور گاز ارسال می‎شود. مقدار گاز عبوری از هر کمپرسور ثبت می‎گردد.

برای تعمیرات ، تمیزکاری و بازرسی خط لوله اصلی صدور گاز یک پرتاب‎کننده توپکpig Launcher  با توپک‎های هوشمند تدارک دیده شده است .

 

:unit 3100/3200واحد تثبیت میعانات گازی

:Condensate Stabilization units

واحد تثبیت میعانات گازی وظیفه جداسازی گاز  و پایدار و تثبیت نمودن میعانات گازی ، و رساندن آن به مشخصات فشاربخار (RVP)Reid برابرحداکثر psia 12 ( در دمای ^۰C8/37 ) و بدون آب را که مناسب برای ذخیره سازی و صدور به تانکرهای دریایی می‎باشد به عهده دارد.

میعانات گازی (Condensate) خروجی از سیلابه گیر به  جداساز MP  جریان می‎یابد تا در آنجا با کاهش فشار به  ۷/۳۲ بار  ، مواد سبک آن تبخیر و جدا شوند. فشار ظرف مذکور بوسیله نرخ خروج بخار از ظرف کنترل می‎شود. بخار مزبور پس از تراکم به  جداساز   ورودی  ارسال می‎شود. هرگونه آب آزاد در چاله آب  این ظرف جدا گردیده و تحت کنترل سطح به واحد  تصفیه آب ترش Sour Water Stripper  ارسال می‎شود.

میعانات گازی تحت کنترل سطح از  جداساز MP خارج و به  ظرف خوراک برج تثبیت میعانات گازی  Condensate Stabilizer Feed Drum که فشار آن ۱/۱۰بار می‎باشد وارد خواهد شد . وظیفه این ظرف جلوگیری از نوسان خوراک ورودی به برج تثبیت میعانات گازی  می‎باشد.

میعانات گازی ارسالی از واحد تبخیر NGL  از « ظروف  ورودی کمپرسورهای LP/MP    و از سیستم تخلیه و زهکشی هیدروکربن‎ها ( در واحد ۹۷۰۰)  به ظرف خوراک میرود

 

:units 6100/6200 واحد بازیافت گوگرد

:Sulphur Recovery units (SRL)

طراحی این واحد نیز تحت لیسانس شرکت TFE (Elf سابق ) می‎باشد.

وظیفه واحد SRU  ، تبدیل سولفید هیدروژن هیدروژن (H₂S) استحصال شده از واحدهای شیرین‎سازی به عنصر گوگرد می‎باشد .ظرفیت طراحی هر train این واحد معاددل ۱۱۰ تن در روز با بازیافت کلی ۹۷%  می‎باشد.

فرایند اصلاح شده Claus انتخاب شده است تا ۹۷%  گوگرد در گاز  خوراک را بازیافت کند.

گاز اسیدی در ابتدای ورودی به این واحد با فشار و دمای عملیاتی ۷/۰بار و ^۰C45  از Acid Gas K.O.Drum  عبور می‎کند تا قطرات مایعی که از واحد شیرین‎سازی به همراه آن حمل شده است از آن زدوده شوند. سپس مقدار گاز اندازه‎گیری گردیده و به همراه مقدار معینی از هوا به کوره واکنش تغذیه می‎شود. هر دو جریان گاز اسیدی و هوا قبل از ورود به کوره بوسیله بخار HP پیش گرم  می‎شوند  .

واکنش احتراقی مربوطه شدیداَ گرمازا بوده و درمحفظه احتراق کوره واکنش صورت می‎گیرد به نحویکه میزان مشخصی واکنش تبدیل انجام شود. گرمای گاز داغ حاصله ، با تولید بخار  ۴۰ بار در Waste Heat Boiler  درسمت پوسته محفظه فوق گرفته می‎شود به نحویکه گوگرد تولیدشده درمحفظه احتراق تبدیل به مایع گردیده و به  ظرف گوگرد Sulphur pit (l-  تخلیه می‎گردد.

سپس دیگر گازهای حاصله قبل از ورود به راکتور اول به مشعل کمکی ،Auxiliary Burner  ارسال می‎شوند تا درآنجا توسط سوزاندن بخشی از جریان گاز اسیدی با هوا مجدداَ گرم شوند. درراکتور اول جریان خروجی از مشعل فوق از میان بستری ازکاتالیزورها به سمت پایین عبور می‎کنند. واکنش گرمازای Claus  منجر به افزایش دمای گاز عبوری از راکتور خواهد شد وگازهای داغ خروجی از راکتوردرچگالنده دوم  با تولیدبخار LP  خنک می‎شوند.

گوگرد مایع شده به ظرف گوگرد تخلیه می‎شود و گازهای حاصله قبل از ورود به راکتور دوم  در پیش گرمکن مرحله دوم با مایع نمودن بخار ۴۰ بار مجدداَ گرم می‎شوند. گازهای خروجی از راکتور دوم مجدداَ در چگالنده سوم با تولید بخار LP  سرد می‎شود تا گوگرد گازی را مایع نماید و سپس مجدداَ گازهای حاصله قبل از ورود به راکتور سوم در پیش گرمکن مرحله سوم گرم می‎شوند.

گاز خروجی ازراکتور سوم در چگالنده چهارم  توسط آب خوراک بویلر خنک می‎شود تا گوگردآن مایع گردیده ومانع هدر رفتن آن درگازهای بی‎مصرفtail gas  شود .

گازهای بی‎مصرف سردشده با عبور از جداسازنهایی در انتهای چگالنده اخیر به کوره سوزان (Incinerator) ارسال می‎شوند تا در دمای ^۰C540  سوزانده شده وعناصر گوگردی باقی مانده در آن به SO2  تبدیل گردیده و از طرف دودکش در جو رها شوند.

گوگرد مایع خروجی از چگالنده‎های گوگرد در اولین بخش ظرف گوگرد جمع‎آوری می‎شود تا در آنجا گاززدایی (degassing) گردد. این عمل با گردش مجدد گوگرد بوسیله پمپ گاززدایی گوگرد   و پاشش (Spray) آن در فضای گاز صورت می‎گیرد.

برای تکمیل عمل گاززدایی ، در بخش دوم ظرف گوگرد توسط پمپ  مجدداَ گردش و پاشش انجام می‎گیرد . با تزریق کاتالیزور درقسمت مکش هر دو پمپ عمل گاززدایی تسریع می‎گردد. گوگرد گاززدایی شده به مخزن گوگرد پمپ می‎شود. فاز گازی روی ظرف فوق که شامل H₂S  آزاد شده می‎باشد توسط یک Steam Ejector  به Incinerator  ارسال می‎شود.

گوگرد مذاب از مخزن گوگرد به واحد شکل‎دهی گوگرد پمپ می‎شود تا به یک محصول جامد تبدیل گردد.

 

:واحد شکل‎دهی گوگرد unit 6500 

:Sulphur Forming unit

فرایند واحد شکل‎دهی گوگرد بر اساس فرایند دانه‎بندی Enersul GX^TM  می‎باشد. در این فرایند  گوگرد مذاب بر روی دانه‎های Granules کوچک اولیه یا هسته Seed بصورت لایه لایه ریخته می‎شود تا اینکه اندازه مطلوب حاصل شود . با سردنمودن و جامد نمودن هر لایه اندازه هسته افزایش می‎یابد .

توسط چنین فرایند اندازه مرحله‎ای ، گرانول‎ها در بهترین اندازه ممکن که برای فرآوری ، حمل‎ونقل و میزان نرمی مناسب هستند تولید می‎شوند.

این کاربرد لایه‎دار از گوگرد مذاب چروک شدن را که معمولاَ درفرایندهای دیگر شکل‎دهی گوگرد وجود دارد حذف می‎کند و گرانول‎های تولیدی بطور کلی کروی شکل و بدون فضای خالی می‎باشند.

این فرایند در یک ظرف دوار rotating drum انجام می‎شود که در آن گوگرد مذاب پاشش spray  شده و گرمای آن دفع می‎شود . هسته‎های اولیه بعنوان خوراک به ظرف تولید گرانول گوگرد برگردانده می‎شوند تا فرایند تکمیل شود . ظرف تولید گرانول به سمت خروجی خود شبیدار است.

درحالیکه ظرف تولید گرانول می‎چرخد ، خط سیر پوششی داخلی بصورت پیوسته قسمتی از بستر متلاطم گرانول‎ها را برداشته و آنها را به سمت صفحه شیبدار gantry هدایت می‎کند . Gantry  در بالا سرخط هدیر پاشش گوگرد قرار دارد . گرانول‎هایی که از gantry می‎گذرند یک پرده پیوسته از گرانولهای در حال ریزش تشکیل می‎دهند که مستقیماَ از مقابل اسپرهای گوگرد عبور می‎کنند . اسپری گوگرد گرانولها راپوشش Coat داده یک لایه از گوگرد در سطح آنها به جامد تبدیل می‎شود و در ادامه دوباره به بستر متلاطم می‎ریزند . درآنجا گرانولها بیشتر خنک می‎شوند.

از طریق نازلهای متمایزکننده که موازی با خط هدر پاشش گوگرد است آب به درون فضای ظرف پاشش می‎شود تا با تبخیرشدن گوگرد مذاب خنک شود .

هوای تخلیه شده از درون ظرف ، وسیله‎ای برای بیرون  بردن بخار آب تولید شده می‎باشد . توسط پاشش گوگرد ، ذرات ریزی fines  از گوگرد ایجاد می‎شود که توسط جریان هوای مزبور از ظرف خارج و به  جمع‎کننده غبار Dust Collector  ارسال می‎شود .

گرانول‎های  خروجی از ظرف تولید گرانول به یک غربال لرزان حمل می‎شوند  تا گرانول‎های با اندازه نامطلوب از آن جدا شوند . گرانول‎های با اندازه مناسب محصول مستقیماَ به مخازن ذخیره ارسال می‎شوند . در حالیکه  گرانولهای غیرمطلوب به چرخه تولید برگردانده می‎شوند.

گرانولهای  تولیدشده توسط یک سری تمسه نقاله به سیستم بارگیری کامیونها حمل می‎شوند. گوگرد جامد به دوسیلو یکی به ظرفیت ۴۰۰ تن و دیگری ۲۰۰ تن توسط تسمه نقاله‎های مربوطه ارسال می‎شود.

محصولات پالایشگاه خشکی فاز  یک پارس جنوبی

محصولات طرح توسعه فاز یک میدان گازی پارس جنوبی بشرح زیر می‎باشند:

گاز شیرین و خشک (Sales Gas)  در حدود ۹۲۰ میلیون فوت مکعب استاندارد در روز با مشخصات ذیل :

 

میعانات گازی تولیدی (Condensate) درحدود ۴۰ هزار بشکه در روز با فشار بخار ۱۲ پوند بر اینچ مربع مطلق دردمای ۸/۳۷ درجه سانتیگراد (RVP=12)  .

 

 

 

 

گوگرد بازیافتی بصورت جامد  ( گرانول ) به میزان ۲۰۰ تن در روز با مشخصات زیر:

 

 

سکوهای دریایی فاز یک پارس جنوبی

سکوهای دریائی فاز یک پارس جنوبی شامل : دو سکوی سرچاهی (SPD1,SPD2) یک سکوی بهره برداری (SPP1) و یک سکوی اقامتی (SPQ1) و یک سکوی تخلیه فشار (SPF1) و یک سکوی رابط بین سکوی بهره برداری و سکوی تخلیه فشار (SPF2)

سکوهای دریائی فاز یک پارس جنوبی در فاصته ۱۰۵کیلومتری از تاسیسات خشکی در عمق    ۶۰-۷۰ متری از سطح دریا در خلیج فارس نصب شده اند. هدف از نصب این سکوها برداشت  MMSCFD1000 گاز و میعانات گازی از مخزن پارس جنوبی توسط دو سکوی سرچاهی و آبگیری از گاز و میعانات گازی توسط سکوی بهره برداری و ارسال بصورت دو فازی توسط یک خط لوله ۳۲ اینچی زیر دریائی به تاسیسات خشگی بمنظور فراورش و ارسال گاز با مشخصات استاندارد به خط لوله سراسری IGT4 جهت مصرف و صادرات میباشد.

 

مشخصات کلی مخزن :

فشار ( درعمق ۲۸۷۰ متر)                                                (psia 5285) 4/364 بار

دما                                                                        (F 210) C 9/98

فشار شبنم                                                     (    psia 5195 ) 2/385 بار

نسبت مایع به گاز (Liquid to Gas Ratio)(LGR) :    ۴۰ تا ۴۵ بشکه برمیلیون فوت مکعب گاز  نسبت گاز به نفت (Gas to Oil Ratio) (GOR) :      ۲۰۰۰تا ۲۵۰۰۰میلیون فوت مکعب گاز بر بشکه

 

میزان آب درگاز خام :                   

حداکثر برای هر چاه :                             ۱۰ بشکه برمیلیون فوت مکعب در روز

حداکثر هر سکو                                                   ۱۰۰۰ بشکه در روز     

مشخصات سکوهای سرچاهی

فشار جریانی حداکثر                               (pisa 4000) barg 8/275

 عادی                                                 (pisa 3000) barg 8/206

فشار shutin                                        (pisa 4200) barg 6/289

دمای جریانی حداکثر                                                 C 80

عادی                                                                    C 68

رانش تولید :                                                حجمی – انبساطی 

افت فشار :                                               psia       ۵۶ برسال

 

میزان تولید طراحی

• حداکثر جریان هر یک از سکوهای سرچاهی :         ۶۰۰ میلیون فوت مکعب در روز
• حداکثر جریان سکوی بهره برداری                       ۱۰۰۰ میلیون فوت مکعب در روز
• حداکثر جریان هرلجن گیر وخط میعانات                ۶۰۰ میلیون فوت مکعب در روز
• حداکثر جریان هرخط گاز                                   ۵۰۰ میلیون فوت مکعب در روز
• حداقل جریان                                                  ۲۰۰ میلیون فوت مکعب در روز
• حداکثر آب به ازاء هر سکو                                            ۱۰۰۰ بشکه در روز
• ظرفیت هر جداکننده آزمایشی                             ۱۲۰ میلیون فوت مکعب در روز
• حد اکثر                                                              ۱۰۰۰ بشکه آب در روز
• حداقل                                                         ۳۰  میلیون فوت مکعب در روز

 

نحوه استقرار سکوهای دریائی فاز یک پارس جنوبی در دریا بصورت زیر میباشد:

سکوی سر چاهی SPD1 توسط پل SPB1 با سطح مقطع مربع و بطول ۶۰ متربه سکوی بهره برداری SPP1 متصل شده است.

سکوی اقامتی SPQ1 توسط پل SPB2 با سطح مقطع مربع و بطول ۵۰ متر به سکوی بهره برداری SPP1 متصل شده است.

سکوی تختیه فشار SPF1 توسط پل SPB4 با سطح مثلثی و بطول ۹۰ متر به سکوی رابط SPF2 متصل شده است.

سکوی رابط SPF2 توسط پل SPB3 با سطح مقطع مثلثی و بطول ۹۰ متر به سکوی بهره برداری SPP1 متصل شده است.

سکوی سر چاهی SPD2 (SATELITE  PLATFORM)در فاصله ۵ کیلومتری از سکوی بهره برداری  SPP1 نصب شده است.

تاسیسات دریائی فاز یک پارس جنوبی تفاوت عمدهای با تاسیسات دریائی فازهای دیگر دارد. این تفاوت عمده شامل یک سکوی بهره برداری جهت نم زدائی از گاز , آبگیری از میعانات گازی ویک سکوی اقامتی بظرفیت ۹۲ نفر جهت سرویس دهی به پرسنل شاغل در سکوهای دریائی فازهای یک ، دو وسه پارس جنوبی می باشد.

 

سکوی سر چاهی :SPD2

 

سکوی سر چاهی SPD2 در فاصله ۵ کیلومتری از سکوی بهره برداری قرار دارد . این سکو به وزن ۱۴۳۹ تن و در سه طبقه lower deck با ارتفاع ۸/۱۱ متر از سطح آرام دریا mezzanine deck با ارتفاع ۳/۱۶ متر از سطح آرام دریا و top deck با ارتفاع ۸/۱۹ متر از سطح آرام دریا و در ابعاد ۱۶ × ۵/۲۷ متر طراحی و ساخته شده است.

این سکو در روی یک jacket چهار پایه که توسط چهارpile از داخل پایه ها ( legs ) به بستر دریا وصل شده است قرار دارد این jacket در عمق ۳/۶۵ متری دریا نصب شده است.

این سکو در عرض جغرافیائیN  “۳۹ “۴۱ ۲۶ و طول جغرافیائی E “39 “03 52 قرار دارد. چاهها از نوع انحرافی ( deviated ) بوده و عمق چاهها از ۳۰۱۵ تا ۴۲۸۰ متر متغیر می باشد. بهره برداری از مخزن گازی پارس جنوبی در قسمت Dalan/Layer4 که دارای فشار psi 5200 , دمای C 110 , vol  ۵۵/۰% هیدروژن سولفوره ,  vol 2% دی اکسید کربن و  ppm 190000 کلرید می باشد انجام میگیرد. مخزن گازی پازس جنوبی از نوع  retrograde condensate می باشد.

برای سکوی سر چاهی SPD2 تعداد ۱۶ تاسیسات سر چاهی پیش بینی شده است که در دو قسمت ۸ تائی از هم مجزا هستند. در سکوی سرچاهی در حال حاضر تعداد ۶ عدد از این تاسیسات سر چاهی نصب و أماده بهره برداری است ( چاههای شماره ۱و۲و۳و۵و۷و۸ ). هر یک از این تاسیسات سر چاهی مربوط به یک حلقه چاه می باشد و با توجه به فشار بالای مخزن شش حلقه چاه تامین کننده نیاز یک train ( mmscfd 500 ) از سکوی بهره برداری تاسیسات دریائی فاز یک می باشد. سیال سه فازه خروجی از مخزن توسط تاسیسات موجود روی سکوی سرچاهی توسط یک خط لوله ۱۸ اینچی زیر دریائی به سکوی بهره برداری انتقال داده میشود.

در کنار این مسیر ۱۸ اینچی از یک مسیر ۱۰ اینچی ( J tube ) ( electrical umbilical )برای انتقال جریان برق ۶ کیلوولت  ( submarine feeder ) و فیبر نوری کنترل و تلکام استفاده شده است تا بتوان سکوی سرچاهی دور تر را بدون نفر در شرایط نرمال کنترل کرد.

در سکوی سر چاهی SPD2 با توجه به slot های موجود قابلیت خفر ۱۶حلقه چاه وجود دارد که ۶ حلقه از این چاهها آماده بهره برداری است. هر چاه دارای فشار barg207 می باشد که این فشار با توجه به برداشت mmscfd 100به barg 110 بعد از ۲۵ سال کاهش می یابد. هر حلقه  چاه دارای تجهیزاتی مانند : شیر ایمنی داخل چاهی ( SSSV و یا done hole safety valve ، شیر ایمنی سر چاهی  ( SSV و یا master valve ) ، شیر محدود کننده جریان( choke valve ) و … میباشد. فشار هر چاه بعد از شیر محدود کننده جریان( choke valve ) به فشاری در حدود   barg 110 – ۹۴ خواهد رسید و بعد از ۲۵ سال عمر هر چاه ، شیر محدود کننده جریان ( choke valve )باید ۱۰۰% باز باشد.   قبل از شیر محدود کننده جریان( choke valve ) مسیر تزریق متانول برای جلوگیری از یخ زدگی در طول راه اندازی در نظر گرفته شده است.

تجهیزات موجود در روی سکوی سر چاهی SPD2 عبارتند از:

Lower deck

     Production x-mass tree

     WHCP ( well head control panel )

     HPU ( hydraulic panel unit for BDV,SDV,Control valves

     Well bays

     Test & production manifold

     Diesel generator

     Sea water lift pump & caisson

     Methanol storage tank

     Methanol pumps #2500

     Methanol pumps #900

     Flare & closed drain k.o.drum

     Flare & closed drain  k.o.drum pump

     Local technical room

     Battery room

    Temporary accommodation

 

Mezzanine deck

     Sea water header tank

     Open drain tote tank

     Methanol tote tank

     Diesel storage tote tank

     Potable water tote tank

     Satellite test separator

     Propane package

     Pig launcher

     Choke valve manifold

 

Top deck

     Heli deck

     Crane

     Heli deck foam package

     Flare boom & flare tip

 

 

در سکوی سر چاهی SPD2 هر هشت slot داخل یک well bays قرار دارد. هر well bays دارای هشت تجهیزات سر چاهی x-mass tree می باشد ( در حال حاضر ۶  x-mass tree نصب شده است) هر well bays دارای یک چند راهی تستtestmanifold) ) و یک چند راهی بهره برداری (production manifold ) می باشد. جریان هر چاه می تواند به مسیر تست و یا مسیر بهره برداری توسط یکسری ولو موتوری  motorized valve) ) هدایت شود. ماکزیمم جریان یک حلقه چاه به مسیر تست فرستاده می شود

 

 

تاسیسات سرچاهی ( V tipe Xmass tree )

 

۱- master valve  دستی  ( manual lower master valve   )  ( SSV )

۲- master valve  هیدرولیکی ( SSV ) : که توسط فشار هیدرولیک باز و بسته می شود و عملیات باز و بسته کردن از روی WHCP (well head control panel  )  انجام می شود.

۳- wing valve  دستی  (manual wing valve  ) : که در سمت راست Xmass tree قرار دارد .

۴- wing valve  هیدرولیکی : که از روی WHCP باز و بسته می شود .

۵- Blinded wing valve  : در سمت چپ Xmass tree قرار دارد ( صورت قرینه با wing valve ) عموماً از این ولو ( killing way ) جهت کشتن چاه و یا تمیز کردن مسیر چاه  استفاده می شود .

۶- Top valve : از این مسیر جهت ارسال ابزار آلات اندازه گیری و عملیات چاه پیمائی استفاده می شود.

در عمق ۱۶۰ متری هر چاه یک ولو درون چاهی  ( down hole safely valve  ) ویا  SSSV     ( sub surface  safety valve  ) از نوع non – retrievable  و self equalize  قر ار داده شده است.

Self equalizeیعنی در راه اندازی اولیه چاه چون فشار در بالا دست up stream و پائین دست چاه down stream برابر نیست و باز کردن این ولو امکان پذیر نیست به همین دلیل مسیری روی این ولو به صورت کنار گذر تعبیه شده است تا بتوان از این مسیر فشار پائین دست را برابر فشار بالادست کرد .

ولو درون چاهی ( SSSV ) در داخل لوله “۷ (tubing  ) قرار دارد .

wing vale  توسط یک مسیر “۸  ( rated 2500 # up to 350 barg  ) به  شیر محدود کننده جریان    ( choke valve ) متصل شده است .

اطلاعات مربوط به مسیر جریان و تاسیسات سر چاهی :

Well head shut in pressure:   ( WHSH)  ۲۹۰ barg

Well head flowing pressure : ( WHFP) 208 barg

Well head temperature before chock valve : 80 c

Flowing temperature after chock valve :  ۶۵c

Flowing pressure after chock valve :  ۱۱۲ barg

در روی این سکوی سرچاهی یک چند راهی تست و یک چند راهی بهره برداری برای آینده در نظر گرفته شده است. جریان سیال از چند راهی بهره برداری توسط یک خط لوله زیر دریائی ۱۸ اینچی به طول ۵ کیلومتر به سکوی بهره برداری انتقال می یابد. جریان تست به تست کننده سه فازی افقی برای اندازه گیری میزان آب ، گاز و میعانات گازی چاه ارسال می شود. جریان آب ، گاز و میعانات گازی پس از اندازه گیری به چند راهی بهره برداری برگردانده می شود.

SPD2 Pig launcher :

 

 

یک ارسال کننده توپک (Pig launcher ) برای ارسال توپک های هوشمند در ابتدای مسیر ۱۸ اینچی انتقال سیال به سکوی بهره برداری در ( mezzanine deck ) نصب شده است. ارسال توپک کروی در شرایط نرمال پیش بینی نشده است. در طول زمان ارسال توپک سکو باید توسط نفر مراقبت شود.

در زمان توپک رانی با توپک کروی که بمنظور بیرون راندن مایعات جمع شده در خط لوله زیر دریائی انجام میشود برای کم کردن مقدار یا حجم سیلابه ( slug ) در مسیر باید از حداکثر جریان بصورت لحظه ای استفاده کرد. زمانی که توپک فرستاده می شود جریان گاز کم خواهد شد تا سرعت توپک به ماکزیمم ۴ متر بر ثانیه برسد . در زمان توپک رانی با توجه به احتمال زیاد بودن سیلابه هر دو تفکیک کننده سه فازی سکوی بهره برداری  ( slug catcher ) باید در سرویس باشند.

بدلیل عدم وجود سیستم تولید هوا در سکوی سر چاهی SPD2 تمام واکنش گر ولوها                 ( actuated valve ) بصورت هیدرولیکی کار می کنند. برای تامین نیروی هیدرولیک مورد نیاز سیستم HPU ( central hydraulic power unit ) در نظر گرفته شده است. شیر محدود کننده جریان( choke valve ) بصورت محلی یا از طریق کنترل از راه دور از اطاق کنترل سکوی اقامتی کنترل می شوند. تمام تجهیزات سر چاهی از جنس آلیاژ کربن استیل با روکش آلیاژ ۶۲۵ طراحی و ساخته شده اند.

 

تاسیسات موجود در سکوی سرچاهیSPD2:

( well head control panel  ) WHCP

هدف از نصب تجهیزات کنترل سر چاهی ( well head control panel  ):

تولید و ذخیره انرژی هیدرولیکی جهت عملیات ( operate ) روی ولوهای                         FCV – WV – SSV – SSSV

کنترل کاملا باز و بسته شدن ولوهای سرچاهی WV – SSV – SSSV  و FCV solenoid

نیروی هیدرولیک جهت عملیات ( operate ) روی شیر محدود کننده جریان ( choke valve FCV  ( توسط  WHCP تامین می شود .  کنترل FCV مستقل از WHCP است و کنترل FCV توسط سیستم  DCS انجام می شود .

 

فشارهای مورد نیاز برای تاسیسات سرچاهی ( well head  ) عبارتند از :

SSSV                                               ۴۶۰ barg

Regulator rang                                 ۱۴- ۶۹۰ barg

Chock valve & SSV & WV             ۲۱۰ barg

Regulator rang                                 ۳٫۵- ۴۱۴ barg

LP                                                    ۵ barg

Regulator                                         ۰٫۳۵- ۳۵ barg

 

هیدرولیک فشار پائین ( LP  ) به مصرف تجهیزات داخلی تابلو ( WHCP ) می رسد .

ترتیب باز شدن ولوهای سر چاهی عبارتند از :

۱- SSSV

۲- SSV

۳- WV

۴- Chock valve

 

ترتیب بسته شدن ولوهای سر چاهی در مواقع اضطراری  ( shut down ) بسته به نوع اخطار        ( ESD Level ) عبارتند از :

  ۱- WV parallel with chock

۲- SSV

۳- SSSV

wing valve از طریق شاسی فشاری push button روی تابلو باز و بسته می شود ، فقط در صورتی می توان WV را بست که chock valve بسته باشد و ESD در شرایط نرمال و مناسب قرار داشته باشد .

فقط در صورتی می توان WV را باز کرد که chock valve بسته باشد . ( fully close )

master valve  ( SSV  ) از روی تابلو ( WHCP ) توسط شاسی فشاری  باز و بسته می شود.

فقط در صورتی می توان SSV را بست که wing valve بسته باشد وESD در شرایط نرمال و مناسب قرار داشته باشد .

فقط در صورتی می توانSSV را باز کرد که chock valve و WV هر دو کاملاً بسته باشند.

SSSV از روی تابلو (WHCP )  توسط شاسی فشاری  push button باز و بسته می شود.

فقط در صورتی می توان SSSV را بست که ,  WV  ,  SSV    chock valve بسته باشند و ESD در شرایط نرمال و مناسب قرار داشته باشد.

فقط در صورتی می توانSSSV را باز کرد که  SSV , WV , chock valve کاملاً بسته باشند.

*با باز بودن WV و SSV  باز کردن SSSV امکان پذیر نخواهد بود.

*با باز بودن WV باز کردن SSV  امکان پذیر نخواهد بود.

*با باز بودن  chock valve باز کردن SSSVو SSV  و WV امکان پذیر نخواهد بود.

 

 

shut down  اضطراری :

انواع ESD  ( Emergency shut down ) آلارمهائی که توسط WHCP تشخیص داده می شود عبارتند از :

ESD 0 or1

ESD 2

ESD 3

ESD4 ( SPD1 only )

HIPS ( SP2 only )

Fusible plug ( SPD2 only ) ESD 0 or 1

بین بسته شدن ولوها یک زمان تأخیر قابل تنظیم وجود دارد .

ESD 0 or 1  : این سیگنال تمام ولوهای سرچاهی تمام چاهها را خواهد بست ، به ترتیب اول WV ، دوم SSV و در نهایت SSSV .

 

ESD 2 : این سیگنال ولوهای WV و SSV مربوط به تمام چاههارا خواهد بست . این سیگنال chock valve را همراه با WVخواهد بست و SSSV همچنان باز خواهد ماند.در صورتی که switch limitبسته شدن WV را نشان ندهد زمان تاخیر ( time delay ) باطل خواهد شد( overrid ) و   SSV بسته خواهد شد.

 

:ESD 3 or 4  این سیگنال ولوهای WV و SSV مربوط به یک چاه را خواهد بست . این سیگنال همچنین chock valve را همراه با WV خواهد بست و SSSV همچنان باز خواهد ماند . در صورتی که limit switch بسته شدن WV را نشان ندهد زمان تاخیر ( time delay ) باطل خواهد شد ( override ) و SSV بسته خواهد شد.

 

HIPS : این سیگنال ولوهای WV و SSV مربوط به تمام چاهها را خواهد بست ( با رعایت   time delay ). این سیگنال همچنین chock valve را همراه با WV خواهد بست و SSSV همچنان باز خواهد ماند. در صورتی که limit switch بسته شدن WV را نشان ندهد زمان تاخیر( time delay ) باطل خواهد شد ( override ) و SSV بسته خواهد شد.

 

Fusible plug  : در حلقه (Loop ) fusible plug دو احساسگر فشار ( pressure switch ) به سیستم آتش و گاز (f&g ) متصل است.با افت فشار یک سیگنال ESD از سیستم آتش وگاز( f&g ) صادرخواهد شد. این سیگنال جزئی از ESD 0 or 1 است . از کپسول های نیتروژن ، نیتروژن با فشار حداکثر ۲۰۰ بار پس از عبور از ولو کاهش دهنده فشار ( PCV ) با فشار ۷ بار حلقه (Loop ) fusible plug را تحت فشار نگهداری می کند و در صورت افت فشار نیتروژن تا barg 2 احساسگرهای فشار ( pressure switch  PSL ,) سیستم های F&G و ESD را فعال خواهند کرد.

 

Low hydraulic pressure : وقتی احساسگر فشار pressure در پائین دست down stream تنظیم کننده فشار هیدرولیک hydraulic regulator  افت فشار نشان می دهد ، یک سیگنال به ESD فرستاده خواهد شد که باعث فعال شدن  ESD2خواهد شد

در تمام حالات بالا chock valve  بصورت موازی با WV خواهد بست.

 

Sea water system:

 

یک پمپ آبگیری از دریا از نوع شناور ( submersible ) در روی سکوی سرچاهی SPD2 نصب شده است این پمپ داخل لوله آبگیری بقطر ۵/۰ متر و ارتفاع ۲۴ متر قرار دارد. این پمپ آب را از عمق ۱۱متری از سطح آرام دریا میگیرد.

نیروی گرداننده این پمپ یک موتور الکتریکی با توان kw 22/2 می باشد. فشار طراحی خروجی این پمپ barg 10 و ظرفیت انتقال آب توسط این پمپ m3/hr 55 است.

آب گرفته شده از عمق ۱۱متری توسط این پمپ به یک تانک ذخیره به قطر ۹۵/۰ متر و ارتفاع ۹/۱ متر فرستاده می شود این تانک در mezzanine deck نصب شده است. آب این مخزن بر اساس نیروی ثقل به مصرف تاسیسات موقت اقامتی می رسد. آب خروجی از پمپ به شاه لوله آب آتش نشانی متصل است. برای سکوی سر چاهی پمپ آب آتش نشانی در نظر گرفته نشده است.

 

Power generation:

 

برق مورد نیاز سکوی سر چاهی توسط سه توربو ژنراتور موجود در سکوی بهره برداری تامین می شود. این برق از طریق یک کابل برق زیر دریائی از سکوی بهره برداری به سکوی سرچاهی SPD2 انتقال می یابد. این جریان از bus bar فشار متوسط ( MV SWBD ) kv 6 تامین می شود.

در سکوی سرچاهی از یک دیزل ژنراتور اضطراری برای مواقعی که سه توربو ژنراتور تامین برق اصلی در سکوی بهره برداری از سرویس خارج شوند استفاده می شود. نیروی گرداننده این ژنراتور یک موتور دیزل به توان kw 250 و دور rpm 1500 با راه انداز الکتریکی استفاده میشود. این ژنراتور دارای توان kw 200 و ولتاژ تولیدی v 400 و فرکانس Hz 50 می باشد.

این دیزل ژنراتور به bus bar , 400 ولت سکوی سرچاهی متصل است تا در صورت قطع برق از طریق کابل زیر دریائی این ژنراتور تامین کننده برق اضطراری سکوی سرچاهی باشد. این دیزل ژنراتور در lower deck سکوی سر چاهی نصب شده است.

 

 

 

Diesel system:

 

مصرف سوخت دیزل این سکو فقط برای دیزل ژنراتور اضطراری می باشد. دیزل مورد نیاز این سیستم از مخزن روزانه دیزل تامین می شود. در این سکو یک مخزن tote tank در mezzanine deck نصب شده است که دیزل مورد نیاز مخزن روزانه diesel day tank از این مخزن توسط نیروی ثقل تامین می شود. دیزل مخزن سکوی  SPD2 از سیستم دیزل سکوی بهره برداری با مخازن قابل حمل که توسط کشتی جابجا می شود تامین میشود.

 

 

Inert gas system   :

 

نیتروژن مورد نیاز سکوی سرچاهی از سکوی بهره برداری توسط کپسول های نیتروژن قابل حمل تامین میشود. نیتروژن به مصرف تخلیه تجهیزات در مواقعی که سکو توسط نفر کنترل می شود مورد استفاده قرار میگیرد. مقدار نیتروژن ذخیره Nm3 120 می باشد.

 

Methanol injection system:

 

در روی سکوی سرچاهی از متانول در مواقع راه اندازی برای پر کردن فاصله شیر اطمینان داخل چاهیSSSV تا شیر محدود کننده جریان( choke valve ) ، بمنظور ایجاد فشار بعد از شیر اطمینان و یکسان کردن فشار در بالا دست و پائین دست ولو استفاده می شود. دلیل دیگر استفاده از متانول در سکوی سر چاهی در مواقع راه اندازی ، جلوگیری از تشکیل هیدرات بدلیل کاهش دما که از افت فشار ناشی می شود و در نقاط پائین دستی موجب مسدود شدن لوله و ایجاد مانع در مقابل جریان می باشد تزریق می نمایند. ( دمای تشکیل هیدرات barg 110 at c20 )

 

متانول با غلظت wt % 52 محلول در آب در سکوی سرچاهی مورد استفاده قرار می گیرد. در سکوی سر چاهی از دو نوع پمپ رفت و برگشتی فشار بالا استفاده می شود.

برای تزریق متانول در پائین دست ولو اطمینان داخل چاهی و در بالا دست شیر محدود کننده جریان ( choke valve ) از پمپهای کلاس# ۲۵۰۰ استفاده می شود. در روی سکوی سرچاهی دو عدد پمپ کلاس #۲۵۰۰‏‎ وجود دارد که یکی در حال کار و دیگری بصورت آماده بکار می باشد. میزان انتقال متانول توسط این پمپ ها m3/hr 4/3 است نیروی گرداننده این پمپ ها یک موتور اکتریکی با توان kw 37 می باشد. فشار طراحی خروجی این پمپ برابر barg 290 است.

از پمپ های تزریق متانول کلاس #۹۰۰ برای تزریق متانول در مواقع تخلیه سیستم به مشعل استفاده می شود.  میزان انتقال متانول توسط این پمپ ها m3/hr1 است نیروی گرداننده این پمپ ها یک موتور اکتریکی با توان kw 2/5 می باشد. فشار طراحی خروجی این پمپ برابر barg 139 است.

در روی سکوی سر چاهی یک مخزن برای ذخیره متانول بقطر ۵/۲ متر و ارتفاع ۳متر طراحی و ساخته شده است. مقدار متانول موجود در این مخزن برای تزریق ۲۰ دقیقه متانول به ۸ چاه کافی است. یک مخزن tote tank نیز در روی سکوی سر چاهی بظرفیت m3 1 وجود دارد. مخزن ذخیره متانول برای راه اندازی ۳ حلقه چاه در زمان راه اندازی و جلو گیری از تشکیل هیدرات برای مدت ۲۰ دقیقه کافی می باشد. برای باز کردن چهارمین چاه  مخزن متانول باید توسط مخزن tote tankتغذیه شود.

 

Test separator:

 

یک تفکیک کننده سه فازی افقی است که برای mmscf/d 120 جریان سیال از چاه و bbl/d 1000 آب همراه طراحی شده است. این ظرف از کربن استیل پوشیده شده با آلیاژ ۶۲۵ طراحی و ساخته شده است. در داخل این ظرف تجهیزاتی نصب شده است تا اندازه این ظرف حداقل و بازده آن حداکثر شود. این تجهیزات عبارتند از: vane pack , structured packing و coalescer . هدف اصلی از طراحی و نصب این تست کننده سرچاهی اندازه گیری میزان آب و میعانات گازی و گاز هر حلقه چاه می باشد و پس از اندازه گیری به خط اصلی ۱۸ اینچی انتقال سیال به سکوی بهره برداری برگردانده می شوند. این ظرف به گونه ای طراحی شده است که کیفیت عملکرد آن حداکثر ۱% آب همراه میعانات گازی ، حداکثر ۲%  میعانات گازی همراه آب و حداکثر ۵۰۰ میکرون قطرات مایع همراه فاز گاز باشد.

 

Chemical injection system:

 

در سکوی سرچاهی هیچگونه تزریق مواد شیمیائی نخواهیم داشت.

 

Closed drain system:

 

در روی سکوی سرچاهی تمام تخلیه های بسته بظرف k.o drum flare & closed drain هدایت می شوند. این ظرف یک جدا کننده افقی پاشنه دار ( boot ) بظرفیت m3 6/6 , بقطر ۸/۱ متر و بطول ۵ متر می باشد. فاز گاز جدا شده در این جدا کننده به سیستم مشعل (flare ) هدایت می شود. در ته این ظرف یک نازل پخش نیتروژن وجود دارد که از نیتروژن بعنوان گاز عریان کننده استفاده می شود تا فاز مایع تثبیت شود و گازهای سبک همراه خود را از دست دهد. فاز مایع توسط پمپی بظرفیت انتقال m3/hr11 به oil tote tank بظرفیت m31 هدایت میشود و این تانک بمنظور تخلیه به سکوی بهره برداری انتقال داده می شود.

 

Hp flare system:

 

در روی سکوی سرچاهی SPD2 بعلت وجود سیستم حفاظتی HIPS در حالت نرمال مشعل روشن نیست ( no normal flaring ) و فقط در مواقعی که سکو توسط نفر کنترول می شود برای تعمیرات و تخلیه فشار سیستم این مشعل روشن و کلیه سیستم ها به مشعل تخلیه خواهد شد.

سیستم مشعل فشار بالا شامل شاه لوله مشعل که هیدروکربن های اضافی سیستم های پروسسی و تجهیزات را به جداکننده مشعل و تخلیه بسته k.o drum flare & closed drain انتقال میدهد.

برای جلوگیری از ورود هیدروکربن های مایع به مشعل فشار بالا از این جدا کننده استفاده می شود. از این جداکننده برای جدا کردن قطرات مایع بزرگتر از ۶۰۰ میکرون استفاده می شود. گازهای جدا شده بسمت مشعل فشار بالا که به فاصله ۲۰ متری از سکو و ارتفاع ۸۰/۲۲ متر از سطح آرام آب دریا که ۳ متر بالا تر از سکوی هلی کوپتر قرار دارد ارسال می شود. سر مشعل ( tip ) از نوع صوتی فشار بالا ( high pressure sonic type ) میباشد.

مشعل فشار بالا دارای یک سیستم جرقه زن الکتریکی که از پروپان ( با فشار barg 6/0 ) بعنوان گاز پایلوت ( این سر مشعل دارای سه پایلوت می باشد ) استفاده می شود. در زمانی که سکو توسط نفر کنترل میشود می توان مسیر مشعل را توسط نیتروژن تخلیه کرد. مشعل برایmmscf/d 12گاز و فشار barg 5 طراحی شده است.

سیستم پروپان شامل شش کپسول ۴۵ کیلوگرمی است. میزان پروپان مورد نیاز kg/hr 8/2 است که این مقدار پروپان جوابگوی نیاز ۴ روز پایلوت مشعل سکو ی SPD2 خواهد بود.

 

HVAC system:

 

سیستم تهویه مطبوع سکوی سرچاهی شامل:

condenser unit 1×۲ compressors , 4×۲ (condenser fans )

air handling unit ( fresh air / return air mixing box , filter section , 2 cooling coils , supply fans with pneumatic shut off damper , battery room exhaust fan )

هر سیستم تهویه مطبوع از یک سیکل سرما ساز و یک سیستم جابجائی هوا تشکیل شده است. در این سیکل سرما ساز از R404 ( 52% 1,1,1 trifluoroethane و ۴۴% pentafluoroethan و ۴% ۱,۱,۱,۲ tetrafluoroethane  ) بعنوان ماده سرما ساز استفاده شده است.

 

Navigational aids:

 

تجهیزات امداد دریائی که روی سکوی سرچاهی دورتر نصب شده اند شامل:

دو عدد marine lantern با نور فلش سفید با برد ۱۵ مایل

دو عدد marine lantern با نور فلش سفید با برد ۱۰ مایل

دو عدد آژیر مه ( main & secondary)

 

تجهیزات امداد دریائی که در اطراف عرشه هلی کوپتر سکوی سرچاهی دورتر نصب شده اند شامل:

۱۱ چراغ با نور زرد( Helideck perimeter lights yellow )

۱۱ چراغ با نور آبی(Helideck perimeter lights blue )

۸ نور افکن(Helideck floodlights )

۱ چراغ اعلام خطر با نور قرمز ( Helicopter warning light red )

۱ چراغ اعلام خطر با نور سبز( Helicopter warning light green )

سکوی سرچاهی SPD1

سکوی سر چاهی ۱SPD توسط یک پل بطول ۶۰ متر به سکوی بهره برداری متصل شده

است. این سکو به وزن ۸۹۰ تن و در سه طبقه lower deck با ارتفاع ۱۳ متر از سطح آرام دریا ،   mezzanin deck با ارتفاع ۵/۱۷ متر از سطح آرام دریا و top deck با ارتفاع ۲۱ متر از سطح آرام دریا و در ابعاد ۱۶ × ۵/۲۷ متر طراحی و ساخته شده است.

این سکو در روی یک jacket چهار پایه که توسط چهارpile از داخل پایه ها ( legs ) به بستر دریا وصل شده است قرار دارد این jacket در عمق ۷/۷۰ متری دریا نصب شده است.

برای سکوی سر چاهی SPD1 تعداد ۱۶ تاسیسات سر چاهی پیش بینی شده است که در دو قسمت ۸ تائی از هم مجزا هستند. در سکوی سرچاهی در حال حاضر تعداد ۶ عدد از این تاسیسات سر چاهی نصب و أماده بهره برداری است ( چاههای شماره ۱و۲و۳و۵و۷و۸ ). هر یک از این تاسیسات سر چاهی مربوط به یک حلقه چاه می باشد و با توجه به فشار بالای مخزن شش حلقه چاه تامین کننده نیاز یک train ( mmscfd 500 ) از سکوی بهره برداری تاسیسات دریائی فاز یک می باشد.

این سکو در عرض جغرافیائیN   “۴۳ ۲۶ و طول جغرافیائی E “01 52 قرار دارد. چاهها از نوع انحرافی ( deviated ) بوده و عمق چاهها از ۳۰۱۵ تا ۴۲۸۰ متر متغیر می باشد. بهره برداری از Dalan/Layer4 انجام می شود. مخزن گازی پارس جنوبی در قسمت Dalan/Layer4 دارای فشار   psi 5200 , دمای C 110 , vol  ۵۵/۰% هیدروژن سولفوره ,  vol 2 %دی اکسید کربن و ppm 190000کلرید می باشد.

در سکوی سر چاهی SPD1 با توجه به slot های موجود قابلیت خفر ۱۶حلقه چاه وجود دارد که ۶ حلقه از این چاهها آماده بهره برداری است. هر چاه دارای فشار ۲۰۷ بار می باشد که این فشار با توجه به برداشت mmscfd 100به ۱۱۰ بار بعد از ۲۵ سال کاهش می یابد. هر حلقه  چاه دارای تجهیزاتی مانند : شیر ایمنی داخل چاهی ( SSSV و یا done hole safety valve )، شیر ایمنی سر چاهی ( SSV و یا master valve ) ، شیر محدود کننده جریان( choke valve ) و … میباشد. فشار هر چاه بعد از شیر محدود کننده جریان( choke valve ) به فشاری در حدود   ۱۱۰ – ۹۴ بارخواهد رسید و بعد از ۲۵ سال عمر هر چاه ، شیر محدود کننده جریان ( choke valve )باید ۱۰۰% باز باشد.   قبل از شیر محدود کننده جریان( choke valve ) مسیر تزریق متانول برای جلوگیری از یخ زدگی در طول راه اندازی در نظر گرفته شده است.

 

هر یک از تاسیسات سرچاهی (Xmass tree V tipe ) شامل :

 

۱- master valve  دستی  ( manual lower master valve   )  ( SSV )

۲- master valve  هیدرولیکی ( SSV ) : که توسط فشار هیدرولیک باز و بسته می شود و عملیات باز و بسته کردن از روی WHCP (well head control panel  )  انجام می شود.

۳- wing valve  دستی  (manual wing valve  ) : که در سمت راست Xmass tree قرار دارد .

۴- wing valve  هیدرولیکی : که از روی WHCP باز و بسته می شود .

۵- Blinded wing valve  : در سمت چپ Xmass tree قرار دارد ( صورت قرینه با wing valve ) عموماً از این ولو ( killing way ) جهت کشتن چاه و یا تمیز کردن مسیر چاه  استفاده می شود .

۶- Top valve : از این مسیر جهت ارسال ابزار آلات اندازه گیری و عملیات چاه پیمائی استفاده می شود.

در عمق ۱۶۰ متری هر چاه یک ولو درون چاهی  ( down hole safely valve  ) ویا  SSSV     ( sub surface  safety valve  ) از نوع non – retrievable  و self equalize  قر ار داده شده است.

Self equalizeیعنی در راه اندازی اولیه چاه چون فشار در بالا دست up stream و پائین دست چاه down stream برابر نیست و باز کردن این ولو امکان پذیر نیست به همین دلیل مسیری روی این ولو به صورت کنار گذر تعبیه شده است تا بتوان از این مسیر فشار پائین دست را برابر فشار بالادست کرد .

ولو درون چاهی ( SSSV ) در داخل لوله “۷ (tubing  ) قرار دارد .

wing vale  توسط یک مسیر ۸  ( rated 2500 # up to 350 barg  ) به  شیر محدود کننده جریان     ( choke valve ) متصل شده است .

هر مسیر جریان بعد از ولو فشار شکن توسط PSV  pressure safety valve)  ) حفاظت می شود .

اطلاعات مربوط به مسیر جریان و تاسیسات سر چاهی :

Well head shut in pressure :   ( WHSH)  ۲۹۰ bar

Well head flowing pressure : ( WHFP) 208 barg

Well head temperature before chock valve : 80 c

Flowing temperature after chock valve :  ۶۵c

Flowing pressure after chock valve :  ۱۱۲ c

 

در سکوی سر چاهی ۱SPD هر هشت slot داخل یک well bays قرار دارد. هر well bays دارای هشت تجهیزات سر چاهی x-mass tree می باشد ( در حال حاضر ۶  x-mass tree نصب شده است) هر well bays دارای یک چند راهی تست ( test manifold ) و یک چند راهی بهره برداری (production manifold ) می باشد. جریان هر چاه می تواند به مسیر تست و یا مسیر بهره برداری توسط یکسری ولو موتوری ( motorized valve ) هدایت شود. ماکزیمم جریان یک حلقه چاه به مسیر تست فرستاده می شود.

 

در روی این سکوی سرچاهی یک چند راهی تست و یک چند راهی بهره برداری برای آینده در نظرگرفته شده است.جریان سیال سه فازی که مربوط به یک چاه است از طریق شاه لوله تست به تست کننده سرچاهی مربوط به این سکوی سرچاهی که در سکوی بهره برداری نصب شده است فرستاده میشود تا میزان آب , گاز و میعانات گازی چاه مشخص شود سپس آب پس از اندازه گیری به مسیر آب خروجی از تفکیک کننده سه فازی اولیه (slug catcher ) , گاز نیز پس از اندازه گیری به خروجی گاز از تفکیک کننده سه فازی اولیه (slug catcher) و میعانات گازی نیز پس از اندازه گیری به خروجی میعانات گازی از تفکیک کننده سه فازی اولیه ( slug catcher ) متصل می شود. همیشه جریان خروجی یک حلقه چاه می تواند به تست کننده سر چاهی فرستاده شود.

جریان سیال سه فازی از شاه لوله بهره برداری از طریق لوله ۱۸ اینچی از روی پل رابط سکوی سرچاهی و سکوی بهره برداری به تفکیک کننده سه فازی اولیه ( slug catcher ) واحد یک    (train 1 ) سکوی بهره برداری فرستاده خواهد شد.

 

تجهیزات موجود در روی سکوی سر چاهیSPD1 عبارتند از:

Top deck:

Crane

Gentry crane

Mezzanine deck:

Choke valve manifold

Piping manifold

Lower deck

Production x-mass tree

Closed drain vessel

Closed drain pump

WHCP ( well head control panel )

 

بدلیل نزدیکی سکوی سرچاهی SPD1 به سکوی بهره برداری تقریبا تمام سرویس های جانبی این سکو از سکوی بهره برداری تامین میشود مانند: سیستم آبگیری از دریا , سیستم تولید برق اصلی و برق اضطراری , نیتروژن , سیستم مشعل و ….

در روی سکوی سرچاهی SPD1 یک ظرف جهت تخلیه هیدروکربنهای ارسالی از تجهیزات , طراحی و نصب شده است. تخلیه کلیه تجهیزات که برای تعمیرات در فشاری پائین تر از barg 5/3 قرار دارند به سیستم تخلیه بسته هدایت میشوند. بنابراین کلیه تجهیزات قبل از تخلیه باید از فشار خالی ( depressure ) شوند. برای سیستم هائی که نمی توان آنها را بر اساس نیروی ثقل بطور کامل به سیستم تخلیه بسته هدایت کرد می بایستی از نیتروژن برای تخلیه کامل استفاده کرد.

 

این جدا کننده دو فازی  Closed drain vessel دارای یک پاشنه ( boot ) بظرفیت ۳۵/۰ متر مکعب میباشد. این جدا کننده بقطر ۵/۰ متر و طول ۲ متر بصورت افقی در lower deck نصب شده است.

تمام تخلیه های مایع هیدروکربنی و هیدروکربن های گازی به این ظرف هدایت می شوند. در داخل این ظرف یک نازل برای ورود نیتروژن در ته ظرف تعبیه شده است تا برای تثبیت فاز مایع استفاده شود. ( از نیتروژن بعنوان گاز عریان کننده استفاده میشود ) فاز گاز این ظرف به مشعل فشار پائین در روی سکوی بهره برداری ارسال می شود و مایعات هیدروکربنی توسط یک پمپ عمودی با ظرفیت انتقال m3/hr 3 و فشار ۵  بار به ظرف oily water separator در سکوی بهره برداری ارسال می شود.

 

  سکوی بهره برداری SPP1:

 

سکوی بهره برداری SPP1 در سه طبقه ( cellar deck , mazzanine deck , top deck ) به ابعاد     m 35×m 36 طراحی و ساخته شده است. ارتفاع cellar deck از سطح دریا ۷۰/۱۱متر , ارتفاع mezzanine deck از سطح دریا۵۰/۱۷متر و ارتفاع top deck از سطح دریا ۵۰/۲۳ متر است. این سکو بوزن تقریبی ۶۴۰۰ تن بر روی یک jacket شش پایه در عمق ۷/۷۰ متری توسط هشت pile به کف دریا متصل شده است.

هدف از طراحی سکوی بهره برداری آبگیری از گاز و میعانات گازی تا حدی که انتقال گاز و میعانات گازی به خشکی توسط لوله ۳۲ اینچی به راحتی صورت پذیرد. بعلت وجود هیدروژن سولفوره بالا در مخزن پارس جنوبی یکی از روشها آبگیری از سیالات خروجی در مسیر چاه می باشد تا از خوردگی شدید و تولید هیدرات در خط لوله زیر دریائی جلوگیری شود.

این سکو شامل دو واحد (train) مشابه و قرینه و با ظرفیت برابر ( هر واحد MMSCFD500) برای آماده سازی گاز و ارسال آن به خشکی  طراحی شده است.هر واحد مربوط به یک سکوی سر چاهی میباشد که با توجه به امکانات موجود در شرایط مختلف قابلیت جابجائی وجود دارد.

هر واحد سکوی بهره برداری (train  ) شامل :

 

تفکیک اولیه و خنک سازی ( Primary Separation & Cooling )

نم زدائی گاز ( Gas Dehydration )

آبگیری از میعانات گازی ( Condensate Dewatering )

پروسس اصلی سکوی بهره برداری شامل تاسیسات و تجهیزات زیر میباشد:

 

دریافت کننده توپک از سکوی سر چاهی SPD2 ( pig receiver 18 inch )

تست کننده و تفکیک کننده سر چاهی ( well head test separator )

تفکیک کننده اولیه و یا سیلابه گیر ( slug catcher )

مبدل حرارتی جهت خنک کردن گاز و میعانات  (gas cooler & condensate  )

آبگیری اولیه ( inlet dehydration separator )

برج جذب آب توسط گلایکول ( glycol contactor )

سیستم بازیافت گلایکول ( glycol regeneration system )

تفکیک کننده آب و میعانات گازی ( condensate dewatering vessel )

یک پارچه کننده میعانات گازی ( condensate coalescer vessel )

فرستنده توپک به تاسیسات ساحل (pig launcher 32 inch export)

 

تاسیسات جانبی (utility ) در سکوی بهره برداری SPP1 جهت انجام پروسس اصلی  عبارتند از :

• o سیستم تولید برق ( power generator package )
• o سیستم آبگیری از دریا ( sea water intake system )
• o سیستم تولید هیپو کلرید سدیم ( antibiofouling package )
• o سیستم شیرین سازی آب دریا ( desalination package )
• o سیستم دیزل ( diesel system )
• o سیستم آبگیری از دیزل ( diesel dewatering package )
• o سیستم متانول ( methanol system )
• o سیستم تولید هوا ( produce air package )
• o سیستم تولید هوای خشک ( air dryer package )
• o سیستم تولید ازت ( nitrogen gas package )
• o سیستم تصفیه پساب ( produced water treatment package )
• o سیستم دمنده هوا ( scouring air fan )
• o سیستم سوخت گازی ( fuel gas system )
• o سیستم تزریق مواد شیمیائی ( chemical injection package )
• o سیستم مشعل فشار بالا ( HP flare system )
• o سیستم مشعل فشار پائین ( LP flare system )
• o سیستم تخلیه باز (open drain  )
• o سیستم تخلیه بسته ( close drain )
• o سیستم تهویه مطبوع ( HVAC system )

 

عملیات بهره برداری در سکوی SPP1

 

سکوی بهره برداری در دو واحد عملیاتی (train ) مشابه و با ظرفیت یکسان MMSCFD500 جهت نم زدائی از گاز و آبگیری از میعانات گازی طراحی و ساخته شده است. تنها تفاوت واحد عملیاتی یک با واحد عملیاتی دو در وجود تست کننده و تفکیک کننده سرچاهی  ( well head test separator ) مربوط به سکوی سر چاهی ( SPD1 ) است که روی سکوی بهره برداری و در ابتدای واحد عملیاتی یک ( train1 ) قرار دارد.

عملیات بهره برداری در سکوی SPP1 شامل :

• تست سیال خروجی از چاههای موجود در سکوی سر چاهی ( testing system )
• آبگیری از گاز ارسالی از سکوهای سرچاهی ( gas processing system )
• آبگیری از میعانات گازی جدا شده از گاز ارسالی از سکوهای سر چاهی در تفکیک کننده سه فازی ( condensate processing system )
• تصفیه آب جدا شده از گاز و میعانات گازی و رساندن آب به شرایطی که بتوان آن را بدون آلوده کردن محیط زیست به دریا برگرداند (produced water treatment system )
• ارسال توپک به تاسیسات ساحلی (pigging system “32 ) و دریافت توپک از سکوی سرچاهی دورتر ( pigging system “18 )

گاز و میعانات گازی و آب همراه از سکوی سرچاهی SPD1 توسط یک لوله “۱۸ از روی پل SPB1 وارد سکوی بهره برداری می شود و گاز , میعانات گازی و آب همراه از سکوی سرچاهیSPD2 توسط یک لوله “۱۸ زیر دریائی بطول ۵ کیلومتر وارد سکوی بهره برداری می شود.توسط امکانات موجود جابجائی واحدها به راحتی امکان پذیر است.

می توان جریان سیال خروجی از سکوی SPD1 را به واحد یک ( train1 ) و جریان سیال خروجی از سکوی SPD2 را به واحد دو ( train2 ) فرستاد. (mode  Direct )

می توان جریان سیال خروجی از سکوی SPD1 را به واحد دو ( train2 ) و جریان سیال خروجی از سکوی SPD2 را به واحد یک ( train1 ) فرستاد. (mode  Cross )

بدلیل فاصله ۵ کیلومتری سکوی SPD2 از سکوی بهره برداری درشرایط اضطراری تا حد امکان سعی بر حفظ سکوی SPD2 خواهد بود.

 

Test separator:

 

فشار تاسیسات سرچاهی ۲۰۷ بار است که بعد از ۲۵ سال بهره برداری از چاهها به  ۱۱۰ بار افت خواهد کرد. فشار هر حلقه چاه بعد از شیر محدود کننده جریان ( choke valve ) حدود    ۴/۱۱۰ – ۴/۹۷ بار خواهد بود.هر سکوی سر چاهی دارای ۱۶ حلقه چاه ( طرح آینده ) خواهد بود که در حال حاضر هر سکو دارای ۶ حلقه چاه می باشد که همیشه جریان یک حلقه چاه برای اندازه گیری مایعات آن به تست کننده سرچاهی فرستاده مشود.

هر سکوی سر چاهی دارای دو دهنه  ورودی ( well bay ) است که هر دهنه شامل ۸  هدایت  کننده  لوله   conductor pipe ) ) و تجهیزات سر چاهی است. هر دهنه ( bay  well) دارای یک شاه لوله برای تست ( test manifold ) و یک شاه لوله برای بهره برداری ( production manifold )   می باشد.جریان خروجی هر چاه برای مدت ۲۴ساعت به تست کننده سر چاهی فرستاده می شود تا مقدار گاز ، میعانات گازی و آب همراه اندازه گیری و بر اساس آن نسبتهای تزریق مواد شیمیائی و سیستمهای پالایشی و محدوده های کنترل جریان انتخاب شود.

هر سکوی سر چاهی دارای یک تست کننده سرچاهی ( test separator ) سه فازی میباشد که از جنس کربن استیل با روکش آلیاژ ۶۲۵ به ظرفیت MMscfd120 و bbl/day1000 آب همراه طراحی و ساخته شده است.

تست کننده سرچاهی ( test separator ) سکوی SPD2  در روی سکوی سرچاهی و از نوع تفکیک کنندهای سه فازی افقی است.

تست کننده سرچاهی سکوی SPD1 در روی سکوی بهره برداری در mezzanine deck و از نوع تفکیک کننده های سه فازی عمودی است. برای جداسازی هر چه بهتر گاز , میعانات گازی و آب همراه از تجهیزاتی مانند vane pack , structured packing در داخل تست کننده سرچاهی استفاده شده است و نیز برای جلوگیری از تولید کف و شکستن امولشن در ورودی سیال به تست کننده سرچاهی تجهیزاتی برای تزریق مواد شیمیائی ( antifoam    de-emulsifier ) وجود دارد.

این تست کننده سر چاهی دارای ابعاد ۸۵/۱ متر قطر و ۵/۳ متر طول ( T/T ) می باشد.

برای اندازه گیری مقدار میعانات گازی و آب همراه از دو توربو میتر و برای اندازه گیری مقدار گاز از یک اوریفیس میتر استفاده شده  است. پس از اندازه گیری گاز و میعانات گازی و آب به خروجی گاز,میعانات گازی و آب از تفکیک کننده  مقدماتی ( slug catcher ) اضافه میشوند.

گاز با حداکثر micron 500 قطرات آب و میعانات گازی با حداکثر vol 1% آب از تست کننده سرچاهی خارج می شوند.

 

 

مراحل عملیات نم زدایی

                                                            

Slug catcher:

در ابتدا جریان سه فازی گاز, میعانات گازی و اب وارد تفکیک کننده سه فازی  (slug catcher ) شده که برای MMSCFD600 جریان خروجی از چاهها و اب همراه طراحی شده میشود. در داخل این جدا کننده سه فازی از تجهیزاتی مانند vane type gas liquid separator device و structured  packing section برای جداسازی بهتر استفاده شده است.

از قسمت بالای این جدا کننده گاز با حداکثر micron 500 قطرات مایع خارج شده و میعانات گازی با حداکثر vol 1% آب همراه از قسمت میانی و آب با حداکثر vol 2/0%میعانات گازی از پائین ترین قسمت این تفکیک کننده سه فازی خارج میشود.

این تفکیک کننده سه فازی از جنس کربن استیل و با آلیاژ ۶۲۵  پوشیده شده وطول ۹/۹ متر و قطر ۳ متر با فشار طراحی ۱۳۹بار  طراحی و ساخته شده است. این تفکیک کننده سه فازی در cellar deck سکوی بهره برداری قرار دارد.

 

Gas cooler:

گاز خروجی از slug catcher وارد یک جفت کولر  آبی که بصورت  موازی نصب شده اند می شود. کولر ها از نوع پوسته و لوله ( shell&tube ) بمنظور خنک کردن گاز بوسیله آب دریا برای آبگیری مقدماتی از گاز طراحی و ساخته شده اند. این مبدل ها گاز را بوسیله آب دریا که بیشترین دمای آن C 30 است تا دمای C 45 خنک می کنند. این مبدل ها دارای یک مسیر کنار گذر  ( by-pass ) همراه با  یک ولو کنترل دما می باشند این مسیر در صورتی که دمای گاز کمتر ازC 25 باشد باز کرده و گاز از مسیر کنار گذر عبور می کند تا حاشیه امنیتی۵ درجه بالای نقطه شبنم حاصل شود. برای جلو گیری از افت فشار زیاد گاز از ولو های پروانه ای ( butterfly  valve ) استفاده شده است.

برای جلوگیری از خوردگی ,لوله های مبدل از الیاژ ۶۲۵ و پوسته مبدل از کربن استیل با روکش الیاژ۶۲۵ ساخته شده اند. فشار طراحی برای لوله ها ۱۳۹ بار و برای پوسته ۱۶ بار در نظر گرفته شده است. این مبدل ها در mezzanine deck نصب شده اند.

 

Dehydration inlet separator:

 

گاز خروجی از کولر های آبی پس از سرد شدن وارد تفکیک کننده دو فازی اولیه اب از گاز dehydration inlet separator )  ) می شود و آبی که در اثر سرد شدن گاز, مایع شده جدا شده و گاز با حداکثر mmscfd/U.S gal 1/0 قطرات مایع و جذب تمام قطرات مایع بزرگتر از micron 8  به برج آبگیری با گلایکول فرستاده می شود. قطرات مایع و اب جدا شده از گاز در این ظرف به ظرف جدا کننده آب از میعانات گازی (condensate dewatering vessel ) فرستاده می شود. این ظرف از کربن استیل با روکش آلیاژ ۸۲۵ ساخته شده و در cellar deck نصب شده است. این تفکیک کننده دارای بازده ۸/۹۹ % می باشد.

 

Glycol contactor:

گاز خروجی از ظرف ابگیری مقدماتی ( dehydration inlet separator ) وارد برج جذب آب با گلایکول ( glycol contactor ) میشود. این برج شامل دو قسمت است:

۱-قسمت تهتانی که بصورت یک جدا کننده دوفازی عمل میکند و دارای demister pad برای گرفتن قطرات مایعی که همراه گاز ( carry over ) وارد برج جذب شده اند می باشد و این مایعات گرفته شده به ظرف ابگیری از میعانات گازی ( condensate dewatering vessel ) فرستاده میشود.

۲-قسمت بالای برج که شامل structured packing demister pad , وmulticyclone bundles برای جذب آب از گاز توسط گلایکول و گرفتن قطرات گلایکول که گاز با خود به سمت بالا برده است.

برج جذب با گلایکول (glycol contactor) برای آبگیری mmscfd/  lb H201 از گاز توسط TEG ( tri-ethelene glycol ) طراحی شده است.

گاز از قسمت تهتانی پس از عبور از سینی دودکشی ( chimney tray ) وارد قسمت بالایئ برج شده وگلایکول تازه ( lean glycol ) از بالای قسمت پر شده برج ( packed section ) به سمت پائین میریزد. قسمت پرشده برج جذب به طول ۶۷/۵ متر برای kg/hr 10000 جریان گردشی مداوم گلایکول طراحی شده است. گلایکول در اثر برخورد با گاز بصورت جریان غیر همسو ( counter current ) آب همراه گاز را جذب کرده و گاز تقریبا خشک پس از عبور از demister pad و multicyclon bundles قطرات گلایکول را که با خود برده از دست داده و از برج خارج میشود و پس از اضافه شدن میعانات گازی ابگیری شده به آن توسط خط لوله زیر دریائی “۳۲ به خشکی برای فراورش ارسال میگردد. گلایکول آب دار به واحد احیا ( glycol regeneration ) فرستاده میشود تا آب جذب کرده را از دست دهد و مجددا برای استفاده به برج جذب برگردانده شود. حداکثر فشار برج  ۱۰۹بار می باشد.حداکثر افت فشار گاز از ورودیinlet dehydration separator تا خروجی glycol contactor , 5/0 بار است.

برج جذب آب با گلایکول ( glycol contactor ) دارای ظرفیت MMSCFD500 و به  طول   ۵/۱۱متر و قطر ۷/۲ متر در cellar deck نصب شده است.

 

 

 

Glycol regeneration:

سیستم بازیافت گلایکول برای احیاء گلایکول غنی ازآب ( rich glycol ) که از برج جذب با گلایکول ( glycol contactor ) خارج میشود طراحی و نصب شده است. این سیستم در  نصب cellar deck نصب شده است.برای هر واحد تصفیه گاز یک واحد بازیافت گلایکول در نظر گرفته شده است.

سیستم بازیافت گلایکول دارای تجهیزات زیر می باشد:                  Glycol flash vessel

Glycol storage tank

Glycol circulation pumps

Glycol surge drum

Glycol booster pumps

Glycol filters

Hot glycol heat exchanger

Cold glycol heat exchanger

Glaycol cooler

Glycol still column

Reflux condenser

Glycol stripping column

Glycol reboiler

گلایکول غنی از آب ( rich glycol ) از روی سینی دودکشی ( chimney tray ) در برج جذب جمع آوری و با فشاری حدود barg 5 و C 45 به واحد بازیافت گلایکول فرستاده میشود.

در ابتدا گلایکول غنی وارد reflux condenser که یک مبدل حرارتی پوسته و لوله عمودی است و در بالای برج still column قرار دارد برای پیش گرم شدن وارد می شود. ( حدود C 60 ) گلایکول غنی از اب از داخل لوله ها عبور کرده و بخارات آب و هیدروکربن خروجی از reboiler از داخل پوسته مبدل عبور می کنند و تبادل حرارت انجام می گیرد. reflux condenser برای ۱۵% جریان برگشتی طراحی شده است.

گلایکول غنی از آب پس از خروج وارد مبدل حرارتی cold glycol/glycol exchanger که یک مبدل حرارتی صفحه ولوله ( tube & plate ) میباشد شده و توسط گلایکول خروجی از مبدل hot glycol/glycol exchanger گرم میشود و با دمائی حدود C80 وارد flash drum میشود.

flash vessel یک تفکیک کننده افقی سه فازی می باشد. ( در فشار حدود ۵/۲ بار کار می کند ) در این ظرف هیدروکربن های گازهای آزاد شده به مشعل تخلیه فشار پائین فرستاده می شود. flash vessel برای ۳۰ دقیقه زمان توقف طراحی شده است تا امولسیون گلایکول و هیدروکربن شکسته شود .

کف های هیدروکربنی ( skimmed hydrocarbons ) گرفته شده و به سیستم تخلیه بسته فرستاده می شود. سپس گلایکول غنی از آب وارد فیلتر ( cartridge filter ) شده و ذرات جامد microm ) 5 ) توسط فیلتر گرفته می شود.

بعد از فیلتر گلایکول غنی از آب وارد مبدل حرارتی hot glycol/glycol exchanger که یک مبدل حرارتی صفحه و لوله ( tube & plate ) می باشد شده و توسط گلایکول خروجی از reboiler گرم می شودو به دمائی در حدود C 155 می رسد .

گلایکول خروجی از مبدل حرارتی وارد برج ) still column ) شده . برج still column از دو قسمت پرشده ساخته شده است که داخل آن با پرکن ( rushing ring ) پر شده است. گلایکول غنی از آب و گرم وارد قسمت پائینی شده و بصورت جریان غیر هم سو با بخارات خروجی از reboiler تبادل جرم  انجام داده و به داخل  reboiler  میریزد. در reboiler  گلایکول غنی از آب بجوش آمده  ( C 204 ) و بخارات آب و هیدروکربن بسمت بالاحرکت میکنند. در ا ین قسمت بخار پس از عبور از reflux condenser مایع شده و به پائین می ریزد و مانند جریان برگشتی عمل می کند. هدف اصلی از این عمل جلوگیری از ازدست دادن گلایکول می باشد. گلایکول نیز با غلظتی برابر ۶/۹۸ % به برج عریان کننده ( stripping column ) فرستاده می شود. در داخل reboiler از دو المنت برقی ( هر کدام دارای توان kw 410 ) برای بجوش آوردن گلایکول استفاده می شود.

چون برای جذب آب در برج جذب نیاز به گلایکول با غلظتی برابر ۸/۹۹% داریم باید گلایکول خروجی از reboiler را توسط fuel gas عریان ( stripping gas ) کرد. در زیر reboiler یک برج عریان کننده قرار داده شده است. این برج نیز یک برج پر شده توسط structured packing است. در اثر برخورد fuel gas و گلایکول خروجی از reboiler بصورت جریان غیر همسو عملیات انتقال جرم انجام می شود و گلایکول با غلظتی برابر ۸/۹۹% از برج عریان کننده خارج می شود.

گلایکول وارد ظرف تلاطم گیر ( surge drum ) میشود که از این ظرف برای تامین فشار ورودی پمپها استفاده می شود.

گلایکول توسط دو پمپ تقویت کننده گریز از مرکز ( booster pump ) به مبدلهای حرارتی صفحه و لوله ( cold glycol exchanger hot glycol exchanger & ) پمپ می شودو در آنجا تا حدود     C 72 سرد میشود و پس از آن وارد گلایکول کولر که یک مبدل حرارتی پوسته و لوله می باشد توسط آب دریا خنک می شود و دمای آن به C50 میرسد. دمای گلایکول تازه بایدC 6-5 بیشتر از دمای گاز خشک خروجی از برج جذب باشد.

سپس گلایکول تازه ( lean glycol ) توسط دو پمپ رفت و برگشتی ( reciprocating ) به برج جذب برای جذب آب وارد می شود. ( m3/hr 10 و bar 110 )

سیستم بازیافت گلایکول در دمای بالا و فشار پائین کار می کند  و سیستم جذب آب با گلایکول در برج جذب با فشار بالا و دمای پائین کار می کند. به همین منظور در سیستم بازیافت گلایکول از پمپهای رفت و برگشتی که تولید کننده فشار بالا هستند برای ارسال گلایکول به برج جذب استفاده شده است.

مخزن گلایکول دارای حجم ۱۱ متر مکعب می باشد. حجم گلایکول مورد نیاز برای یک واحد ۲۲ متر مکعب می باشد.

در  حالت  نرمال  نیازی  به تزریق  مواد  شیمیائی  نیست ولی سیستم  تزریق  مواد  شیمیائی  شامل یک مخزن دارای دو قسمت مجزا با حجم های مساوی ۱ متر مکعب جهت                          نگهداری Anti foming ( SURFLO AF 3376) و PH control chemical ( MEA ) و پمپ جهت تزریق مواد شیمیائی با مقدار تزریق lit/h 2 در نظر گرفته شده است.

 

Condensate cooler:

میعانات گازی جدا شده در تفکیک کننده سه فازی اولیه وارد یک کولر آبی     ( condensate cooler ) از نوع پوسته و لوله که از  آب دریا برای خنک کردن میعانات گازی استفاده می شود عبور کرده و دمای میعانات گازی افت کرده و در اثر این افت دما آب همراه در ظرف آبگیری از میعانات گازی جدا شده و گاز همراه میعانات گازی نیز flash خواهدشد. میعانات گازی از داخل لوله های مبدل عبور کرده و آب دریا از پوسته مبدل به منظور جلوگیری از خوردگی لوله های مبدل از آلیاژ ۶۲۵ و پوسته از کربن استیل با روکش آلیاژ ۶۲۵ ساخته شده است.برای این کولر آبی یک مسیر کنار گذر در نظر گرفته شده است تا  دمای خروجی هیچگاه از دمای خروجی طراحی C25 کمتر نشود. کولرآبی درcellar deck نصب شده است.

 

 

Condensate dewatering vessel:

 

میعانات گازی جدا شده در تفکیک کننده سه فازی اولیه ( slug catcher ) و میعانات گازی ارسالی از oily water seperator وارد ظرف آبگیری از میعانات گازی ( condensate dewatering vessel ) می شود. این ظرف یک تفکیک کننده افقی سه فازی است که در mezzanine deck نصب شده است  و ابعاد آن عبارتند از : قطر ۲ متر  ,  طول ۲متر (T/T)

در این تفکیک کننده سه فازی ( condensate dewatering vessel ) میعانات گازی و آب و گازهای flash شده از هم جدا شده. اساس جدا سازی اختلاف جرم حجمی و افت دمای میعانات گازی پس از عبور از کولر آبی ( condensate cooler ) .

چون میعانات گازی ابگیری شده در نهایت باید به مسیر گاز اضافه شود و توسط یک خط لوله به تاسیسات ساحلی ارسال شوند پس فشار این ظرف باید بالا تر از فشار خط لوله باشد. برای تامین فشار این ظرف از خروجی برج جذب با گلایکول یک مسیر “۲ گاز به این ظرف متصل شده است و برای ارسال گازهای flash شده در این ظرف ( condensate dewatering vessel ) یک مسیر “۲ از این ظرف به خروجی گاز خشک برج جذب با گلایکول متصل شده است. این دو مسیر “۲ توسط یک کنترل کننده فشار (pressure controller ) که بصورت split range کارمی کنند به دو control valve  موجود روی مسیرهای “۲ فرمان می دهد. در صورتی که فشار ظرف بالا رود مسیر “۲ بسمت خروجی برج جذب با گلایکول باز میکند و در صورتی که فشار ظرف افت کند مسیر “۲ از خروجی گاز خشک برج جذب با گلایکول به سمت این ظرف باز میکند و فشار ظرف تامین می شود.

از مسیر”۲ گاز خشک ورودی به این ظرف  ( condensate dewatering vessel ) بعنوان  blanket gas استفاده میشود.

میعانات خروجی از این ظرف حداکثر دارای ppm 500 آب به ظرف condensate coalescerو آب خروجی از این ظرف دارای حداکثر vol 1% میعانات گازی به واحد تصفیه آب و حداکثر  micron 200 قطرات مایع همراه فاز گاز به خط لوله اصلی ارسال میشود.

 

Condensate coalescer:

میعانات گازی خروجی از ظرف آبگیری از میعانات گازی (condensate dewatering vessel برای آخرین مرحله آبگیری و در هم آمیختن میعانات گازی برای تزریق به خط لوله ارسال به خشکی وارد  ظرف condensate coalescer میشود این ظرف به ابعاد ۲ متر قطر و ۷ متر طول ( T/T ) در cellar dack پائین تر از ظرف آبگیری از میعانات گازی (condensate dewatering vessel ) برای جلوگیری از flash شدن گاز نصب شده است.میعانات گازی خروجی از این ظرف با مشخصه حداکثر ppm 40 آب در میعانات گازی به خط لوله ارسال به خشکی تزریق میگردد.

آب جدا شده نیز با مشخصه حداکثر ppm 100 میعانات گازی به واحد تصفیه آب فرستاده میشود.

 

:Produced water treatment

دو واحد تصفیه آب ( produced water treatment  )در روی سکوی بهره برداری با ظرفیت یکسان و قرینه طراحی و در mezzanine deck نصب شده اند. هر واحد تصفیه آب برای یک train طراح شده است. هر واحد تصفیه آب دارای چهار ظرف عملیاتی ( process vessels ) است:

• ۱-Produced water collection drum
• ۲-Hydrocyclone vessel
• ۳-Produced water flash drum
• ۴-Produced water filter coalescer

۱- ظرف جمع آوری آبهای ارسالی برای تصفیه ( produced water collection drum ) بصورت یک تفکیک کننده  عمودی سه فازی و یک  تلاطم   گیر عمل میکند. میعانات  گازی در  اندازه های ppmv 2000 تا ppmv 10000 همراه آب وارد این ظرف میشوند.

فشار عملیاتی این ظرف بین ۱۰۷-۹۴ بار می باشد. افت فشار این ظرف توسط مسیر یک اینچی از گاز خشک خروجی از برج جذب با گلایکول تامین می شود. افزایش فشار به علت flash شدن گازهای همراه با تخلیه به مسیر یک اینچی به سمت مشعل تخلیه فشار بالا ( HP flare ) جبران می شود. سیستم کنترلی جهت این دو مسیر برای تنظیم فشار بصورت split rang طراحی و نصب شده است. این سیستم کنترولی در محدوده فشار ۱۰۷- ۹۴ بار کار می کند و این سیستم روی فشار ۱۰۰ بار تنظیم شده است. اگر فشار از ۱۰۰ بار تجاوز کند مسیر به سمت مشعل فشار بالا باز می کند و در صورتی که فشار از ۱۰۰ بار کمتر شود مسیر از برج جذب با گلایکول برای جبران افت فشار باز می کند.

میعانات گازی که روی سطح مایع جمع شده اند در اثر سرریز شدن از روی weir به داخل محفظه جمع آوری ( collection box ) ریخنه می شود و از این طریق بهproduced water flash drum فرستاده میشود. آب جمع شده در این ظرف به سمت hydro cyclone vessel فرستاده می شود.

۲- جدا کننده گریز از مرکز ( hydro cyclone vessel ) : این جدا کننده ذرات میعانات گازی را در آب تا ppmv 40 کاهش می دهد. آبهای خروجی از collection drum به جداکننده گریز از مرکز وارد میشود و بصورت خود به خود شروع به چرخش اطراف محفظه می کند و به سمت بالای جدا کننده در مجاور دیوار حرکت میکند. توسط نیروی گریز از مرکز قطرات کم وزن میعانات گازی به سمت مرکز هسته حرکت میکنند و در نهایت میعانات گازی از بالای و آب نیز از پائین جداکننده خارج شده و به سمت produced water flash drum فرستاده می شوند.

۳-produced water flash drum : یک ظرف افقی که دارای  دو  بخش  برای جمع  آوری  آب     ( water section ) و میعانات گازی ( oil section ) که توسط یک weir از هم جدا شده اند می باشد. میعانات ارسالی از collection drum و hydrocyclone vessel وارد قسمت مربوط به oil و آب ارسالی از hydrocyclone vessel وارد قسمت مربوط به آب می شوند.

لایه ای از میعانات گازی که روی سطح آب جمع شده اند از روی weir به داخل قسمت oil سر ریز می کنند و از این واحد خارج شده و به تفکیک کننده  آبهای حامل میعانات گازی  در cellar deck ( oily water separator ) فرستاده می شود.

آبهای جدا شده به فیلتر ( filter coalescer ) فرستاده می شود تا آبی با مشخصه ppm 15 برای ارسال به دریا فراهم شود.

قسمت عمده گاز های حل شده و گازهای  همراه در این ظرف آزاد خواهند شد. برای تنظیم فشار داخل این ظرف از یک سیستم کنترلی split range استفاده می شود. در این سیستم ازLP fuel gas  برای جبران افت فشار و برای کاهش فشار از یک مسیرتخلیه به مشعل فشار پائین استفاده میشود. این سیستم برای فشار ۳  بارتنظیم شده است.

۴- فیلتر ( filter coalescer ) : یک فیلتر عمودی که برای تهیه آبی با مشخصه حداکثر ppm 15 طراحی شده است. آب به همراه مقادیر ناچیزی از میعانات گازی وارد این فیلتر می شوند. قطرات سبک میعانات گازی به الیاف ( عمر این الیاف ۱۸-۱۲ ماه است ) داخل فیلتر چسبیده و پس از سنگین شدن از این الیاف جدا شده و به سمت بالای فیلتر حرکت می کنند و در انجا شناور می مانند. در بالای فیلتر گازهای آزاد شده و لایه ای از میعانات گازی وجود دارد. در پریود یهای زمانی ( هر ۹۰دقیقه ۱۵ ثانیه ) ولو باز کرده و میعانات گازی از فیلتر خارج شده و به oily water separator فرستاده می شود.

آب نیز به لوله خروج آب از سکو ( caisson ) فرستاده میشود.

مقدار هیدروژن سولفوره حل شده در آب تصفیه شده ppm 400 است. در اثر افت فشار در این واحد مقداری از هیدروژن سولفوره حل شده از آب جدا می شود و مقدار هیدروژن سولفوره در آب به حدود ppm 300 خواهد رسید. کاهش این مقدار با طراحی و نصب sour water stripper در اینده ممکن خواهد بود. آب تصفیه شده در عمق ۵/۳۲ متری از سطح آرام آب ( LAT ) تخلیه خواهد شد.

 

Pigging system:

در روی سکوی بهره برداری SPP1 یک فرستنده گوی  ۳۲ اینچی برای راندن مایعات خط لوله زیر دریائی انتقال گاز به تاسیسات خشکی و یک دریافت کننده گوی ۱۸ اینچی از سکوی سرچاهی SPD2 وجود دارد. هدف از ارسال گوی تمیز کردن خط لوله زیر دریائی است که احتمال تجمع میعانات گازی و لجن در طول مسیر بدلیل فراز و نشیبهای بستر دریا موجب کاهش ظرفیت انتقال گاز میگردد.

 

 

فرستنده گوی ۳۲ اینچی به تاسیسات خشکی (“Pig launcher 32 )

در روی سکوی بهره برداری در top deck یک فرستنده گوی به تاسیسات خشکی طراحی و نصب شده است. از این فرستنده میتوان برای ارسال گوی های کروی و گوی های هوشمند استفاده کرد. درتاسیسات خشکی امکاناتی برای دریافت گوی و دریافت میعانات گازی و لجن وجود دارد. برای برگرداندن گوی ها از خشکی به سکو از قایق یا هلی کوپتر استفاده می شود. این فرستنده گوی از کربن استیل ساخته شده است. در شرایط نرمال این سیستم  باید از فشار تخلیه  شود و با  نیتروژن  پاک  سازی ( purge ) شود.

 

دریافت کننده گوی ۱۸ اینچی از سکوی سر چاهی SPD2 ( “Pig receiver18  ):

در روی سکوی بهره برداری در top deck یک دریافت کننده گوی ۱۸ اینچی از سکوی سر چاهی SPD2 ( satellite platform ) در کنار فرستنده گوی به تاسیسات خشکی نصب شده است. در این سیستم فقط از گوی های هوشمند استفاده می شود و نیازی به استفاده از گوی های کروی برای تمیز کردن مسیر و محدود کردن لجن نیست. این سیستم با مواد مقاوم در برابر خوردگی پوشیده شده است. در مواقع ارسال گوی سکوی سرچاهی دورتر نیاز به افراد بهره برداری می باشد. در شرایط نرمال این سیستم باید از فشار تخلیه و با نیتروژن پاکسازی و از سیستم پروسس نیز جدا شود.

مقدار جریان دریافتی از سکوی سرچاهی دورتر بهتر است بیشتر از ۲۰۰ ملیون فوت مکعب باشد تا از تجمع مایع در خط لوله زیر دریائی ۱۸ اینچی جلوگیری شود.

 

Power generation system:

برق مورد نیاز در سکوی بهره برداری , سکوهای سر چاهی و سکوی اقامتی توسط سه توربو ژنراتور  gas-turbine generator set ) ) موجود در top deck سکوی بهره برداری تامین می شود. هر ژنراتور توانی برابر kw 3800( 8/0p.f  ) , ولتاژ kv 6 و فرکانس Hz 50 بصورت سه فاز تولید خواهد کرد. ژنراتور و گرداننده ژنراتور ( توربین گازی ) روی یک محور سوار ( single shaft ) هستند. ژنراتور نیاز به ۱۵۰۰ دور در دقیقه برای تولید برق با شرایط بالا دارد. دور ۱۷۰۰۰ توربین در گریبکس به ۱۵۰۰ تبدیل می شود. مولد این ژنراتور یک توربین گازی ساخت شرکت ALSTOM از نوع typhoon دو سوختی می باشد. ( سوخت مایع و گاز ) همیشه دو توربو ژنراتور در سرویس و یکی بصورت آماده بکار می باشد. جریان برق مورد نیاز در سکوی سرچاهی دورتر  ( satellite platform ) توسط یک خط زیر دریائی از سکوی بهره برداری به سکوی سر چاهی انتقال می یابد.

هر توربین گازی دارای یک گرداننده اولیه ( starter ) ، سیستم سوخت مایع ( diesel fuel system) سیستم سوخت گاز ( fuel gas system ) ، سیستم های روغنکاری ، سیستم هوای ورودی ، سیستم فشرده سازی هوا در ده مرحله ، محفظه احتراق ، توربین دو مرحله ای و سیستم خروج گازهای سوخته  می باشد.

مشخصات فنی و اختصاصی توربین Typhoon

• کمپرسور محوری ( Axial compressor )
  • ۱۰ stage transonic compressor
  • Pessure ratio: 4.7 MW  ۱۴٫۱
  • Airflow: 19.0 kg/s
  • Normal speed: 17400 rpm
  • احتراق ( Combustion )
    • ۶ reverse flow tubular combustion chambers
    • Conventional system
    • Single retractable high energy ignitor
    • Cross lighting between chambers
    •  
    • سیستم سوخت ( Fuel system )
      • Natural gas , Liquid fuel , Dual fuel
      • Other fuel capability on request
      • Automatic changeover

• بلبرینگها ( Bearings )
  • Tilting pad journal and thrust bearings
  • Vibration and temperature monitoring

 

• گیربکس ( Gearbox )
  • Speed reduction to 1500 rpm or 1800 rpm
  • For 50 Hz or 60 Hz operation

 

• روغنکاری ( Lubrication )
  • Internal lubricating oil system
  • Gearbox driven pump
  • AC motor driven auxiliary pump
  • DC motor driven emergency pump

• راه انداز اولیه ( Starting )
  • Direct via variable speed AC motor

 

• شستشوی کمپرسور ( Compressor cleaning )
  • On-line and off-line high pressure cleaning

 

 

Sea water intake system:

سیستم آبگیری از دریا شامل: پمپ های آبگیری از دریا , لوله آبگیری ( caisson ) و فیلتر می باشد. برای  آبگیری از دریا از سه پمپ (۵۰ % × ۳ ) شفت عمودی که در داخل لوله  آبگیری   ( caisson ) قرار دارند بظرفیت m3/hr 1/991 و فشار خروجی  ۸  بار( هر کدام ) استفاده می شود.در شرایط معمول دو پمپ در سرویس و یکی بصورت آماده به کار می باشد.

از آب دریا برای مصارفی همچون: خنک سازی ( cooling ) گاز و میعانات گازی در کولر های آبی و خنک کردن گلایکول احیاء شده قبل از ارسال به برج جذب، تهیه آب آشامیدنی ، تهیه هیپوکلرید سدیم و تامین آب آتش نشانی استفاده می شود. پمپ ها آب را از عمق ۵۰ متری از سطح دریا برای اطمینان از اینکه دمای آب حداکثر C 30 باشد بالا می آورند ( در عمق ۵۰ متری تغیرات درجه حرارت آب در زمستان و تابستان ناچیز است ). پمپهای آبگیری در عمق ۵ متری از سطح دریا داخل لوله آبگیری نصب شده اند. هر پمپ دارای یک مسیر مینیمم جریان ( ۳۵% جریان ) می باشد. اگر فشار خروجی پمپ به ۴بار برسد کل پروسس سکوی بهره برداری shut down می شود. هر پمپ توسط یک گرداننده الکتریکی ( الکتروموتور ) با توان kw 400 و kv 6 بحرکت در می آید.

خروجی این پمپ ها به یک لوله اصلی ( header ) وصل شده و از این مسیر به فیلتر های موجود که در cellar deck نصب هستند هدایت می شود. در این فیلتر ها ذرات ریز و معلق درآب گرفته می شوند ( ذرات جامد بزرگتر از ۸۰ میکرومتر )  تا مانع از ورود به کولر ها یا دیگر سیستم ها شود. این فیلترها بصورت اتوماتیک تمیز ( back wash ) می شوند ( هر ۳۰-۲۰ دقیقه ، ۳دقیقه شستشو می شوند )  و به مسیر تخلیه آب به دریا فرستاده می شود (این فیلتر ها دارای یک مسیر کنار گذر می باشند ). هیپو کلرید سدیم توسط مسیر ۲ اینچی به ورودی پمپها تزریق می شود تا مانع از رشد جلبک و رسوب در سیستم ها شود. مصارف آب از قرار زیر می باشد:

• Train1  TEG cooler                     ۶۱         m3/hr
• Train2  TEG cooler                     ۶۱         m3/hr
• Desalination                                ۱۰         m3/hr
• Train1 gas cooler                        ۱۰۱۰     m3/hr
• Train2 gas cooler                        ۲۷۰        m3/hr
• Train1 condensate cooler           ۱۶۸        m3/hr
• Train2 condensate cooler           ۱۳          m3/hr
• Anti biofouling package             ۱۰          m3/hr

 

Desalination system:

هدف از نصب واحد شیرین سازی آب دریا تهیه آب مصرفی پرسنل مستقر در سکوی اقامتی و آب شیرین مورد نیاز تاسیسات سکوها میباشد. این سیستم در cellar deck نصب شده است.

دو سیستم مشابه با ظرفیت های یکسان طراحی و نصب شده اند که ظرفیت هر کدام برابر m3/hr 2 میباشد.در این سیستم برای تهیه آب شیرین از به جوش آوردن آب در فشار منفی ( خلاء ) استفاده می شود.  ( اب در دمای حدود ۶۷ درجه بجوش می اید )  به دلیل وجود فشار منفی در این سیستم نیاز کمتری به حرارت برای بجوش آوردن آب شور می باشد.در ابتدا آب شور وارد دو مبدل حرارتی صفحه و لوله ( tube&plate ) شده و با آب نمک غلیظ خروجی و آب شیرین خروجی از سیستم تبادل حرارت می کند و مقداری پیش گرم می شود . در ابتدای راه اندازی از یک گرم کننده برقی برای رساندن دمای آب ورودی به نقطه جوش و رساندن اب به شرایط مایع اشباع استفاده می شود. سپس مایع اشباع وارد ظرف تبخیر کننده و مایع ساز ( Evaporator condenser ) شده که داخل این ظرف فشار منفی توسط یک پمپ خلاء ( Ejector  ) ایجاد می شود. در این سیستم یک کمپرسور ( با گرداننده الکتریکی با دور ۳۰۰۰ که توسط تسمه  دور به ۱۲۵۰۰ تبدیل می شود ) برای فشرده کردن بخارات آب تولیدی در ظرف تبخیر کننده و مایع ساز وجود دارد که پس از فشرده کردن بخارات و رساندن ان به شرایط بخار اشباع انها را به قسمت مایع ساز ظرف تبخیر کننده و مایع ساز باز می گرداند. در قسمت Evaporator condenser در اثر تبادل حرارت بین بخار اشباع و مایع اشباع , بخارات اشباع به مایع تبدیل می شوند. آب بدون نمک پس از  عبور از مبدل حرارتی و تبادل حرارت با آب شور ورودی به سیستم ، توسط پمپ آب شیرین به سمت مصرف کنندگان ارسال   می شود.

به این سیستم مواد شیمیائی مانند Anti scale و NaHSO3 تزریق می شود.آب نمک غلیظ پس از عبور از مبدل حرارتی توسط پمپ آب نمک از سیستم خارج می شود .از Anti scale برای جلوگیری از رسوب بستن و از NaHSO3 برای خنثی کردن اثر NaClO موجود در اب خوراک ورودی به سیستم استفاده می شود.

 

Antibiofouling system:

هدف از طراحی و نصب این سیستم در cellar deck تولید هیپوکلریدسدیم ( Naclo ) از الکترولیز آب دریا جهت تزریق به آب دریا برای گندزدائی و جلوگیری از رشد جلبک در سیستم آب آتش نشانی ،   آب مورد نیاز کولرهای آبی و آب مورد نیاز سیستم میباشد.

این سیستم شامل : ترانسفورماتور و یکسوکننده جریان ( transformer& rectifier ) ، دو الکترولیز کننده ( electrolyser ) ، مخزن تخلیه هیدروژن ( hydrogen degassing tank ) ، دمنده هوا جهت تخلیه هیدروژن ( hydrogen dilution blower ) و پمپهای  تزریق  هیپوکلرید سدیم   ( hypochlorite dosing pumps ) میباشد.

این سیستم در ازاء دریافت Nm3/hr 10آب دریا kg/hr 2/10 هیپوکلریدسدیم با ماکزیمم غلظت mg/lit 1020 تولید خواهد کرد. بمنظور جلوگیری از عادت کردن جلبکها به تزریق مداوم هیپوکلرید سدیم با مقدار ثابت ، هیپوکلریدسدیم به دو صورت نرمال ( ppm 2) و شوک ( ppm 5 ) به سیستم تزریق میشود.

تراسفورماتور و یکسو کننده ، جریان متناوب ورودی سه فاز ۴۰۰ ولت را به حداکثر جریان مستقیم ۸۶۰ آمپر و ۸۸ ولت تبدیل میکند. در این سیستم دو الکترولیزر به حالت موازی در سیستم قرار دارند و نیمی از مقدار آب ورودی به هر الکترولیزر ( cell 12 ) وارد میشود                     ( هر الکترولیزر m3/hr5 ) . در هر الکترولیزر در اثر جریان الکتریکی واکنش زیر صورت میگیرد:

Nacl + H20 àNaclo +H2

در حالت نرمال ترانسفورماتور و یکسوکننده ۴۰ % ماکزیمم جریان خروجی را تحویل میدهد    (۱۸۰ آمپر )ولی در حالت شوک ۱۰۰ % جریان خروجی را تحویل میدهد ( ۴۴۰ آمپر ). برای خنک کردن ترانسفورماتور و یکسوکننده از یک کولر آبی با جریان Nm3/hr 1 استفاده  میشود و آب این کولر توسط دو فن هوائی خنک میشود. جنس این کولر از تیتانیم میباشد. هیپوکلرید سدیم تولیدی به همراه هیدروژن آزاد شده در واکنش وارد مخزن ذخیره و تخلیه هیدروژن میشود. این مخزن عمودی از جنس p.v.c و به قطر ۹/۰ متر و به طول ۳/۲ متر و ظرفیتm3 2/1 ساخته شده است. در این مخزن در اثر زمان توقف هیدروژن از هیپوکلرید سدیم جدا شده و توسط دو دمنده هوا از سیستم خارج میشود ( یکی از دمنده ها در سرویس و دیگری آماده بکار است)

ظرفیت هر دمنده هوا m3/hr 500 است. دو پمپ گریز از مرکز بظرفیت m3/hr 11 برای تزریق هیپوکلریدسدیم به سیستم طراحی و ساخته شده است.

الکترولیز باعث تولید ناخواسته هیدروکسیدهای کلسیم و منیزیم می شود که به کاتد می چسبد با نگهداری سرعت جریان آب در اندازه مشخص و آشفتگی جریان از این عمل جلوگیری می شود.

 

Fuel gas treatment:

 

سیستم تهیه سوخت گاز دارای دو گرم کننده برقی اولیه (preheater  ۱۰۰% × ۲ ) ، یک ظرف جدا کننده مایعات از گاز ( scrubber)، دو مافوق گرم کننده برقی (supperheater  ۱۰۰% × ۲ ) و دو فیلتر ( ۱۰۰% × ۲ )  می باشد.

هدف از نصب این سیستم در mezzanine deck تهیه و آماده سازی سوخت گازی برای توربوژنراتورها جهت تولید انرژی الکتریسیته ، تولید سوخت گازی کم فشار ( LP fuel ) برای مصارفی همچون سیستم احیاء گلایکول بعنوان گاز عریان کننده ( stripping gas ) ، تخلیه و تمیز کردن ( purging ) لوله ها وسیستم ها از محتویات داخلی ، سوخت برای پیلوت مشعل تخلیه فشار و گاز مورد نیاز برای قرنتینه کردن  blanketing gas ) ) و تامین جریان سیستم مشعل بمنظور حفظ فشار مثبت می باشد.

ابتدا گاز ورودی در محدوده فشار barg 109-73 از گاز نم زدائی شده خروجی از برج جذب آب با گلایکول به این سیستم وارد می شود. در اولین مرحله وارد گرم کننده برقی اولیه که توانی برابر kw 50 دارد می گردد .

هدف از گرم کردن اولیه جلوگیری از تولید هیدرات در شیرهای فشار شکن می باشد. فشارگاز خروجی از گرم کننده اولیه پس از عبور از دو ولو کنترل فشار به ۵/۲۴ بار افت می کند. در صورت کاهش دما به کمتر از دمای نقطه شبنم آب باید قبل از ورود گاز به ولوهای کنترل فشار برای جلوگیری از یخ زدگی به گاز متانول تزریق شود.

در مرحله بعدی گاز وارد ظرف جدا کننده میعانات گاز ( scrubber ) که بصورت عمودی نصب شده است شده و بخارات مایع شده در اثر افت دما گرفته می شود. این ظرف دارای قطری برابر ۲/۱ متر و طولی برابر ۷۵/۲ متر می باشد. بعد از scrubber گاز وارد دو مافوق گرم کننده برقی    ( supperheater ) با توان kw 55 شده و با حداقل دمای مافوق گرم C 20 خارج می شود. هدف از این عملیات جلوگیری از چگالش ( condensation ) سوخت گاز در توربین هامی باشد. . گاز خروجی وارد فیلتر شده تا ذرات باقی مانده در فیلتر گرفته شود و گاز خروجی از فیلتر به توربو ژنراتورها با فشاری برابر ۵/۲۴ بارفرستاده می شود.

 

در مسیر دیگر گاز مافوق گرم پس از عبور از ولو کنترل فشار و تقلیل فشار به ۳  باربه مصارف مختلف در  فشار پائین ( LP fuel gas ) می رسد.گاز مورد نیاز سیستم سوخت ازخروجی برج glycol contactor تامین می شود ولی در شرایط راه اندازی اولیه می توان از گاز خروجیslug catcher استفاده کرد. گاز خروجی از برج contactor دارای lb water/mmscfd1 آب می باشد در صورتی که سیستم تصفیه سوخت گاز برای lb water/mmscfd 4 طراحی شده است. در شرایط اضطراری ( shut down ) گاز مورد نیاز سیستم سوخت  را می توان از خط لوله “۳۲ تامین کرد.

 

 

 

Diesel system:

دیزل مورد نیاز سکوی بهره برداری و سکوی اقامتی توسط قایق ( boat ) به دو مخزن نگهداری دیزل به ظرفیت هر کدام m3 5/55 فرستاده می شود. سیستم دیزل شامل مخازن ، پمپهای انتقال دیزل و واحد آبگیری از دیزل می باشد. این مخازن برای ۷روز دیزل کلیه سیستم ها را تامین می کنند در صورتی که ژنراتورهای  اضطراری ۲۴ ساعتی در سرویس باشند  و  مصرف  هر  GTG درحالت   full load ، ۷/۲۶ متر مکعب در روز می باشد. این تاسیسات در mezzanine deck نصب شده اند.

دیزل از مخازن توسط دو پمپ گریز از مرکز افقی ( یکی در سرویس و دیگری آماده بکار ) بظرفیت انتقال m3/hr 10 که توسط موتور الکتریکی به قدرت kw 96/1 بگردش در می اید به واحد آبگیری از دیزل ارسال می شود.

هدف از این واحد جذب قطرات آب و ذرات جامد همراه دیزل و شستشوی دیزل توسط آب برای عریان کردن دیزل از گوگرد می باشد چون توربوژنراتورهای مولد برق دو سوختی هستند و در صورت اشکال و عدم دریافت سوخت گاز ، سیستم سوخت مایع بصورت اتوماتیک در سرویس قرار میگیرد و این سوخت باید عاری از قطرات آب باشد.

دیزل به مصارف: جرثقیل ، موتور دیزلی پمپهای آتش نشانی ، توربوژنراتورها ، دیزل ژنراتورهای اضطراری و موتور قایقهای نجات در سکوی بهره برداری و سکوی اقامتی می رسد.

 

Produce air system:

هدف از طراحی و نصب سیستم تولید هوا در سکوی بهره برداری تولید هوا خشک برای سیستم های ابزار دقیق و هوای مورد نیاز در پروسس سیستم های سکوی بهره برداری و سکوی اقامتی و سکوی سر چاهی می باشد. این سیستم شامل: کمپرسورهای تولید هوا                                ( rotary screw compressor ) ، مخرن نگهداری هوای تولید شده ( utility air receiver ) بظرفیت ۲۷ متر مکعب ، سیستم خشک کننده هوا ( air dryer ) و مخزن نگهداری هوای خشک ( air receiver dry ) تولیدی بظرفیت ۲۷ متر مکعب می باشد. این سیستم ها درmezzanine deck نصب شده اند.

کمپرسورهای تولید هوا :

کمپرسور های هوا  ( oil injection rotary screw air-end , single stage ,) از نوع حلزونی دورانی با تزریق روغن می باشند. نیروی گرداننده این کمپرسورها یک موتور الکتریکی با توان kw150 و ولتاژ v400 سه فاز می باشد دور ۱۴۷۵ در دقیقه توسط گیربکس به ۱۸۷۰ تبدیل   می شود.

ظرفیت تولید هوای هر کمپرسور Nm3/hr 990 ( wet air ) و یا Nm3/hr 770 ( dry air ) و فشار هوای تولیدی برابر ۵/۱۰- ۳/۱۱بار میباشد. از سه کمپرسور موجود یکی در سرویس ( duty ) ، یکی آماده به کار ( stand by ) و دیگری بصورت رزرو ( spare ) در سرویس قرار دارند. هر کمپرسور دارای فیلتر اولیه ( pre-filter ) ، کولر هوائی خنک کننده هوا و روغن  ( oil & air cooler ) ، جدا کننده روغن از هوا ( oil separator ) ، جدا کننده گردابی cyclone separator  جهت جداسازی روغن و رطوبت و فیلتر نهائی جهت گرفتن ذرات همراه هوا ( after filter ) می باشد.

هوای تولیدی به ظرف جمع آوری هوا ( utility air receiver ) که یک مخزن افقی به قطر ۵/۲ متر و طول ۷/۵ متر میباشد فرستاده می شود. این ظرف تامین کننده ۱۵ دقیقه هوای مصرفی از فشار ۱۰ تا ۵/۴ بار می باشد.

هوای ذخیره شده به واحد خشک کننده هوا ( air dryer syetem ) فرستاده می شود تا رطوبت همراه هوا گرفته شود.

کمپرسور در حال کار در فشار ۳/۱۱ بار بصورت بدون بار ( off load ) کار می کند و وقتی فشار به ۵/۱۰ باررسیدکمپرسور در سرو یس قرار می گیرد ( on load ). اگر فشار به ۱۰ بار برسد کمپرسور آماده بکار نیز در سرویس قرار می گیرد و بعد از آنکه فشار به ۳/۱۱ بار رسید کمپرسور آماده بکار از کار می ایستد و کمپرسور در حال کار بصورت بدون بار کار می کند.

• ۶٫۵ barg            shut off nitrogen package
• ۸    barg            shut off air plant
• ۴٫۵ barg            shut off production

 

Air dryer system:

هدف از نصب این سیستم در سکوی بهره برداری گرفتن رطوبت هوا و ارسال هوای خشک به وسائل ابزار دقیق و ارسال هوای خشک به واحد تولید ازت میباشد. این سیستم در دو واحد مشابه طراحی و ساخته شده است بصورتی که یکی در سرویس و دیگری آماده به کار است. ظرفیت تولید هوای خشک هر واحد Nm3/hr 1000 با خروجی  Nm3/hr887 میباشد.

هر واحد تولید هوای خشک دارای دو مرحله فیلتر اولیه ( pre-filter ) ، دو برج جذب رطوبت  ( adsorber ) و فیلتر نهائی ( after filter ) میباشد. در ابتدا هوا وارد فیلتر های اولیه شده تا ذرات گرد و غبار و ذرات روغن همراه هوا گرفته شود. در مرحله اول ذرات تا اندازه ppm5/0 و در مرحله دوم ذرات تا اندازه ppm01/0 گرفته می شوند. سپس هوا وارد برج جذب شده ، از دوبرج جذب همیشه یکی در حال جذب رطوبت و دیگری در حال احیاء می باشد. این برج ها از نوع پر شده توسط ماده جاذب رطوبت ( molecular sieve ) هستند. پس از جذب رطوبت این مواد جاذب از رطوبت اشباع شده و نیاز به احیاء دارند برای احیاء نیازی به حرارت نیست   (heat less regeneration ) و از هوای خشک تولیدی برای احیاء این مواد استفاده می شود.

برای احیاء برج اشباع از رطوبت نیاز به Nm3/hr112 هوای خشک میباشد. جابجائی دو برج بصورت اتوماتیک انجام می شود. هوای تولیدی دارای نقطه شبنم c10- است.

فیلتر نهائی در پائین دست برج جذب قرار دارد. هوای خشک خروجی از برج جذب وارد این فیلتر شده و ذرات جامدی  که از برج جذب با هوای خشک خارج شده اند در این فیلتر گرفته می شوند. در این فیلتر ذرات جامد تا اندازه micron 3 و بزرگتر گرفته می شوند. زمان جذب رطوبت در این سیستم ۵ دقیقه و زمان احیا نیز ۵ دقیقه می باشد که این ۵ دقیقه شامل: ۲۸۵ ثانیه تخلیه فشار و پاکسازی برج در حال احیا ( depressurisation and purging ) و ۱۵ ثانیه زمان احیا می باشد.

سپس هوای بدون رطوبت وارد ظرف جمع آوری هوای خشک ( dry air receiver ) که یک مخزن افقی بقطر ۵/۲ متر و بطول ۷/۵ متر ذخیره و یکنواخت میشود. هوای ذخیره شده دارای فشار  ۱۰ بار می باشد. این ظرف بگونه ای طراحی شده که در مدت زمان ۱۵ دقیقه فشار این ظرف از ۱۰ به ۵/۴ بار افت کند.

 

Nitrogen generation system:

 

هدف از طراحی و نصب واحد تولید نیتروژن تامین گاز خنثی مورد نیاز در سکوی بهره برداری ، سکوهای سرچاهی و سکوی اقامتی فاز یک مخزن گازی پارس جنوبی جهت مصارفی همچون تخلیه مسیرها ، مخازن و تاسیسات ( purging ) و پوشاندن مخازن به منظور جلوگیری از تماس با هوا   ( blanketing ) میباشد. واحد تولید ازت در mezzanine deck نصب شده است.

سیستم تولید نیتروژن برای تولید Nm3/hr 110 طراحی شده است ولی در شرایط نرمال تولید این واحد Nm3/hr 40 نیتروژن با درجه خلوص ۹۹% میباشد.

این سیستم شامل: فیلتر کربنی ( carbon filter ) ، دو برج جذب اکسیژن (adsorber vassel ) مخزن جمع آوری نیتروژن ( nitrogen mixing vessel ) ، آنالیز کننده اکسیژن ، کمپرسور فشرده سازی نیتروژن ، فیلتر نهائی ( after filter )وکپسولهای ذخیره ازت ( gas storage bottle ) میباشد.

هوای ورودی با نقطه شبنم c10- و فشار ۱۰- ۵/۶ بار و دمای c60- 23 وحداکثر ppm01/0 ذرات روغن و حداکثر g/Nm3 1/0 وارد فیلتر اولیه می شود و ذرات همراه هوا گرفته میشود. در این سیستم یک جفت فیلتر بصورت موازی قرار دارند که در صورت بالا بودن افت فشار در هر فیلتر جریان هوا به فیلتر دومی هدایت می شود.پس از فیلتر شدن ، جریان هوا وارد برج جذب میشود. دو جفت برج جذب برای سیستم طراحی شده است تا در صورت اشکال در سیستم قابلیت جابجائی بدون توقف تولید نیتروژن وجود داشته باشد.

در هر سیستم همیشه یک برج در حال جذب اکسیژن هوا و برج دیگر در حال احیاء میباشد. این برجها با ماده جامد جاذب اکسیژن carbon molecular sieves پر شده اند. پس از ورود هوا به برج، اکسیژن هوا جذب شده و نیتروژن از برج خارج می شود.پس از حدود یک دقیقه برج از اکسیژن اشباع شده و نیاز به احیاء دارد. جریان هوا بصورت اتوماتیک به برج دوم هدایت میشود. در اثر تخلیه فشار، برج اشباع از اکسیژن احیاء شده و اکسیژن جذب شده به هوا تخلیه میشود و برج برای ادامه پروسه آماده است.

نیتروژن تولیدی در مخزن جمع آوری ( reciver ) که یک مخزن عمودی بظرفیت m3 3 و قطر۱۵/۱ متر و بطول ۳متر میباشد ذخیره میشود. نیتروژن ذخیره شده پس از عبور از فیلتر نهائی و از دست دادن ذرات همراه توسط یک کمپرسور چهار مرحله ای  رفت و برگشتی که  نیروی  محرکه  آن  یک موتور الکتریکی با توان kw5/5 میباشد فشار آن را از ۵/۴ به ۲۴۹ بار افزایش می دهد و درون کپسولهای فشار بالا جهت مصارف مختلف نگهداری میشود.

دو سری کپسول با قابلیت تحمل فشار تا ۴۵۰ بارجهت نگهداری نیتروژن طراحی و نصب شده است:

 ۱- دوازده کپسول ۵۰ لیتری غیر قابل حمل

 ۲-  دو سری شش تای کپسول ۵۰ لیتری قابل حمل

در  خروجی هر سری کپسول یک ریگولاتور  فشار شکن  نصب  شده  تا فشار خروجی را به   ۵/۸  بار برساند.

 

Chemical injection:

این  سیستم  شامل دو  سری  مخزن  از نوع  چند  خانه ای ( multi-compartment  )  و  پمپ های تزریق مواد شیمیائی ( multi head pump ) می باشد. این سیستم در cellar deck  نصب شده است.

مخزن شماره یک شامل دو قسمت مجزا می باشد: مخزن corrosion inhibitor  به ظرفیت m3 27 و یک مخزن ذخیره ( spare ) به ظرفیت m3 10 می باشد.

مخزن شماره دو شامل چهار قسمت مجزا می باشد: مخزن De-emulsifire به ظرفیت m3 3 , مخزن Anti-foam به ظرفیت m3 2 , مخزن Produced water corrosion inhibitor به ظرفیت m3 2 , مخزن De-oiler به ظرفیت m3 1

هر مخزن برای مصرف ۱۴ روز سکوی بهره برداری طراحی و ساخته شده است. پمپ های تزریق مواد شیمیائی از نوع جابجائی مثبت دو دیافراگمی میباشند. تمام پمپ های موجود multi-head میباشند بجز پمپ های تزریق corrosion inhibitor

هر پمپ دارای یک پمپ ذخیره (آماده بکار) می باشد که در حالت نرمال تزریق یکی در سرویس است و هر دو پمپ برای تزریق ۲۰۰% مقدار طراحی مناسب است.

 

Corrosion inhibitor با مقدار m3/hr 093/0در شرایط نرمال به خط لوله زیر دریائی بصورت مداوم با فشار barg 125-68 تزریق می شود.

De-emulsifier جهت جدایش بهتر آب و روغن به ورودی تفکیک کننده اولیه سه فازی          (slug catcher ) واحد یک و دو ( train1&2 ) با مقدار m3/hr 0039/0به هر واحد تزریق       می شود.

De-emulsifier همچنین به ورودی تست کننده سر چاهی مربوط به سکوی سر چاهی SPD1 واقع در سکوی بهره برداری با مقدار m3/hr 0008/0 تزریق می شود.

De-oiler  جهت جدایش بهتر آب و روغن به ورودی سیستم تصفیه آب واحد یک و دو               ( produced water treatment ) با مقدار m3/hr 00034/0 به هر واحد و در  فشار            ۱۲۵-۶۸ بار تزریق می شود.

Corrosion inhibitor بمنطور جلوگیری از خوردگی در محیط اسیدی به ورودی سیستم تصفیه آب واحد یک و دو  ( produced water treatment ) با مقدار m3/hr 00285/0 به هر واحد و در فشار ۱۲۵-۶۸ بار تزریق می شود.

Anti-foam  جهت پیشگیری از تشکیل کف و تنظیم PH به ورودی تفکیک کننده اولیه سه فازی    ( slug catcher ) واحد یک و دو با مقدار m3/hr 0019/0 به هر واحد تزریق می شود.

مواد شیمیائی مصرفی در واحد تزریق مواد شیمیائی ( chemical injection ) عبارتند از:

• Export corrosion inhibitor : corexit7755
• Produced water treatment corrosion inhibitor: corexit 7762
• De-emulsifier: prochinor Gr77
• De-oiler: Breaxit wc 2720
• Anti-foam: prochinor 2774

 

 

 

 

 

Closed drain:

تخلیه کلیه تجهیزات از هیدروکربن برای تعمیرات و غیره پس از کاهش فشار  ( de pressurized ) در فشاری پائین تر از ۵/۳  باربه شاه لوله سیستم تخلیه بسته فرستاده می شود. سیستم تخلیه بسته سکوی بهره برداری  Hp flare ko.drum که یک ظرف افقی به قطر  m8 /3 و طول m  ۴ /۱۱  ( T/T ) و بظرفیت m3 86 در cellar deck نصب شده است. شاه لوله سیستم تخلیه بسته وارد این ظرف می شود و در این ظرف کلیه مایعات جدا شده توسط پمپ گریز از مرکز به ظرفیت  انتقال m3/hr 15 به ظرف جدا کننده دو فازی آب از میعانات گازی فرستاده می شود. ظرف جدا کننده آب از میعانات گازی ( oily water separator ) دارای یک جعبه روغن گیر  ( skimming box ) و یک صفحه جدا کننده ( weir ) برای جدا کردن آب از میعانات گازی می باشد و میزان میعانات گازی موجود درآب به ppm 15 میرسد و آب در نهایت به مسیر لوله تخلیه باز بر اساس نیروی ثقل هدایت می شود. میعانات گازی جدا شده به ظرف آبگیری از میعانات گازی ( condensate dewatering vessel ) توسط پمپ رفت و برگشتی کلاس ۲۵۰۰ با ظرفیت انتقال m3/hr 3 و فشار طراحی  ۱۳۹بار  فرستاده می شود.  گازهای جدا در این ظرف به مشعل فشار بالا فرستاده می شود.

 

Open drain:

تخلیه باز مجموعه ای از سیستم های تخلیه بدون فشار می باشد که در خدمت فرایند و تاسیسات جانبی می باشند و خود به دو دسته تقسیم می شود .

– تخلیه باز خطردار ( Hazardous open drain  )

– تخلیه باز بدون خطر  ( Non hazardous open  )

تمام مسیرهای ورودی به شاه لوله تخلیه باز خطرناک ( Hazardous open drain  ) از ظرف مایع گیر liquid seal pot عبور می کند و سپس توسط لوله اصلی header تخلیه مایعات خطرناک در عمق ۱۵ متری open drain caisson تخلیه می شوند .

مایعات بدون خطر  بدون عبور از ظرف مایع گیر توسط لوله اصلی header  در عمق ۱۶ متری  Open drain caisson تخلیه می شوند .

علت این تفاوت ارتفاع در تخلیه به Caisson جلوگیری از ورود گازهای رها شده از تخلیه خطرناک به مسیر تخلیه بدون خطر می باشد .

آب جدا شده از مواد نفتی Oily water separator توسط یک لوله ً۳ به Open drain caisson ریخته می شود .

Open drain caisson : یک لوله به قطر یک متر و طول کلی ۵/۴۵متر که تا عمق ۳/۳۳ متری داخل دریا ادامه دارد و باعث تخلیه به عمق ۳/۳۳ متری دریا می شود . داخل این caisson یک caisson به قطر ۶/۰ متر قرار دارد که تا ارتفاع ۱۲ متری داخل آب دریا شده و داخل این Caisson در عمق ۱۱ متری یک پمپ (m3/hr  Flow rate :10/5) جهت انتقال مواد نفتی از داخل Caisson به ظرف دو فازی جدا کننده آب از میعانات گازی  (Oily water separator ) تعبیه شده است. Caisson پمپ در ارتفاع ۵/۴ متری بالا تر از سطح دریا دارای دریچه تخلیه است تا مواد نفتی که در داخل Open drain caisson  ارتفاع گرفته اند وارد Caisson پمپ شوند و این مواد نفتی توسط پمپ به Oily water separator انتقال داده می شود .

این پمپ به صورتON- OFF کار می کند . برای این پمپ یک پمپ ذخیره   در انبار در نظر گرفته شده است .

تخلیه خطردار ( Hazardous open drain  )  عبارت است از :

۱- مایعات انتقالی از مخزن sump drum واقع در سکوی SPQ1

۲- تخلیه diesel از دیزل پمپ آتش نشانی و تخلیه سیستمم diesel dewatering

۳- دیزل از مخزن ذخیره روزانه پمپ آتش نشانی

۴- مایعات از سیستم fuel gas

۵- مایعات تخلیه از توربوژنراتورها (GTG )

 

Lp & Hp flare:

 

سیستم مشعل تخلیه فشار پائین ( LP flare ) برای جریان مداوم تخلیه به سمت مشعل به مقدار mmscfd 52/2 از سیستم احیائ گلایکول و سیستم تصفیه آب و مقادیر اضطراری mmscfd 5 طراحی شده است.

 

سکوی مشعل توسط دو پل رابط به سکوی بهره برداری متصل شده است و این دو پل نیز توسط یک سکوی رابط به همدیگر متصل می شوند. در روی سکوی مشعل, مشعل فشار پائین و فشار بالا در کنار همدیگر نصب شده اند.سیستم مشعل تخلیه فشار پائین دارای یک شاه لوله که هیدروکربن های تخلیه شده فشار پائین از تجهیزات و سیستم پروسس ( فشار کمتر از ۵/۳ بار) را به جدا کننده کم فشار مشعل Lp flare k.o.drum)) به طول ۳/۳ متر و قطر ۱۱متر بصورت افقی درcellar deck برای جلوگیری از ورود قطرات مایع به مشعل نصب شده است انتقال میدهد . این ظرف طراحی شده است تا قطرات مایع بزرگتر از ۶۰۰ میکرون را از گازهائی که به سمت مشعل میروند جدا کند. گازهای جدا شده از جدا کننده دو فازی به سمت مشعل فشار پائین انتقال می یابد. مشعل فشار پائین در فاصله ۲۲۰ متری از سکوی بهره برداری و در ارتفاع ۱۰ متر بالا تر از بالاترین سطح سکوهای دریائی فاز یک قرار دارد.

سر مشعل فشار پائین از نوع مشعل لوله ای فشار پائین است. مشعل فشار پائین دارای سیستم جرقه زن الکتریکی و یک پایلوت که بصورت مداوم روشن می باشد است . سوخت پایلوت مشعل از سوخت گاز فشار پائین تامین می شود با سیستم حمایت کننده پروپان که در روی Top deck سکوی بهره برداری قرار دارد. مایعات موجود در این جدا کننده پس از تثبیت توسط پمپ گریز از مرکز با گرداننده الکتریکی با توان kw04/0 با میزان انتقال m3/hr 4/2 به جداکننده دو فازی آب و میعانات گازی فرستاده می شود.

 

سیستم مشعل فشار بالا دارای یک جدا کننده دو فازی افقی ( Hp flare k.o.drum ) می باشد تا قطرات مایع تا ۶۰۰ میکرون را جدا کنند. مایعات پس از تثبیت توسط یک پمپ گریز از مرکز به ظرف جدا کننده دو فازی آب از میعانات گازی ( oily water separator ) فرستاده می شود.سر مشعل فشار بالا از نوع sonic می باشد و در کنار مشعل فشار پائین نصب شده است .

 

Methanol injection system:

در روی سکوهای سر چاهی متانول در موقع راه اندازی برای پر کردن فاصله شیر ایمنی داخل چاهی ( SSSV ) تا شیرفشار شکن بمنظور ایجاد فشار بعد از ولو و یکسان کردن فشار در پائین دست و بالا دست ولو مورد استفاده قرار میگیرد. دلیل دیگر استفاده از متانول در سکوهای سر چاهی در موقع راه اندازی جلوگیری از تشکیل هیدرات پس از افت فشار ایجاد شده بعد از ولو فشار شکن می باشد.

در روی سکوی بهره برداری برای جلوگیری از تشکیل هیدرات پس از تخلیه فشار سیستم از تزریق متانول استفاده می شود. سیستم تزریق متانول موجود در روی سکوی بهره برداری شامل مخزن ذخیره متانول به قطر ۵/۲ متر و ارتفاع ۳متر و به ظرفیت ۱۲ متر مکعب که توسط نیتروژن با فشار حدود mbar 20 پوشانده ( blanket ) شده است ،پمپهای تزریق متانول رفت وبرگشتی (triplex )فشار بالا ، کلاس ۲۵۰۰ با مقدار انتقال m3/hr  ۴/۳ و فشار طراحی barg 290 ، پمپهای تزریق متانول رفت و برگشتی فشار پائین کلاس ۹۰۰ با مقدار انتقال m3/hr 1 و فشار طراحی barg139 و یک مخزن ذخیره اضطراری ( tote tank ) به ظرفیت m3 1 می باشد.

از پمپ های فشار بالا کلاس ۲۵۰۰ برای تزریق متانول به سکوی سرچاهی SPD1 برای تنظیم فشار در پائین دست و بالا دست ولو ایمنی داخل چاهی و جلوگیری از تشکیل هیدرات پس از افت فشار بعد از شیر محدود کننده جریان( choke valve ) استفاده می شود. یکی از پمپ ها در حال کار ( duty ) و دیگری آماده بکار ( stand by ) می باشد. پمپ در حال کار بصورت مداوم در سرویس می باشد و شبکه را تحت فشار ( bar 250 )خواهد داشت. در صورتیکه فشار شبکه از  bar 85 کمتر شد پمپ دوم بصورت خود کار در سرویس قرار خواهد گرفت و در فشارbar 137 هر دو پمپ از متوقف خواهند شد.

از پمپ های فشار پائین کلاس ۹۰۰ برای تزریق متانول در هنگام تخلیه فشار سیستم های موجود روی سکوی بهره برداری به مشعل استفاده می شود. یکی از پمپ ها در حال کار ( duty ) و دیگری آماده بکار ( stand by ) می باشد. پمپ در حال کار بصورت مداوم در سرویس می باشد و شبکه را تحت فشار ( bar 126 ) خواهد داشت. در صورتیکه فشار شبکه از bar 85 کمتر شود پمپ دوم بصورت خود کار در سرویس قرار خواهد گرفت و در فشار bar 137 هر دو پمپ از متوقف خواهند شد. در مواقع ESD بصورت خود کار با باز شدن SDV و BDV بصورت همزمان ، متانول در پائین دست ولو BDV تزریق خواهد شد تا مانع از یخ زدگی گاز در اثر افت فشار ناگهانی شود.

 

:HVAC system

 

هر سیستم تهویه مطبوع از یک سیکل سرما ساز و یک سیستم جابجائی هوا تشکیل شده است. در این سیکل سرما ساز از R404 ( 52% 1,1,1 trifluoroethane و ۴۴% pentafluoroethan و ۴% ۱,۱,۱,۲ tetrafluoroethane  ) بعنوان ماده سرما ساز استفاده شده است.

R404 در ابتدا پس از فشرده شدن توسط چهار کمپرسور وارد چگالنده ( condenser fans ) شده و بحالت مایع وارد مخزن میگردد و در نهایت پس از عبور از Expantion valve و باز شدن مولکولی و تبدیل مجدد به گاز و تولید سرما  با هوا ی ورودی به سیستم AHU در قسمت cooling coils تبادل حرارت کرده و دمای هوای سیستم AHU را پائین می اورد.

 

:Fire water system

سیستم آب آتش نشانی :

شبکه آب آتش نشانی توسط دو پمپ آتش نشانی ( Fire water pump ) تغذیه می شود . یک پمپ  در  روی  سکوی  بهره برداری ( Cellar deck )  SPP1 و  دیگری  روی   Cellar deck ) ) سکوی   اقامتیSPQ1 ) (نصب شده اند .

شبکه آب آتش نشانی دارای فشار حدود ۱۲بار می باشد . همیشه یکی از این دو پمپ آماده بکار( stand by )  دیگری می باشد.  ظرفیت هر پمپ آتش نشانی m3/ hr 1500 است .

شبکه آب آتش نشانی شامل :

۱- دو موتور دیزل مستقر در روی سکوهای SPP1 و SPQ که همیشه یکی در حالت duty ودیگری Stand by است .

۲- شبکه آتش نشانی موجود دارای فشار barg 7 است ( مواقعی که شبکه آتش نشانی توسط شبکه آب سکو تحت فشار و آماده نگهداری می شود ) و در مواقعی که پمپ آتش نشانی روشن می شود شبکه دارای فشار barg 12 خواهد شد .

۳- استفاده کننده ها از شبکه آتش نشانی عبارتند از :‌

– شیرهای آتش نشانی  ( fire hydrants )

– شیلنگ های آتش نشانی ( fire hose reels )

– سیستم سیلابی ( deluge system )

هر موتور دیزل  مربوط به پمپ های آتش نشانی دارای یک مخزن ذخیره دیزل  روزانه  می باشد      ( daily diesel tank  ). از مسیر آب دریا برای خنک کردن موتور ، خنک سازی روغن موتور و خنک سازی روغن گیربکس استفاده می شود .

پمپ آب کشی از نوع ( Submersible ) می باشد که در عمق ۱۰ متری پائین تر از سطح آرام دریا قرار دارد . این پمپ داخل یک Caisson به ارتفاع ۵/۱۲ متر ( پائین تر از سطح دریا ) قرار دارد  . در مواقع استارت و کار کردن بصورت مداوم پمپ آتش نشانی هیپوکلریدسدیم به ورودی پمپ تزریق می شود و این پمپ توان پمپاژ m3/hr 1500 با فشار    ۵/۱۲بار  را دارد .

شبکه آب آتش نشانی توسط یک مسیر ً۲به شبکه آب سکو متصل است عمل می کند و شبکه آب آتش نشانی توسط این مسیر تحت فشار barg 7 قرار دارد . در صورتیکه فشار شبکه آتش نشانی به barg 5/6 برسد پس از ۱۵ ثانیه پمپ آتش نشانی که در حالت خودکار قرار دارد از طریق سیستم های ESD  وF&G  استارت می شود . اگر پمپ اول استارت نشد و فشار شبکه به barg5 افت کرد پمپ دوم پس از ۱۵ ثانیه استارت میشود .

هر پمپ با یک مسیر حداقل جریان ۳۳% که به دریا بازگشت می شود حفاظت شده است.

پمپ آتش نشانی می تواند به صورت اتوماتیک از طریق سیستم F&G و ESD استارت شود و یا به صورت محلی و یا از اتاق کنترل توسط اوپراتور استارت شود .

امکانات سیستم آتش نشانی سکوی بهره برداری در Cellar deck :

۱- سیستم آب پاش  مربوط به پمپ( Sprinkler )

۲- ۳ عدد شیلنگ آب آتش نشانی ( Fire hose reels )

۳- ۴ عدد شیر آتش نشانی ( hydrant )

۴- یک سیستم سیلابی ( deluge system )

در سکوی بهره برداری در deck mezzan in  :

۱- دو عدد شیلنگ آب آتش نشانی ( Fire hose reels )

۲- ۴ عدد شیر آتش نشانی ( hydrant )

۳- یک سیستم سیلابی ( deluge system )

در سکوی بهره برداری در Top deck :

۱- دو عدد شیلنگ آتش نشانی ( Fire hose reels )

۲- ۴ شیر آتش نشانی ( hydrant )

شبکه آتش نشانی توسط دو مسیر ً۱۲ به سکوی اقامتی و توسط دو مسیر به ً۸ به سکوی سرچاهی متصل است .

شبکه آتش نشانی توسط یک مسیر ً۴ به شبکه آب سکو ( sea water ) متصل است که از این مسیر جهت راه اندازی اولیه ( black start up )  برای تحت فشار قرار دادن شبکه آب سکو  قبل از استارت پمپ های آبگیری از دریا ( sea water lift pump ) استفاده می شود. این مسیر در حالت نرمال بسته است .

 

سیستم سیلابی ( deluge system ) :

دو سیستم سیلابی در سکوی بهره برداری قرار دارد ، یکی در cellar deck ودیگری در    mezzanine deck که برای خنک کردن تأسیسات در مواقع آتش سوزی مورد استفاده قرار می گیرد.

این سیستم به سه روش فعال می شود:

۱- با افت فشار در سیستم fusible plug

۲- با فعال شدن سیستم آتش و گاز ( fire &gas )

۳- به صورت دستی ( ۷ شاسی آزاد کردن دستی و دو شاسی آزاد سازی از سیستم F&G   )

سیستم سیلابی سکوی بهره برداری در cellar deck با مقدار m3/hr 715  باعث خنک کردن سیستم های زیر می شود :

• Slug catcher
• De hydration in let separator
• Glycol contactor
• Condensate coalescar
• LP flare k.o.drum

تعداد ۱۴۱ عدد نازل آب پاش در سیستم سیلابی cellar deck وجود دارد . فشار آب خروجی از این نازل ها ۸/۲ – ۴/۱بار است .

سیستم سیلابی سکوی بهره برداری در mezzanine deck  با مقدار m3/hr  ۷۳۵  باعث خنک کردن سیستم های زیر می شود :

• Slug catcher
• Glycol contactor
• Condensate dewatering

و حفاظت از پل رابط بین سکوی SPQ1 و سکوی SPP1

 

سکوی اقامتی  SPQ1

سکوی اقامتی ( Living Quarter ) با وزن تقریبی ۳۸۵۰ تن و به ابعاد ۳۸×۳۵ متر در پنج طبقه  cellar deck با ارتفاع ۵/۱۲ متر از سطح دریا , main deck  با ارتفاع ۵/۱۷ متر از سطح دریا , quarters deck Aبا ارتفاع ۵/۲۲ متر از سطح دریا , quarters deck Bبا ارتفاع ۷۵/۲۶ متر از سطح دریا و tpo deck با ارتفاع ۳۱ متر از سطح دریا بر روی یکJacket شش پایه در عمق ۹/۷۰ متر توسط هشت pile به کف دریا متصل شده است.

این سکو برای اقامت پرسنل سکوهای دریائی فازهای ۱، ۲و ۳ بظرفیت ۹۴ نفر با امکانات تفریحی و رفاهی طراحی و ساخته شده است.

 

در cellar deck تاسیسات و امکانات زیر موجود می باشد :

 

• کارگاه تعمیرات برق و تهویه مطبوع
• کارگاه تعمیرات ابزار دقیق
• کارگاه تعمیرات مکانیک
• رختشوی خانه( laundry )
• مخازن نگهداری آب آشامیدنی
• تاسیسات انتقال آب شیرین از مخازن ویا از قایق به تاسیسات ثانویه
• سیستم ضد عفونی کننده آب شیرین ( sterilization)
• سیستم افزاینده مواد معدنی به آ‎ب شیرین ( mineralization )
• مخزن تحت فشار آب آشامیدنی ( pressurized vessel )
• سیستم تصفیه فاضلاب ( sewage )
• سیستم گرم کننده آب ( calorifier )
• پمپ آب اتش نشانی
• آسانسور جهت بالا بردن قطعات از cellar deck تا quarters deck A
• سیستم تهویه مطبوع اضطراری ( essential HVAC )

o      دیزل های اضطراری

 

سیستم آب آشامیدنی و تاسیسات جانبی

آب شیرین توسط آب شیرین کن های ( desalination  ) موجود در سکوی بهره برداری با ظرفیت هر کدام m3/hr 20 و فشار barg 16 تولید و در دو مخزن موجود در سکوی اقامتی با مجموع ظرفیت m3 175 ذخیره می گردد. این مخازن در cellar deck سکوی اقامتی قرار دارند. سطح آب شیرین در این مخازن توسط جریان خروجی از آب شیرین کن ها کنترل میشود . آب آشامیدنی همچنین می تواند از طریق قایق تامین شود یک فیلتر در  cellar deck نصب شده است تا ذرات همراه احتمالی را بگیرد . حداکثر ظرفیت عبور از این فیلتر  m3/hr 50 است.

 

آب خروجی از  مخازن توسط دو پمپ ( vertical in line centrifugal pump ) یکی در حال کار و دیگری آماده به کار (m3/hr 12 و barg 5/7 ) بترتیب وارد سیستم ضدعفونی و افزاینده مواد معدنی و ظرف تحت فشار ( pressurised vessel ) بظرفیت m3 13 برای ۱۲ ساعت مصرف سکو  ارسال میشود . این ظرف توسط هوای ابزار دقیق تحت فشار قرار می گیرد تا تمام مصرف کننده ها به آب با فشار barg 3 دسترسی داشته باشند.

میزان مصرف کلی آب پرسنل مستقر در سکو ( ۹۴ نفر ) m3/day6/21 است این میزان مصرف بر اساس ۲۳۰ لیتر آب برای مصرف یک نفر در یک روز محاسبه شده است.

 

 

سیستم ضد عفونی آب ( Sterilization unit )

 

هدف از طراحی و نصب این سیستم ضد عفونی m3/hr 10 آب شیرین شده جهت مصرف در سکو توسط اشعه uv می باشد. اثر باکتری کشی اوتراویوله بوسیله اثرش روی پروتوپلاسم و آنزیم سلول های میکروبی بیان میشود. امواج با طول موج ۲۰۰۰ تا ۲۹۵۰ انگستروم قویترین اثر را دارد  این سیستم دارای :

۱-  دو محفظه از جنس استیل ۸-۱۸ ( stainless steel ) که هر کدام دارای سه لامپ  uv فشار پائین می باشند و عمر این لامپ ها ۸۰۰۰ ساعت است. لامپ های فشار پائین دارای قدرت میکروب کشی بالای ۹۰% هستند.

۲- یک T port valve در ورودی سیستم برای ایزوله کردن یک محفظه یا هر دو جهت تعمیرات

۳- دو pneumatic activated valve برای جابجائی محفظه آماده بکار با محفظه از سرویس خارج شده

۴- یک دبی سنج جهت اندازه گیری میزان جریان خروجی

۵- یک تایمر جهت مشخص نمودن ساعت کار کرد لامپها

همیشه یکی از این محفظه ها در سرویس و دیگری آماده بکار میباشد این جابجائی بصورت اتوماتیک در صورت وقوع ایراد در لامپ , کم شدن میزان اشعه uv در محفظه و قطع برق در محفظه در حال کار انجام میشود .

اگر کیفیت آب خروجی پائین بیاید سیستم آلارم داده و بصورت اتوماتیک جابجائی انجام میشود.

 

افزاینده املاح معدنی ( Mineralization )

 

این سیستم دارای سه مخزن ۵۰۰ لیتری است که در هر کدام از این مخازن کلرید کلسیم , بی کربنات سدیم و هیپو کلرید سدیم قرار دارد.

هر مخزن دارای یک همزن و دو پمپ تزریق مواد شیمیائی است که مواد شیمیائی را به آب شیرین ضد عفونی شده اضافه میکنند و در نهایت این آب از یک مخلوط کننده ( static mixer ) عبور میکند. این سیستم دارای PH indicator و conductivity indicator می باشد که کیفیت آب آشامیدنی را نشان میدهد و می توان میزان تزریق مواد معدنی را برای بهبود کیفیت آب آشامیدنی مشخص کرد.

 

Calcium chloride ( Ca Cl )

• %۲۵ concentration: 115 lit water +50 kg Ca Cl %77

Sodium Bicarbonate ( Na2Co3)

• %۱۰ concentration: 150 lit water+50 kg Na2Co3

Sodium hypochlorite ( NaHClO)

• %۱ concentration: 350 lit water +25kg NaHClO %15

 

سیستم سوخت هلی کوپتر ( Aviation fuel )

سیستم سوخت هلی کوپتر شامل:

دو مخزن tote tank بظرفیت m3 3/2 برای هر کدام

مخزن سوخت هلی کوپتر بظرفیت m3 5/4

دو پمپ سوخت هلی کوپتر ( یکی در حال کار و دیگری آماده بکار )  m3/hr7/13

سیستم تصفیه و ناظر سوخت هلی کوپتر ( aviation fuel dispenser )

سوخت هلی کوپتر توسط tote tank تامین میشود سوخت توسط نیروی وزن خود از tote tank به مخزن منتقل میشود . یکی از   tote tank ها ثابت و دیگری قابل جابجائی است. از دو پمپ انتقال یکی در حال کار است و سوخت را به aviation fuel dispenser منتقل میکند.

Aviation fuel dispenser سیستم دارای فیلتر جداکننده , جریان سنج و monitoring وضعیت فیلتر است. فیلتر جهت جدا کردن ذرات جامد و قطرات آزاد آب از سوخت هلی کوپتر مورد استفاده قرار میگیرد. سیستم  monitoring  filter/water- نشان دهنده وضعیت فیلتر است تا اگر مقدار آب موجود در سوخت قابل قبول نباشد سیستم را shut down دهد.

 

سیستم تهویه مطبوع ( Heating & Ventilater air conditioner )

سیستم تهویه مطبوع برای تمام طبقات سکوی اقامتی در نظر گرفته شده است. برای سکوی اقامتی سه سیستم تهویه مطبوع طراحی شده است. هر سیستم تهویه مطبوع دارای یک سیکل سرما ساز و یک سیستم تجدید هوا ( ventilation ) می باشد. در سکوی اقامتی دو سیستم HVAC ( شرقی و غربی ) در top deck نصب شده است ( main supply system ).

یک سیستم تهویه مطبوع ضروری در cellar deck برای مکان هائی که نیاز مبرم و مداوم به تهویه مطبوع  دارند در نظر گرفته شده است ( Essential system ).

بدلیل حساسیت این مکان ها از دو سیستم تهویه مطبوع اضطراری استفاده شده تا یک سیستم در سرویس و دیگری بصورت آماده بکار باشد.

 

سیستم تصفیه فاضلاب( Sewage )

این سیستم در Cellar deck سکوی اقامتی نصب شده است . فاضلاب حاصل از تأسیسات اقامتی به سیستم تصفیه فاضلاب ارسال می شود .   فاضلاب حاصل از تأسیسات بهداشتی توسط سیستم خلأ وارد واحد تصفیه فاضلاب می شود . ( خلأ توسط دو Air Ejector تأمین می شود )

این واحد برای تصفیه  m3/hr 9   فاضلاب طراحی شده است . این سیستم از سه قسمت ساخته شده است

• Aeration compartment
• Setlling or clarifine compartment
• Chlorine contact compartment

فاضلاب در ابتدا وارد بخش هوادهی شده و جهت رقیق کردن فاضلاب آب شیرین با مقدار    lit/min 6 (lit / person / day 60-50) به این قسمت تزریق می شود . هوای تزریقی در این قسمت توسط دو کمپرسور ( یکی در حال کار و دیگری آماده به کار ) تأمین می شود .

ظرفیت این محفظه ( aeration) برای یک روز عملیات طراحی شده است .

پس از مرحله هوادهی ، فاضلاب وارد مرحله ته نشینی شده و املاح جامد و لجن ته نشین می شود و gray water پس از عبور از  مرحله کلر زنی ( contact tank ) به Caisson ارتفاع ۴۳ متر و قطر ۶/۰ متر ) در عمق دریا تخلیه می شود ( مقدار کلر تزریقی ppm 6-4 ) . مقداری از لجن ( شامل باکتریهای هوازی )به قسمت هوادهی  باز گردانده می شود.

دو پمپ ( یکی درحال کار و دیگری آماده به کار  ) جهت تخلیه لجن به مخزن قابل حمل  به ظرفیت ۱ متر مکعب طراحی و نصب شده است که عموماً پس از هر هفته و یا هر دو هفته یکبار این لجن توسط پمپ به tote tank انتقال داده می شود تا این مخزن در خشکی تخلیه شود .

یک مسیر کنار گذر برای این سیستم در نظر گرفته شده است . gray water حاصل از حمام و دستشوئی و …. بدون ورود به سیستم تصفیه فاضلاب مستقیماً به Caisson تخلیه می شود

 

سیستم امداد دریائی ( Navigational aids )

این سیستم شامل چراغهای دریائی ( marine lanterns ) , چراغهای دور عرشه فرود هلی کوپتر     ( helideck perimeter lightings ) , چراغهای خطر ( warning lights ) و آژیر مه ( foghorn ) . چراغهای دریائی شامل لامپ ها و سیستم جابجائی اتوماتیک لامپ میباشد. مجتمع سکوهای دریائی فاز یک دارای دو سری باطری و باطری شارژ برای سیستم امداد دریائی می باشدکه یکسری در سکوی اقامتی و سری د یگر در روی سکوی سرچاهی دور تر قرار دارد. این سیستم باطری و باطری شارژر مربوط به سیستم امداد دریائی مجتمع سکوهای دریائی فاز یک بجز عرشه های فرود هلی کوپتر می باشد که در مواقع قطع برق سکو مورد استفاده قرار میگیرند.

برق مورد نیاز چراغهای اطراف عرشه های هلی کوپتر در مواقع قطع برق و مواقع اضطراری از سیستم برق چراغهای اضطراری سکو تامین میشود.

تجهیزات امداد دریائی که روی سکو های فاز یک نصب شده اند شامل:

سه عدد marine lantern با نور فلش سفید با برد ۱۵ مایل نصب روی SPQ1,SPF1,SPD1

سه عدد marine lantern با نور فلش سفید با برد ۱۰ مایل نصب روی SPQ1,SPF1,SPD1

چهار عدد marine lantern با نور فلش قرمز با برد ۳ مایل نصب روی SPP1,SPF2

دو عدد آژیر مه نصب روی SPQ1,SPD1

 

تجهیزات امداد دریائی که در اطراف عرشه هلی کوپتر سکوی اقامتی نصب شده اند شامل:

• ۱۲ چراغ با نور زرد( Helideck perimeter lights yellow )
• ۱۱ چراغ با نور آبی(Helideck perimeter lights blue )
• ۹ نور افکن(Helideck floodlights )
• ۱ چراغ اعلام خطر با نور قرمز ( Helicopter warning light red )
• ۱ چراغ اعلام خطر با نور سبز( Helicopter warning light green )

سیستم شناسائی و کنترل آتش و گاز ( F&G )

سیستم آتش و گاز ( FIRE & GAS ) کلیه امکانات لازم برای مراقبت و محافظت سکو و پرسنل در مقابل  وضعیت های خطرناک ناشی از وجود آتش یا غلظت های بالای گازهای قابل  اشتعال     ( hydrocarbon gas ) و غلظت های بالای گازهای سمی ( toxic gas ) را فراهم می آورد. در سیستم آتش و گاز آشکارگرهائی ( detector ) وجود دارند که وضعیت های خطرناک ناشی از وجود آتش ، غلظت های بالای گازهای قابل اشتعال  ، غلظت های بالای گازهای سمی ، حرارت و دود را به سیستم آتش و گاز اعلام می کنند. در اثر فعال شدن هر کدام از این آشکارگرها با توجه به نوع و موقعیت آشکارگر یکسری عملیات جهت محافظت و مراقبت از سکو و نفرات و مقابله با وضعیت خطرناک انجام خواهد شد.

آشکارگرهای بکار رفته در سیستم آتش و گاز عبارتند از:

• آشکار گر دود ( smoke detector )
• آشکار گر گازهای قابل اشتعال (  gas detector low & high rang )
• آشکار گر گازهای سمی ( toxic gas detector low & high rang )
• آشکار گر حرارت ( heat detector )
• آشکار گر شعله  ( flame detector )

 

سیستم آتش و گاز حداقل باید وظائف  زیر را انجام دهد :

• مراقبت از تمام نواحی جائیکه گاز قابل اشتعال  هنگام عملیات عادی وجود دارد .
• مراقبت از هوای ورودی به اقامتگاه و اقامتگاه موقت دربرابر غلظت گاز قابل اشتعال و سمی .
• فراهم آوردن تأسیسات اعلام آتش .
• هشدار به کارکنان در اتاق کنترل مرکزی در مورد وضعیت اضطراری گاز و آتش .
• فعال ساختن سیستم خودکار آتش نشانی و  آغاز عملیات shut down از طریق سیستم ESD
• فعال کردن دستی یا خودکار سیستم های مناسب جهت مقابله با آتش                          (deluge & CO2 release ) در شرائط اضطراری .
• فعال  کردن خفه کننده های انسداد آتش  ( fire damper ) و توقف سیستم تهویه .
• ثبت وقایع

 

 

سیستم آتش و گاز در سکوی SPD1

در صورت فعال شدن آشکار گر شعله عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Start fire water pump

·        Initiate deluge system

·        Initiate SPP1 & SPD1 process shut down and blow down ( level 1 )

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 2 )

·        Confirmed fire

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

 

در صورت فعال شدن آشکار گر گازهای قابل اشتعال عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Start fire water pump

·        Isolate SPD1 outdoor electrical sockets

·        Initiate SPP1 & SPD1 process shut down and blow down ( level 1 )

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 2 )

·        Confirmed high gas

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

 

 

سیستم آتش و گاز در سکوی SPP1

در صورت فعال شدن آشکار گر دود در local technical room عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Turbine generators A&B&C shut down

·        Active CO2 release for LTR

·        Close fire dampers ( LTR , switch room , battery room , laboratory )

·        Stop HVAC

·        Isolate power to SPQ1

·        Initiate SPP1 & SPD1 process shut down and blow down ( level 1 )

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 2 )

·        Confirmed fire

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

 

* سیستم تخلیه دی اکسید کربن ( CO2 release ) به روشهای زیر فعال می شود:

• دستی ( manual )
• خودکار ( automatic )
• از راه دور ( remote )

در مواقع فعال کردن سیستم تخلیه دی اکسید کربن ( CO2 release ) به روشهای دستی ( manual ) و از راه دور ( remote ) این سیستم بعد از ۳۰ ثانیه فعال می شود و قبل از فعال شدن آلارم و اخطار می دهد تا پرسنل LTR را ترک کنند.

 

در صورت فعال شدن آشکار گر شعله عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Start fire water pump

·        Initiate deluge system

·        Initiate SPP1 & SPD1 process shut down and blow down ( level 1 )

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 2 )

·        Confirmed fire

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

 

 

در صورت فعال شدن آشکار گر گازهای قابل اشتعال عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Start fire water pump

·        Isolate SPP1 & SPD1 outdoor electrical sockets

·        Initiate SPP1 & SPD1 process shut down and blow down ( level 1 )

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 2 )

·        Confirmed high gas

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

 

 

سیستم آتش و گاز در سکوی SPQ1

در صورت فعال شدن آشکار گر گازهای قابل اشتعال عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Close all fire dampers

·        Stop HVAC

·        Isolate SPQ1 outdoor electrical sockets

·        Inhibit start emergency generator A&B

·        Initiate helideck warning lights

·        Initiate SPP1 & SPD1 process shut down and blow down ( level 1 )

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 2 )

·        Confirmed high gas

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

 

 

در صورت فعال شدن آشکار گر گازهای سمی عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Close all fire dampers

·        Stop HVAC

·        Confirmed high toxic gas

·        Initiate CCR & SPQ1 alarm

 

 

در صورت فعال شدن آشکار گر شعله عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Start fire water pump

·        Confirmed fire

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

 

 

 

 

در صورت فعال شدن آشکار گر گازهای قابل اشتعال در طبقه تاسیسات جانبی ( utility deck ) سکوی اقامتی عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Close fire dampers ( emergency generator room , switch room , fire water pump )

·        Stop HVAC essential

·        Start fire water pump ( SPP1 )

·        Inhibit start emergency generator A&B

·        Inhibit start fire water pump SPQ1

·        Initiate helideck warning lights

·        Initiate SPP1 & SPD1 process shut down and blow down ( level 1 )

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 2 )

·        Confirmed high gas

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

 

در صورت فعال شدن آشکار گر گازهای سمی در طبقه تاسیسات جانبی  ( utility deck ) سکوی اقامتی عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Close fire dampers ( emergency generator room , switch room , fire water pump )

·        Stop HVAC essential

·        Start fire water pump ( SPP1 )

·        Initiate SPP1 & SPD1 process shut down and blow down ( level 1 )

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 2 )

·        Confirmed high toxic gas

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

در صورت فعال شدن آشکار گر حرارت در طبقه تاسیسات جانبی ( utility deck ) سکوی اقامتی عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد

·        Close fire dampers ( emergency generator room , switch room , fire water pump )

·        Stop HVAC essential

·        Start fire water pump ( SPP1 )

·        Confirmed fire

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

 

در صورت فعال شدن آشکار گر دود در switch room  سکوی اقامتی عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Close switch room fire dampers

·        Stop HVAC essential

·        Active CO2 release for switch room

·        Inhibit start emergency generator A&B

·        Confirmed fire

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

 

در صورت فعال شدن آشکار گر دود در Emergency generator room سکوی اقامتی عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Close emergency generator room fire dampers

·        Stop HVAC essential

·        Active CO2 release for emergency generator room

·        Inhibit start emergency generator A&B

·        Confirmed fire

·        Initiate CCR & SPD1 & SPD2 & SPQ1 alarm

 

 

سیستم آتش و گاز در سکوی SPD2

در صورت فعال شدن آشکار گر حرارت در Emergency generator room سکوی سرچاهی عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Close stand by generator room fire dampers

·        Active CO2 release for emergency generator room

·        Inhibit start stand by generator

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 1)

·        Confirmed fire

·        Initiate CCR & SPD2 alarm

 

 

در صورت فعال شدن آشکار گر گازهای قابل اشتعال عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Close stand by generator room fire dampers

·        Inhibit start stand by generator

·        Initiate helideck warning lights

·        Confirmed high gas

·        Initiate CCR & SPD2 alarm

 

در صورت فعال شدن آشکار گر دود در LTR سکوی سرچاهی SPD2 عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Close all fire dampers

·        Stop HVAC

·        Active CO2 release for LTR

·        Inhibit start stand by generator

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 1)

·        Initiate helideck warning lights

·        Confirmed fire

·        Initiate CCR & SPD2 alarm

 

در صورت فعال شدن آشکار گر گاز قابل اشتعال در LTR سکوی سرچاهی SPD2 عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 1)

·        Initiate helideck warning lights

·        Confirmed high gas

·        Initiate CCR & SPD2 alarm

 

در صورت فعال شدن آشکار گر شعله در سکوی سرچاهی SPD2 عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 1)

·        Initiate helideck warning lights

·        Confirmed fire

 

در صورت فعال شدن آشکار گر دود در سکوی سرچاهی SPD2 عملیات حفاظتی زیر انجام خواهد شد:

·        Close all fire dampers ( LTR , temporary accommodation , stand by generator room)

·        Stop HVAC

·        Inhibit start stand by generator

·        Initiate SPD2 process shut down ( level 1)

·        Initiate helideck warning lights

·        Confirmed fire

·        Initiate CCR & SPD2 alarm

 

 

 

 

 

 

 

توربین های گازی سکو

GAS TURBIN GENERATOR

                   

 

در مجموعه سکو های  دریایی فاز یک مجتمع گازی پارس جنوبی برای تهیه برق مورد نیاز سیستم که عمده مصرف کننده آن هیتر های پکیج گلایکول
 می با شند و هر کدام به تنهایی در حدود ۸۰۰ کیلو وات برق مصرف میکنند ، از سه عدد توربو توربین گازی استفاده می شود که همیشه دو تای آنها در سرویس و دیگری به صورت آماده به کار می باشد.

مشخصات کلی این توربو توربین ها که هر سه از یک نوع می باشند به شرح زیر است :   

• مدل : توربین تک محور  ALSTOM   /  TYPHOON
• نوع سوخت : قابلیت استفاده از سوخت گاز و گازوئیل
• سرعت چرخش محور توربین : ۱۷۴۱۷ دور در دقیقه برای تولید فرکا سن ۵۰ هرز
• قدرت :        ) KW ( P.F.O.8 3800
• ولتاژ                     ۶KV,50HZ                                                                                                                                                                                                                                                              
• سرعت چرخش ژنراتور :     ۱۵۰۰ rev/min   

 

نگرشی به مولدهای تولید برق و انوع آنها

توربین بخار Steam Turbine

توربین بخار دستگاهی است که انرژی بخار را به انرژی مکانیکی تبدیل می کند ساده ترین توربین بخار شامل یک شفت و دیسک است که یک سری تیغه ( blade ) روی دیسک نسب شده که این تیغه ها  وظیفه تبدیل انرژی بخار را به انرژی مفید مکانیکی بر عهده دارند.

اساس کار توربین بخار :

اساس کار توربین بخار بدین شکل است که بعد از تولید بخار اشباع در بویلر و تبدیل آن به بخار سوپرهیت در سوپرهیتر وارد توریبن شده و با سرعت زیاد به تیغه توربین برخورد می کند در اثر این ضربه ونیروی گریز از مرکز ایجاد شده شفت و دیسک به حرکت در می آید که این حرکت دورانی از طریق کوپلینگ یا یک گیر بکس  به دستگاه متحرک مثل ژنراتور، پمپ و … انتقال پیدا می کند.

انواع توربین های صنعتی :

توربین های بخار که  در صنعت استفاده می شوند شامل چند دسته اند که عبارتند از:

• توربین های آبی water Turbine
• توربین های انبساطی Expansion Turbine
• توربین های باد wind Turbine
• توربین های بخار steam Turbine
• توربین گاز Gas Turbine

قسمتهای مختلف توربین بخار :

توربین بخار از قسمتهای مختلف تشکیل شده که مهمترین آنها عبارتست از شافت، پره یا تیغه های توربین، پوسته، ورودی بخار، خروجی بخار، Bearing ، Sealing ، سیستم  روغن کاری و سیستم کنترل دور، نازل و دیفیوزر.

یکی از مهمترین و اساسی ترین قسمتهای توربین سیستم کنترل سرعت و دور آن  آن است که در این قسمت به تعریف آن می پردازیم.

 

انواع کنترل سرعت در توبین بخار:

• gaverner
• over speed Trip

 

a- گاورنر (  gaverner ) :

گاورنر شامل یک وزنه گیر از مرکز است که به admission Valve توسط یک اهرم و بازو متصل بوده، حرکت وزنه گاورنر توسط پرس شدن یک فنر برای انتقال حرکت آن از
 rotating spindle  به یک stationary sleeve است  که این عمل در طول یک
 self alignmeut ball- Trust bearing انجام می شود.

 

b- overspeed Trip

اگر سرعت توربین به دور محدوده ایمنی آن ( safe limit ) که ده درصد بالاتر از سرعت معمولی می باشد، برشد over speed Trip عمل کرده و توربین را از مدار خارج می کند. این Trip بوسیله یک فنر برای از کار انداختن و کنترل کردن gaverner valve انجام می شود.

یک اهرم دستی نیز برای زمانی که سرعت توربین به سرعت نرمال برسد و برای فعال کردن مجدد آن لازم است، در حالت عملکرد نرمال توربین trip valve توسط یک اهرم trip در خلاف جهت نیروی coil spring بازنگه داشته می شود. در بعضی از مواقع tripe valve حذف شده و خود over speed ، گاورنر ولو را کنترل  می کند.

 

تیغه نوع Impulse  :

در این نوع تیغه ها بخار با ضربه أی که به پره وارد می کند موجب حرکت و دوران مجموعه روتور می شود در این حالت بخار در نازلهای ورودی به پره های متحرک، که پره های فیکس (ثابت) می باشند منبسط شده و سرعت آن بالا می رود و سپس به پره برخورد کرده وموجب دوران آن می شود.

ضرورتی که در تیغه های ثابت وجود دارد  این است که مقدار افت فشار در نازلها صورت می گیرد و هیچ افت فشار دراثر عبور بخار از تیغه متحرک ندارد.

از آنجائیکه هیچ گونه افت فشار در  ورودی وخروجی تیغه یا پره وجود ندارد پس بخار نیز  تمایلی به نشت کردن ندارد و در این حالت مشکل Sealing تقریباً حل شده است.

توربین های Impulse ، دیافراگمهایی دارند که سیلندر را به چند مرحله تقسیم  می کند که هر کدام در فشار پایین در نظر گرفته می شود.

 

تیغه نوع reaction

گرچه این تیغه ها reaction نامیده می شوند ولی در اصل تلفیقی از نوع Impulse و reaction می باشند که عملکرد آنها به صورت افت فشار در تیغه ثابت و متحرک می باشد. عمل انتقال انرژی با زهم در اثر ضربه بخار با سرعت بالا می باشد که در جهت های مختلف به پره وارد می شود. ولی طوری تیغه های ثابت و متحرک طراحی شده اند  که افت فشار در هر دو صورت می گیرد. این عمل در مجموع یک تاثیر عکس العملی بر اثر انبساط بخار در پره های متحرک بوجود می آورد. لازم به توضیح است که در صنعت عموماً از نوع تیغه های مرکب که ترکیبی از نوع I mpulse و نوع reaction می باشد استفاده می شود.

 

توربین گاز:

گازهای خروجی از محفظه احتراق با فشار و دمای بالا گذشته و وارد اولین مرحله نازل شده و پس از تنظیم زاویه وارد اولین مرحله توربین می شوند معمولاً این مرحله انرژی لازم جهت گرداندن کمپرسور را تولید می کند. در توربین تک شفت مراحل دوم و سوم کار مفید روی شفت ها جهت مصرف تولید می کنند. در توربین های دو شفت بقیه مراحل یک شفت اضافه قرار دارند که به شفت بارکوپل شده است. ( مثل پمپ، کمپرسور، ژنراتور) طراحی توربین از نوع پره های محوری است.

 

سیستم اگزوز:

گازهای خروجی از مرحله آخر  توربین وارد واکت اگزوز می شوند. درجه حرارت گازهای خروجی بین ۴۰۰- ۵۰۰ و فشار آنها بین ۵- ۱۰ mbar است بطور مثال دبی خروجی گازهای داغ حدود ۱۸۰  است که می توان دید تلفات انرژی خیلی زیاد است.روشهایی برای استفاده از این انرژی و بالا بردن راندمان کلی وجود دارد. استفاده از گرمکنهای هوای ورودی بوسیله گاز اگزوز یا استفاده این گازها به عنوان منبع حرارتی یک مولد بخار است.

نکته مهم افت فشار این پکیج ها است. اگر زیاد باشد تاثیر منفی  روی راندمان کلی خواهد گذاشت.

رینگ و سیلها:

یاتاقانها و سیلهای توربین گاز شبیه موارد تشریح شده در کمپرسور سانتریفیوژ است. یاتاقان شعاعی ومحوری و لابرینتها بکار رفته در توربین از نظر ساختاری کمی متفاوت با مشابه آن  در کمپرسور است. لابرینت درمقایسه با سیلهای تماس مکانیکی یا روغنی نشتی بیشتری دارد ولی در عمل برای بخشهایی از دستگاه  که بواسطه  انبساط باید بدون اتصال باقی بمانند کاربرد لابرینت منطقی بنظر می رسد.

 

  توصیف مسیر گاز:

وقتی توربین استارت می شود کلاچ درگیر می شود و هوای اتمسفر فیلتر شده از طریق پلنوم به کمپرسور ۱۷ دقیقه رسیده و فشرده  می شود. بمنظور جلوگیری از pulsation در طول راه اندازی شیر Extraction از مرحله ۱۱ باز و پره های راهنمای ورودی بسته می شوند. وقتی که کمپرسور به %۹۵ سرعت نامی رسید، بسته و پره های راهنما به وضعیت نرمال برمی گردند هوای فشرده شده وارد فضای Anaular اطراف دو محفظه احتراق شده  و از طریق مجاری تنظیم موجود در وارد فضای محفظه احتراق  می شود.

سوخت از طریق ۱۰ خط بطور مساوی به نازلهای واقع  در وسط  End plate محفظه احتراق تزریق  می شود. دبی سوخت بوسیله یک سیستم کنترل با توجه به سرعت و بار روی شفت تنظیم  می شود. سوخت با هوای احتراق مخلوط می شود و بوسیله شمعک محترق می شود و از طرفی وقتی سرعت در یک محفظه محترق شد شعله از طریق Cross Fire به محفظه های جانبی سرایت می کند وقتی توربین به سرعت نرمال نزدیک می شود فشار داخل محفظه احتراق باعث  می شود الکترودهای شمعک از محفظه خارج گردد.

گازهای داغ خروجی از محفظه احتراق داخل ده Transition piece منبسط شده  وارد یک توربین ۳ مرحله می شوند. هر مرحله توربین  شامل یک ردیف نازل ثابت ویک ردیف پره متحرک است.  در هر مرحله نازل انرژی جنبشی با یک افت فشار، افزایش می یابد و انرژی به عنوان کار مفید در پره های توربین جذب  می شود.

گازهای خروجی از مرحله سوم از طریق یک Diffuser که یکسری پره متحرک دارد جهت جریان  را از محوری به شعاعی جهت کاهش  تلفات در Exhaust flood است. سپس گازها از طریق پلنوم خروجی وارد اتمسفر  می شوند. حاصل این  عملیات چرخش شفت و تولید نیروی محرکه ژنراتور است.

● قسمت خروجی بدنه:

بخش Discharge در انتهای بدنه قرار گرفته است و بلندترین بخش ریخته گری شده یک تکه است و در نقطه وسط ساپورت جلو و عقب قرار دارد و به عنوان key stone سازه GT عمل  می کند.

این بخش شامل ۷ مرحله آخر کمپرسور می باشد و ساپورت لازم جهت Can های خارجی محفظه احتراق استانور توربین و کمپرسورها بوجود می آورد.

این بخش شامل دو سیلندر می باشد که یکی ادامه بدنه کمپرسور است و دیگری پوشش لازم برای رتور  کمپرس ها بوجود می آورد. bulk head دارای دو محفظه برای خروج هوا به محفظه احتراق و ساپورت لازم جهت ۱۰ محفظه می باشد. یک پخش کننده بوسیله محفظه مخروطی شکل بدنه کمپرسور بوجود آمده  که بخشی از انرژی جنبشی هوا را به فشار تبدیل می کند.

پره های ایروفویل شکل استاتور و روتور  امکان راندمان بالای تراکم را در سرعت های بالای نوک پره بوجود آورده اند، پره ها به دیسکهای شفت بوسیله اتصالات دم چلچه أی متصل می شوند.

بخش احتراق:

سیستم از  نوع جریان معکوس است. شامل ۱۰ محفظه مجزا که از لاینرو محفظه جریان، قطعه انتقالی، لوله Cross fire ، نازل سوخت جرقه زن، سیستم مشاهده شعله تشکیل شده است.

در سیستم جریان معکوس هوای فشرده از طریق قطعه واسطه به اطراف فضای اطراف ده محفظه احتراق  می رسد.و هوایی که لاینرها را پوشانده از طریق سوراخ های بدنه آن بصورت شعاعی وارد فضای لاینر شده و سمت انتهای محفظه احتراق رانده می شود که تشکیل یک لایه محافظ روی بدنه داخلی محفظه احتراق  می دهد. سوخت تزریقی به محفظه احتراق توسط نازل باید با میزان مناسبی هوا مخلوط شود.

محفظه کمپرسور:

هوای خروجی از کمپرسور از طریق دهانه مرکزی محفظه وارد آن می شود. جریان سمت مخالف (up-stream) در طول لاینرها به سمت درپوش  لاینر حرکت می کند. این هوا اطراف نوک گردابی نازل سوخت و از طریق سوراخهای تنظیم دبی لاینر وارد بخش واکنش محفظه می شود. گازهای داغ حاصل از احتراق از ناحیه واکنشی از یک بخش Thermal sauking گذشته وارد ناحیه رقیق سازی می شوند. در این بخش مقداری هوا با گازها مخلوط  می شود.

سوراخ های تنظیم اجازه ورود مقدار مناسبی از هوا برای دست یابی به درجه حرارت دلخواه را می دهند. در طول لاینرهای محفظه و درپوش محفظه سوراخهایی وجود دارند که وظیفه آنها بوجود آوردن یک لایه خنک کننده می باشد و نقطه واسطه  گازهای داغ را از لاینرها به نازلهای توربین انتقال می دهد.

 

جرقه زنها:

 احتراق بوسیله تخلیه الکتریکی ولتاژ بالا از الکترودهای متحرک که نزدیکی محفظخ احتراق نصب شده اند بوجود می آید. این جرقه زنها با فشار ضر وارد محفظه و توسط فشار هوای گرم به بیرون رانده می شود.

 

ناظرهای ماوراء بنفش شعله:

جهت کنترل شعله یا عدم شعله در طول مراحل استارت یک ضرورت است. برای این منظور ۴ سنسور در نزدیکی  محفظه احتراق نصب شده است. یک آمپلیفایر الکترونیکی در پانل کنترل نصب شده است. سنسورها از یک حاوی گازی که به اشعه ماوراء بنفش ساتع شده از هیدروکربنها است. برای کنترل شعله استفاده می کنند در صورت وجود  شعله گاز داخل سنسور یونیزه شده و چون حاوی جریان است وجود شعله را نشان می دهد.

پس از برقراری شعله اگر ولتاژی دوباره به سنسورها اعمال شود یعنی از دست رفتن شعله است و یک سیگنال به قسمت کنترل جهت shut Down توربین فرستاده می شود.

 

 

نازلهای سوخت :

هر محفظه احتراق دارای یک نازل است که مقدار معینی از سوخت داخل محفظه ارسال می کند سوخت بوسیله هوای فشار بالا در محفظه چرخشی نازل اتمیزه می شود. مخلوط سوخت اتمیزه و هوت بداخل محفظه احتراق اسپری  می شود و خاصیت نوک چرخشی، چرخش اضافه أی به هوای احتراق برای بهتر شدن و بدون دود بودن احتراق اعمال می کند.

 

 

لوله های cross fire :

۱۰ محفظه احتراق بوسله لوله های Cross fire بهم متصل شده اند این لوله ها این امکان را می دهند تا شعله از محفظه های احتراق دارای شعله به بقیه محفظه ها انتقال یابد.

 

توربین:

بوسیله توربین سه مرحله أی انرژی گاز داغ متراکم تولیدی کمپرسور و محفظه احتراق  به انرژی مکانیکی تبدیل می شود بخشهای اصلی توربین شامل روتور، پوسته توربین فرم اگزوز، دیفیوزر اگزوز، نازلها و پره های متحرک است.

 

رتور:

رتور توربین یک ساختار اتصال با پیچ  دارد که شامل قطعه واسطه دیسک مرحله اول  spacer  بین مرحله اول و دوم. دیسک مرحله دوم spacer  بین مرحله دوم و سوم و قطعه شفت بعد از دیسک ها است.

شفت توربین یک فلنج به دیسک مرحله هفدهم شفت کمپرسور را در نتیجه اتصال قطعه واسطه به دیسک. کنترل هم مرکز بودن  با Mating Rabbet روی دیسکهای توربین و دیسکهای شفت و spacer ها انجام می شود. دیسکها با پیچ بهم اتصال می یابند.

قطعه انتخابی واسطه بین مرحله سوم توربین و کوپلینگ انتهایی است و شامل بلبرینگ شماره ۲ نیز می باشد.  Spacer بین مراحل شامل شیارهای سیل کردن دیافراگم است.

 

 

پره های توربین:

سایز  پره های توربین به سمت خروجی افزایش می یابد و این بدلیل کاهش فشار نتیجه از تبدیل انرژی است. مرحله اول که با گازهای خروجی از نازل مرحله اول به گردش درمی آید بواسطه  قرارگرفتن  در معرض دمای بالا از کانالهای داخلی هوا جهت خنک کاری استفاده شده است.

که از ریشه پره وارد و از نوک آن خارج می شود.  برای مراحل دوم و سوم از طوقه نوک پره برای کاهش ارتعاش آن استفاده می شود ونیاز به خنک کاری داخلی ندارد. همچنین با جریان هوا از طریق رتور به پره خود رتور نیز به میزان کافی خنک می شود.

 

استاتور:

پوسته توربین و فریم اگزوز بخشهای اصلی استاتور هستند. نازلها با پره های ثابت جهت انبساط گازهای عبوری و جهت دادن به گاز در ورود به هر مرحله توربین استفاده  می شوند.

 

پوسته shell :

پوسته توربین وضعیت محوری و شعاعی پره ها و نازلها را کنترل می کند. تلرانسهای این بخش با رتورو پره های متحرک اهمیت زیادی دارند. برای کنترل افزایش قطر پوسته، کنترل دمای پوسته و خنک نگه داشتن آن از نکات مهم است. از نظر طراحی مقدار انتقال حرارت، عایق کاری، خنک کاری و ساختار چند لایه مدنظر بوده اند و پوسته با هوای گرفته شده از مرحله ۵ کمپرسور گرفته و به طور محوری در پوسته حرکت می کند خنک می شود و این جریان هوا به اگزوز فرستاده می شود.

 

نازل :

سه مرحله از پره های ساکن به عنوان نازل و هدایت  کردن گاز با سرعتهای  بالا پره های متحرک است. و بواسطه افت فشار زیاد در طول این نازلها باید بطور کامل روی شفت سیل باشند. تنش های حرارتی و نیروی  ناشی از فشارگاز در طراحی نازلها اهمیت دارند.

 

برینگ :

توربین گاز دارای دو برینگ اصلی است که وظیفه آنها ساپورت شافت است. همچنین یک تراست نیز جهت جذب نیروی محوری روی شفت نصب شده است. برینگ و سیلهای مربوطه در یک پوسته نصب شده اند یکی در  ورودی به کمپرسور و دیگری در فریم خروجی نصب شده است. روش روغن کاری یاتاقانها روغن تحت فشار  است.

در توربین گاز معمولاً تراست در مجموعه برینگ شماره یک یا برینگ نصب شده در بخش ورودی قرار دارد. و معمولاً شکل تراست  بصورت دو طرفه است  که از هر دو جهت بتواند  نیروی را جذب کند. یاتاقانهای شعاعی به صورت  بیضوی ساخته شده اند. این نوع به خاطر تعادل بیشتر و مقاومت دو برابر ارتعاشات ناشی از پدیده oil wipe است.

طرفین هر یاتاقان جهت خارج نشدن  روغن بوسیله سیل محدود شده است. یک سمت بالا برنیت یا دفلکتور به مجموعه یاتاقان اضافه شده است. لقی بین دفلکتور و شفت بسیار کم بوده و دو قطعه جدا از هم با شیارهای  میانی ساخته شده اند. هوای فشرده به این فضا تزریق شده و از نشت روغن جلوگیری می کند.

a- برینگ شماره یک: برینگ شماره یک در مرکز بخش ورودی نصب شده و دارای سه بخش اصلی است. تراست برینگ اکتیو، تراست برینگ غیراکتیو  و یاتاقان شعاعی بعلاوه این شامل یک رینگ سیل (از نوع دوار) و لابرینت سیل و یک پوسته است.

این اجزاء  با یک کلید به پوسته ثابت شده اند و لابرینت سیل تحت فشار هوای گرفته شده از مرحله پنجم کمپرسور است. و سیل رینگ طوری نصب شده که بوسیله روغن جلوی ورود هوا را به داخل یاتاقان می گیرد.

b- برینگ شماره دو: مشابه برینگ رادیال شماره یک است.

 

توربینهای سکوی فاز یک پارس جنوبی

توربو توربین TYPHOON از نوع تک محور با سیکل باز ساده ، در ردیف توربین های گازی صنعتی می باشد که برای سرعت ثابت طراحی شده اند.

برای ایجاد سرعت ثابت در ژنراتور AC از یک گیربکس کاهنده استفاده می شود که سرعت ۱۷۴۱۷ دور در دقیقه توربین را به ۱۵۰۰ دور در دقیقه برای ایجاد فرکانس ۵۰ هرتز در ژنراتور تبدیل میکند.

توربین شامل یک پوشش ورودی محوری می باشد که هوا از میان آن وارد کمپرسور محوری با ۱۰ ردیف پره می شود که این هوا پس از فشرده شدن و تراکم تقریباً ۱۰ برابر فشار اولیه به منظور مخلوط شدن با سوخت و اشتعال وارد محفظه احتراق میشود. سیستم  احتراق ، جریان معکوس محفظه احتراق را برای مخلوط کردن ، سوزاندن و انبساط مخلوط  سوخت و هوا بکار می برد تا مجموعه توربین دو مرحله ای را به گردش در آورده و از اگزوز خارج شود.

مجموعه کمپرسور و روتور توربین به منظور پایداری بر روی Bearing هایJournal   و Thrust  سوار شده و نگهداری می شوند.

نیروی حاصل از گردش پره ها ی توربین توسط محور به گیر بکس منتقل شده تا سرعت چرخش مورد نیاز برای ژنراتور تأمین گردد.

 

مجموعۀ گردنده ( روتور ) توربین : TURBIN ROTOR ASSEMBLY

 

مجموعه روتور توربین گازی شامل قسمتهای مربوط به توربین و کمپرسور می باشد . روتور کمپرسور یک قطعۀ قرقره ای شکل ۱۰ مرحله ای محوری می باشد که از یک سری دیسک ها که تیغه های کمپرسور روی آن قرار گرفته تشکیل شده است .

روتور توربین نیز به صورت دو مرحله ای محوری طراحی شده که  مرحلۀ اول آن دیسک  فشار بالا High Pressure Rotor Disc و مرحلۀ دوم دیسک فشار پایین Low Pressure Rotor Disc است.

محصول احتراق که حاصل اشتعال ترکیب سوخت و هوا در محفظۀ احتراق می باشد ، پس از خروج با فشار بالا ابتدا به دیسک فشار بالا برخورد کرده و پس از اینکه مقداری افت فشار پیدا کرد به دیسک مرحلۀ دوم برخورد می کند. این برخورد ها باعث گردش پره های توربین و در نتیجه گردش محور می گردد.

 

سیستم احتراق :  COMBUSTION SYSTEM

سیستم احتراق شامل ۶ مجرای متقارن شعله ( Flame Tube ) است که درون یک پوشش فشرده استوانه ای قرار گرفته اند. این سیستم از نوع جریان معکوس طراحی شده است، یعنی جریان هوای خارج شده از کمپرسور توسط نازل هایی عکس شده و توسط یک صفحه فلزی چرخنده که با سرعت زیاد می چرخد وارد ابتدای مجرای شعله می شود . با این روش درصد اطمینان از مخلوط شدن هوا و سوخت افزایش می یابد.

 

منتشر کنندۀ خروج گاز :    Exhaust Diffuser

از آ نجا که این سیستم به صورت سیکل ترکیبی نمی باشد و از دمای گاز خروجی استفاده ای نمی گردد ، گاز هایی که پس از خروج از محفظه احتراق به پره های توربین برخورد و آنها را به چرخش وا می دارد ، توسط یک مجرا ( Exhaust ) به محیط خارج هدایت می شود.

 

گیربکس :    Gearbox

گیربکس رابط بین توربین و ژنراتور است که بوسیلۀ چرخ دنده های خود باعث میگردد سرعت چرخش محور توربین که حدود ۱۷۴۱۷ دور در دقیقه میباشد به دور کم و ثابت ۱۵۰۰ دور در دقیقه برای تولید فرکانس ۵۰ هرتز و ولتاژ ۶ کیلو ولت ، تبدیل نماید.

گیربکس همچنین شامل چرخ دنده ها و کلاچ استارتر می باشد و نیز موتور استارتر و پمپ اصلی روغنکاری سیستم بر روی آن نصب شده است.

 

سیستم خنک کاری و درز بندی کردن توسط هوا :

Cooling and Sealing System

هوای فشرده شده در کمپرسور علاوه بر استفاده به منظور احتراق ، برای درزبندی در شبکه پیچیدۀ توربین و خنک کاری دمای بالای اجزای تشکیل دهندۀ آن نیز به کار میرود .

برای این منظور احتیاج به هوای فشار متوسط Medium Pressure وفشار بالا High Pressure است که هوای فشار متوسط را از مرحلۀ ششم کمپرسور و هوای فشار بالا را از مرحلۀ نهایی آن می گیریم.

 

موارد استفادۀ هوای فشار متوسط :

• فشرده سازی ورودی شبکه پیچیدۀ آب بندی the inlet labyrinth seal   Pressurize
• تنظیم فشار شبکه پیچیدۀ آب بندی در کلیه جاهایی که برای توربین و کمپرسور مورد نیاز است. خصوصاً برای جلوگیری از ورود هوای فشرده در مرحله دهم کمپرسور به Bearing housing .

 

موارد استفادۀ هوای فشار بالا :

• بالانس کردن هوای فشار متوسط
•  خنک کاری دیسک های روتور توربین و دیافراگم داخلی
• خنک کردن مجموعۀ نازل فشار بالا در میان سوراخ های داخلی و خارجی آن
• خنک کردن تیغه های روتور فشار بالا

هوای فشار متوسط پس از استفاده از طریق مجرای تنفسی ثانویه Secondary  Breather و هوای فشار بالا نیز پس از استفاده از طریق مجرای تنفسی اولیه Primary Breather وارد محیط آزاد می گردند.

 

مجموعه ای از تجهیزات ابزار دقیق به منظور نمایش و کنترل یک سری از پارامتر های موجود در توربین در نظر گرفته شده است که به اختصار شرح داده می شود :

ترموکوپل های TC19 و TC20 در ورودی هوای کمپرسور به منظور نشان دادن دمای هوای وارد شده به آن تعبیه شده است .

ترموکوپل های TC1 تا TC13 در خروجی اگزوز نصب شده اند و دمای عملیاتی موتور و نیز دمای انحراف را نشان میدهند.

ترموکوپل های TC21 تا TC24 دمای Bearing های توربین را نشان میدهند .

حس گرهایSD3و SD6 به منظور بررسی سرعت و محافظت در برابر سرعت زیاد                    و حس گرهای SD1 و SD5 برای کنترل سرعت و محافظت در برابر سرعت زیاد توربین به کار می روند .

حس گرهای افقی و عمودی بدون تماس  UD10X1، UD10Y1 ،UD11X1   و UD11Y1 در مجاورت Bearing های توربین برای نشان دادن لرزش های پرتوی شعاعی قرار     گرفته اند . 

حس گرهای افقی و عمودی بدون تماس UD10X2 ،UD10Y2  ، UD11X2 و UD11Y2 به عنوان حس گرهای ذخیره به کار رفته اند .

حس گرهای ارتعاشات محوری بدون تماس ZD10T1 و ZD10T2 حرکت های محوری روتور را نشان می دهند . شتاب سنج UD39 بر روی گیربکس نصب گردیده و لرزشهای موجود در این قسمت را نشان می دهد .

 

 

سیستم روغن کاری :   Lubricating  Oil  System

 

روغن معدنی سیستم روغن کاری برای به کار انداختن تیغه های قابل تغییر استاتور و          پره های هدایت کننده ورودی کمپرسور و نیز خنک کردن و روان کاری اجزاء مختلف توربین و ژنراتور به کار می رود .

عمده قسمت های قابل روغن کاری به شرح ذیل می باشد :

•   Bearing هایJournal    و Thrust  توربین
• چرخ دنده های گیربکس و Bearing ها
• Bearing  های  ژنراتور

 

 

برای روغن کاری واحد های مذکور سه نوع پمپ روغن داریم که عبارتند از :

۱ – پمپ روغن اصلی :

 این پمپ روی گیر بکس سوار شده و نیروی محرک خود را از گردش محور بدست می آورد و در زمان کارکرد عادی توربین ، عمل روغن کاری را انجام می دهد .

۲ – پمپ روغن کمکی :

این پمپ روی تانک روغن نصب شده است و به وسیلۀ یک موتور AC به کار می افتد و در زمان راه اندازی و Shut Down توربین ، روغن کاری را انجام می دهد .

۳ – پمپ روغن اضطراری :

این پمپ روی تانک روغن نصب شده و توسط یک موتور DC  به گردش در می آید و در شرایط اضطراری یعنی زمانی که پمپ کمکی مشکل داشته باشد یا بعد از Shut Down توربین این پمپ به کار می افتد و فقط Hot Bearing  را روغن کاری می کند .

گردش روغن بین سه پمپ بوسیلۀ یک شیر یکطرفه که روی خط انتقال هر پمپ قرار دارد کنترل می شود . برای حفاظت در مقابل فشار بالا نیز هر پمپ به یک شیر ایمنی مجهز شده است .

پمپ اصلی در زمان کارکرد عادی توربین ، روغن را از تانک آن به قسمت های مورد نظر می رساند. روغن استفاده شده در سیستم به خاطر نیروی وزن خود مجدداً به تانک روغن بر میگردد . این عمل مرتباً تکرار شده و باعث می گردد که دمای روغن بالا رود . به منظور خنک کردن این روغن از یک خنک کننده که عبارت است از دو دمنده بزرگ و در قسمت فوقانی توربین واقع شده ، استفاده می گردد . یک شیر کنترل دما TCV نیز وظیفه کنترل و تنظیم دمای روغن را بر عهده دارد .

تانک روغن در زیر توربین قرار گرفته و درون آن تیغه هایی (Baffle ) وجود دارد تا به گردش هوا و خارج کردن آن کمک کند و دارای پوششی است که آلودگی به آن سرایت نکند و در صورت سرایت امکان تمیز کردن آن فراهم باشد .

برای آنکه دمای روغن قبل از راه اندازی توربین در حد معینی باشد هیتر های غوطه وری در داخل تانک روغن تعبیه شده است .

در زمان کارکرد توربین درون تانک روغن بخاراتی بر اثر گرم شدن روغن بوجود  می آید .

از آنجا که تجمع این بخارات خطرناک است لذا توسط یک Breather به محیط خارج از تانک هدایت می شوند . در انتهای این خروجی یک تله آتش ( Flame Trap ) قرار گرفته تا مانع از اشتعال این بخارات گردد .

موقعی که توربین در حال کار میباشد ، فشار روغن در Bearing ها باید در حد ثابتی نگاه داشته شود . این کار توسط یک شیر کنترل فشار PCV انجام می شود و روغن اضافی از این شیر به تانک بر میگردد .

 

فیلترهای سیستم روغن کاری :           Lubricating Oil Filters  

برای سیستم روغن کاری دو نوع فیلتر مورد استفاده قرار می گیرد که عبارتند از :

۱-  فیلتر اصلی :

این فیلتر قبل از شیر کنترل فشار قرار دارد و خط جریان اصلی روغن پمپ های اصلی و کمکی را فیلتر می کند .

۲ –  فیلتر اضطراری :

جریان روغنی که توسط پمپ اضطراری ایجاد می شود جدا از خط اصلی روغن  می باشد و این جریان توسط فیلتر اضطراری فیلتر می شود .

 

در درون تانک روغن یک ترموکوپل نصب شده که دمای روغن را نشان می دهد و اطلاعاتی را فراهم می آورد که برای خاموش و روشن کردن هیتر غوطه ور درون آن مورد استفاده قرار می گیرد .

 

سیستم سوخت :    Fuel  system

 

سیستم سوخت شامل سوخت های گاز و دیزل می باشد و طراحی این سیستم بگونه ای

است که سوخت را مطابق قدرت مورد تقاضا ، تحت جریان مورد نیاز و فشار صحیح به سیستم احتراق انتقال می دهد .

 

اجزاء سیستم سوخت گاز :Gas Fuel System Components 

 

۱- Off-Skid Block and Vent Valve

مجموعۀ  Vent Valve و  Block Valve  در مسیر تغذیه سوخت گاز قرار دارند . این مجموعه هر دو بوسیلۀ محرک چرخشی هوای ابزار دقیق کنترل می شوند. هوا بوسیلۀ یک سلونوئید به محرک ها می رسد . در موقع لزوم Block Valve  بسته می شود تا مانع از ورود گاز به سیستم سوخت گردد و Vent Valve باز میشود تا مسیر داخلی را تخلیه کند . Vent Valve در حالت Fail در موقعیت باز و Block Valve در موقعیت بسته قرار می گیرند .

 

 

۲-  رطوبت گیر  Demister  :

این وسیله برای جدا کردن مایعات از سوخت گاز به کار می رود. گاز از طریق لولۀ ورودی وارد رطوبت گیر شده ، از یک فیلتر مخصوص عبور و رطوبت آن گرفته می شود و از طریق لولۀ خروجی از رطوبت گیر خارج می گردد .

 

۳- شیر های مسدود کننده Block Valves  :

شیر های مسدود کننده اولیه و ثانویه برای جدا و ایزوله کردن سیستم سوخت گاز توربین از منبع تغذیۀ گاز به کار می روند . این شیرها بعد از رطوبت گیر و قبل از سیستم سوخت گاز توربین قرار دارند . در حالت Fail وضعیت این شیرها بسته می باشد .

۴- شیر تخلیه  Vent Valve   :

این شیر برای تخلیه کردن مسیر سوخت گاز بین دو شیر مسدود کننده در مواقع Shutdown توربین به کار می رود و در حالت Fail به صورت بسته می باشد .

 

۵- مجموعۀ شیر کنترل سوخت  Fuel Control Valve/Actuator Assembly  :

شیر کنترل سوخت از نوع Ball Valve چرخشی می باشد و بوسیلۀ یک محرک الکتریکی کار می کند . این شیر تحت کنترل یک واحد کنترل الکترونیکی ( ECU –

Electronic Control Unit ) جریان سوخت به مشعل ها را تنظیم می کند .

 

۶- واحد کنترل الکترونیکی Electronic Control Unit   :

این واحد یک قسمت از سیستم سوخت می باشد که نقش واسطه بین محرک شیر کنترل سوخت و فرمانده (Governor) توربین را بر عهده دارد . ECU سیگنال های وضعیت سوخت را دریافت می کند و از این اطلاعات جهت محاسبۀ موقعیت مناسب شیر سوخت بر طبق جریان سوخت تقاضا شده توسط Governor توربین استفاده می کند . همچنین فیدبکی از موقعیت شیر و شرایط خطا به سیستم کنترل توربین می دهد .

 

اجزاء سیستم سوخت مایع (دیزل) Liquid Fuel System Components :

 

۱- Off-Skid Block and Thermal Relief Assembly :

Block Valve در موقع Shutdown یا زمانی که سوخت ما دیزل بوده و سپس سوخت گاز انتخاب می شود سیستم سوخت مایع را ایزوله می کند . Thermal Relief Valve نیز از سیستم پایین دستی Block Valve در مقابل فشار زیاد جلوگیری می کند .

 

۲- فیلتر فشار پایین سوخت مایع Low Pressure Liquid Fuel Filter  :

این فیلتر در ورودی سیستم تغذیه سوخت مایع قرار دارد و با راندمان بالا و فشار کم کار می کند .

 

۳- پمپ سوخت مایع   Liquid Fuel Pump  :

این پمپ بعد از فیلترهای مذکور قرار گرفته و بوسیلۀ محرک خود که یک موتور AC است وظیفۀ رساندن سوخت مایع به مشعل ها را با فشار مشخص بر عهده دارد .

یک Block Valve که با هوای ابزار دقیق کار می کند و با سلو نوئید شیر کنترل میشود در مواقع Shutdown سوخت مایع را از لوله های ارتباطی بین پمپ و شیر کنترل سوخت به تانک مربوطه می ریزد.

 

۴- مجموعۀ شیر کنترل سوخت   Fuel Control Valve Assembly  :

این مجموعه شامل یک شیر محرک مستقیم ( Direct Drive Valve ) با کنترل کننده و نشان دهندۀ موقعیت ، یک نازل گلوله ای شیر اطمینان و یک فیلتر فشار بالا ، می باشد.

شیر محرک مستقیم DDV به صورت یک روزنه ( Orifice ) متغیر الکترونیکی عمل می کند تا جریان سوخت مایع به مشعل ها را کنترل کند. DDV یک موتور خطی میدان مغناطیسی دائم دارد که با فیدبک دریافتی از سیگنال های Governor توربین کار می کند. شیر اطمینان فشار اضافی را به ورودی (Suction) پمپ بر می گرداند .

فیلتر فشار بالا برای جلوگیری از ورود اجسام و ذرات خارجی به سیستم می باشد و نیز به عنوان پشتیبان فیلتر فشار پایین به کار می رود. در صورت استفاده از استاندارد مناسب برای فیلتر فشار پایین ، فیلتر فشار بالا نباید مسدود شود.

 

۵- شیر مسدود کنندۀ اصلی  Main  Shut-off  Valve   :

این شیر بوسیلۀ یک سلونوئید فعال می شود و مسیر تغذیه سوخت به مشعل ها را در زمان Start یا Shutdown  توربین باز و بسته میکند .

 

۶- شیر نگهدارنده   Maintaining Valve  :

یک شیر نگهدارندۀ برگشت فشار ( Back Pressure Maintaining Valve) در ابتدای استارت بسته می باشد تا مسیر اولیۀ سوخت به یک اختلاف فشار ثابت برسد . در این هنگام این شیر عمل کرده و اجازه می دهد جریان سوخت به مدار اصلی آن برسد .

 

۷- شیر های تخلیۀ متعدد   Drain Valves Manifold  :

این شیرها بوسیلۀ مجموعه ای از محرک ها که با هوای ابزار دقیق وفشار فنر کار می کنند ، کنترل می شوند . این شیرها قسمتی از سیستم تخلیه سوخت مایع را تشکیل می دهند . وقتی توربین در حالت کار نباشد این شیرها باز می باشند و چنانچه سوختی در لوله ها باقی مانده باشد تحت تأثیر نیروی ثقل تخلیه می شود .

در حالت Shutdown ورود سوخت به توربین ایزوله می شود و شیرهای تخلیه فوراً باز می شوند و این عمل به محفظۀ احتراق اجازه می دهد قبل از اینکه فشار بیفتد سیستم را تخلیۀ معکوس ( Reverse Purge ) نماید .

وقتی که دور توربین کم می شود شیرهای تخلیه دوباره بسته می شوند و برای دوره ای از زمان قبل از اینکه این شیرها دوباره در حالت باز قرار بگیرند سستم سوخت بوسیلۀ هوای ابزار دقیق تخلیۀ پیشاپیش ( Forward Purge ) می شود .

 

۸- مشعل های سوخت Fuel Burners  :

مشعل ها تناسب صحیحی از سوخت را برای احتراق در هنگام کارکرد توربین ایجاد می کنند. این مشعل ها چند راهی بوده و برای کارکرد با دو نوع سوخت گاز و دیزل طراحی شده اند .

 

سیستم جرقه  Ignition System :

در طول سیکل راه اندازی از جرقۀ پالسی با انرژی بالای سیستم جرقه زنی برای مشتعل کردن مخلوط سوخت و هوا در محفظۀ احتراق استفاده می شود . سیستم جرقه زنی که از یک تولید کنندۀ جرقه با انرژی بالا تشکیل شده دارای دو جرقه زن می باشد که به دو محفظه احتراق متصل می باشند .

 تولید کنندۀ انرژی بالا یک خازن می باشد که در هنگام تخلیۀ انرژی الکتریکی ذخیره شده درون آن این انرژی را تولید می کند .این خازن درون یک حفاظ فولادی با تغذیۀ مناسب و ترمینال های ولتاژ بالا قرار دارد .

 

سیستم استارت  Starting  System :

سیستم استارت توربین از یک موتور استارتر الکتریکی AC تشکیل شده است که مستقیماً چرخش را از طریق گیربکس به توربین انتقال میدهد. سرعت این موتور با یک تنظیم کننده تغییر سرعت کنترل می شود .

موتور استارتر AC قادر است سه بار متوالی استارت شود ( اگر استارت اول و دوم نتیجه ای نداشته باشد) که بین هر استارت حداقل پنج دقیقه زمان استراحت و ده دقیقه زمان برای خنک شدن توربین لازم می باشد .

در زمان شستشوی توربین ، موتور استارتر توربین را برای مدت ده دقیقه به چرخش در می آورد . اگر موتور استارتر اشتباهاً به یک سرعت از پیش تعیین شده در یک زمان مشخص برسد یعنی سرعت از حد معینی بالاتر رود مدار حفاظت خطای جریان عمل کرده و موتور استارتر را متوقف می کند . یک مجموعه ترمیستور به موتور نصب شده است تا موتور را در مقابل حرارت ناشی از اضافه بار محاظت کند .

این سیستم تا زمانی که سیم پیچ ها خنک شده و دمای آنها به حدی برسد که استارت بعدی مشکلی نداشته باشد ، مانع از کارکرد موتور می شود . اگر در زمان راه اندازی اضافه بار حرارتی بوجود آید موتور به صورت اتوماتیک Stop  و راه اندازی متوقف می شود .

 

پایه توربین ، محفظه صوتی و سیستم تهویه

Turbine Underbase , Acoustic Enclosure and Ventilation System

 

پایۀ توربین از فولاد یک پارچه ساخته شده که با مجموعۀ تانک روغن یکی می باشد و نقاطی را برای نگهداری و محکم کردن توربین ، گیربکس ، محفظۀ احتراق و پایه های ژنراتور فراهم کرده است .مجموعۀ پایه بوسیلۀ سه نگهدارندۀ ضد لرزش به سکو متصل می باشد .

محفظۀ صوتی توربین از قاب Bearing ها که قابل جابجایی بوده و درهای لولایی که به پایه توربین متصل شده اند تشکیل شده است . درهای محفظه بوسیلۀ قفل مکانیکی که با سیستم آزاد کردن CO2 در مواقع اضطراری یکی می باشد ، محافظت می کند .

تضعیف صدا بوسیلۀ ترکیبی از مواد ضخیم و مقاوم در مقابل نفوذ صدا انجام می شود. یک درز گیر ( Seal ) بین محفظه و پایه توربین قرار دارد تا سطح صداهای دستگاه ها را هر چه بیشتر کاهش دهد .

 

اتصالات قابل انعطاف که در ورودی سیستم تهویۀ هوا و مجرای خروجی نصب شده اند حرکت نسبی بین سه نقطه نصب شده محفظه و مجرای سیستم تهویه را از بین می برد.

سیستم تهویه ، هوا را از اتمسفر گرفته و آن را به درون محفظۀ صوتی فرستاده و مجدداً این هوا را به محیط آزاد بر می گرداند .

دو خفه کننده ( Damper ) سیستم آتش خاموش کن در ورودی و خروجی سیستم تهویه قرار دارد که وقتی در مقابل فشار سیستم آتش خاموش کن قرار می گیرند بسته شده و مجرای ورودی و خروجی سیستم تهویه را کاملاً می بندند . خفه کننده خروجی با یک ضربۀ فنر بار شده کار می کند تا در مقابل فشار زیاد از محفظه محافظت کند .

 

اجزاء سیستم تهویه :

۱- صدا خفه کن های ورودی و خروجی : صدا خفه کن ها خروج صدا را از میان مجرای تهویۀ توربین و فن های تهویه کاهش میدهند .

۲- فن های تهویه : دو الکتروموتور AC  به عنوان محرک فن ها که همیشه یکی از آنها در حال کار و دیگری آماده به کار می باشد ، در مجرای خروجی تهویه نصب شده اند و باعث به جریان افتادن هوا در محفظه می شوند . این سیستم برای ایجاد فشار منفی در داخل محفظۀ صوتی طراحی شده است .

۳- فیلترهای ورودی تهویه : یک فیلتر تهویه چند مرحله ای از نوع الیاف دریایی در ورودی سیستم تهویه نصب شده است که مانع از ورود اجسام خارجی و گرد و غبار به داخل محفظه می شود . اولین مرحله از فیلتر بسته به انتخاب شامل بادگیر هوا ، پره جدا کننده ، پره جدا کننده با روپوش یا روپوش هوا و پرده ای از پر پرنده می باشد که اولین مرحلۀ فیلتر مورد استفاده در توربین های موجود از نوع پره های جدا کننده است .

 

سیستم ورودی هوا Air Intake System  :

این سیستم هوای محیط را به منظور جلوگیری از ورود هر گونه شیئ خارجی به درون کمپرسور توربین فیلتر کرده و هوای عاری از گرد و غبار و اجسام خارجی را به داخل پوشش ورودی کمپرسور انتقال می دهد. یک صدا خفه کن نیز برای کاهش خروج صدا از این سیستم درون آن نصب شده است . این سیستم از فیلتر هوای چند مرحله ای از نوع الیاف دریایی ، صدا خفه کن و مجرای مرتبط تشکیل گردیده  است .

یک اتصال انعطاف پذیر، حرکت در اثر حرارت بین مجرای ورودی و پوشش ورودی توربین را کاهش میدهد. یک اتصال انعطاف پذیر دیگر نیز در بالای سقف محفظه قرار دارد و حرکت نسبی بین سه نقطۀ نصب شده محفظه را از سیستم مذکور ایزوله می کند  .

 

فیلتر هوای ورودی  Air Inlet Filter  :

فیلتر هوای ورودی از نوع سرعت بالا ، راندمان بالا و چند لایه می باشد . اولین مرحله از فیلتر شامل یک پره جدا کننده با یک پوشش می باشد . فیلتر اصلی یک فیلتر نوع کیسه ای با راندمان بالا می باشد که یک پیش فیلتر کیسه ای مستقیماً در جلوی آن نصب شده تا با گرفتن آلودگی های سنگین طول عمر فیلتر اصلی را بیشتر کند .لایۀ آخر از یک پره جدا کننده تشکیل میشود .

 

سیستم اگزوز  Exhaust System  :

این سیستم از یک صدا خفه کن و مجرای مرتبط تشکیل شده است . یک اتصال انعطاف پذیر صوتی در سیستم قرار دارد تا حرکت حرارتی داخل مجرای اگزوز توربین و حرکت نسبی بین سه نقطۀ نصب شده محفظۀ توربین وسیستم مجرای اگزوز را کاهش دهد .

یک صدا خفه کن نیز خروج صدا را از اگزوز توربین کاهش می دهد .

 

سیستم شستشوی کمپرسور Compressor cleaning System   :

این سیستم برای تمیز کردن تیغه های کمپرسور از آلودگی هایی که پس از مدتی کارکرد بر روی آنها قرار می گیرد و بدست آوردن راندمان بهتر طراحی شده است .

 دو نمونه شستشو وجود دارد ، یکی شستشوی گرم Hot wash و دیگری شستشوی سرد Cold Wash میباشد. شستشوی گرم موقعی انجام می گیرد که توربین در حال کار است و شستشوی سرد در زمانی که توربین کار نمی کند انجام می شود . در حالت شستشوی سرد محور کمپرسور بوسیلۀ موتور استارتر چرخانده می شود .

برای شستشوی توربین از یک دستگاه مخصوص قابل حرکت Water Wash Trolly که شامل یک تانک مایع شستشو و پمپ دیافراگمی هوا می باشد ، استفاده می گردد .

یک منبع تغذیه هوا برای بکار اندازی پمپ دیافراگمی دستگاه مورد نیاز است . در طی سیکل شستشوی گرم مایع شستشو در حالی که توربین در حال کار می باشد به کمپرسور تزریق می شود و برای آنکه در کارکرد محفظۀ احتراق مشکلی بوجود نیاید ترجیحاً در بارهای توانی متوسط به بالا این عمل صورت می گیرد . این نوع شستشو بستگی به شرایط سایت دارد و هر دو یا سه روز یک بار انجام می شود .

شستشوی سرد در فاصلۀ زمانی بیشتر معمولاً ماهی یک بار انجام می شود تا رسوب ها و گرد و غباری که با شستشوی گرم برطرف نشده را تمیز نماید . در طول این شستشو موتور استارتر کمپرسور را به چرخش در می آورد و مراحل تزریق مایع شستشو ، خیساندن ، شستشو و مرحلۀ تخلیه انجام می شود .

در حین این کار هوا به داخل قسمت های مارپیچ کمپرسور تزریق می شود تا از سرایت مایع شستشو داخل آنها و نیز سیستم روغن کاری جلو گیری کند . یک سیستم تخلیه نیز به صورت اتوماتیک شیرهای تخلیه را هماهنگ می کند تا مایعات شستشو را تخلیه کنند . 

 

سیستم آتش و گاز  Fire and Gas System :

به منظور حفاظت توربین و تجهیزات در مقابل نشت گاز و یا بروز آتش ، آشکارسازهای گاز و آتش و نیز سیستم خاموش کنندۀ آتش در محفظۀ توربین قرار داده شده است .

سیستم از آشکارساز های گاز ، آشکار ساز های ماوراء بنفش شعله و آشکار سازهای حرارت تشکیل شده که همگی در محفظۀ توربین نصب شده اند. سیلندرهای خاموش کنندۀ آتش نیز در خارج از محفظه واقع شده اند که با یک مکانیزم آزاد شده و مواد خاموش کننده آتش را از طریق لوله های رابط به نازل های نصب شده در توربین انتقال می دهند . سیستم به صورت اتوماتیک بوسیلۀ کارت های الکترونیکی TCM
( Turbine Control Module)  کنترل می شود . واحدهای Break Glass بر روی محفظۀ خارجی توربین و روی TCM نصب شده اند تا بتوان سیستم آتش خاموش کن را در مواقع اضطراری بصورت دستی فعال کرد . واحدهای هشدار دهندۀ صوتی و تصویری نیز روی سقف محفظۀ توربین نصب شده اند .  

خفه کننده هایی که در مجرای ورودی و خروجی محفظۀ توربین قرار دارند در مواقع فعال شدن سیستم آتش خاموش کن بسته می شوند تا از خروج مواد آتش خاموش کن از محفظۀ توربین جلوگیری کنند . این Damper  ها بصورت اتوماتیک توسط
محرک هایی که به سیلندر های آتش خاموش کن متصل می باشند فرمان گرفته و
بسته می شوند .

 

کارکرد و کنترل سیستم   System Control and Operation  :

سیستم آتش خاموش کن دارای دو کپسول حاوی مواد خاموش کننده می باشد که یکی اصلی و دیگری به صورت جایگزین در محوطۀ بیرونی توربین قرار گرفته اند .   

چنانچه آشکارسازهای حرارت و آتش ،آتش را حس نمایند،کلیۀ تغذیه کننده های AC   

و سیستم سوخت رسانی قطع شده و ایزوله می گردند . بعد از مدت زمان کوتاهی کپسول اصلی آتش خاموش کن وارد سرویس شده و پمپ DC روغن کاری بصورت اتوماتیک استارت می شود . در ده دقیقۀ بعدی سیستم آشکار ساز آتش Reset
 می باشد .اگر در سه ساعت آتی آتشی تشخیص داده شود ، کپسول آتش خاموش کن جایگزین وارد سرویس شده و پمپ DC روغن کاری ایزوله می شود که این عمل ممکن است خرابی Bearing ها و سیستم ابزار دقیق آن را به همراه داشته باشد . اگر در طول این سه ساعت آتشی مشاهده نگردد ، آتش خاموش کن جایگزین وارد سرویس نشده و پمپ DC نیز به کار خود ادامه خواهد داد .

 

آشکار سازهای حرارت  Heat Detectors :

به منظور جلوگیری کردن از افزایش بیش از حد دما درون محفظۀ توربین ، سه آشکارساز حرارتی TD1,TD2,TD13 که در دمای بالاتر از حد معمول فعال می شوند در محفظۀ توربین نصب شده اند . چنانچه این آشکار سازها دمای زیاد غیر عادی را که ممکن است بر اثر ایجاد آتش باشد حس نمایند ، Shutdown توربین فوراً آغاز شده و سیستم آتش خاموش کن بعد از تأخیر زمانی از پیش تعیین شده وارد سرویس می شود.

 

آشکار سازهای  شعله Ultra – Violet (UV) Flame Detectors  :

به منظور تشخیص شعله در صورت بروز آتش در توربین سه آشکار ساز ماوراء بنفش بصورت مناسب در محفظۀ توربین نصب شده هند تا بتوانند آتش را در هر نقطه ای از توربین حس نمایند . اگر فقط یک آشکار ساز آتش را حس نماید یک هشدار داده
می شود و اگر دو  یا سه آشکار ساز وجود آتش را حس کنند توربین Shutdown شده و سیستم آتش خاموش کن وارد سرویس می شود . پس از ده دقیقه سیستم Reset شده و طی سه ساعت بعدی همانطور که قبلاً گفته شد عمل خواهد کرد .

 

آشکار سازهای گاز    :  Gas Detectors

در این سیستم به منظور مشخص شدن نشت گاز جمعاً شش آشکار ساز به کار رفته است که عبارتند از :

دو آشکارساز GD1,GD2 در خروجی تهویۀ محفظۀ صوتی توربین نصب شده اند . اگر یکی از آنها گاز را حس کند سیگنال های خطا Low/High Alarm فعال خواهند شد . چنانچه سیگنال ظاهر شده Low Level Alarm باشد هشدار صوتی می دهد و اگر
High Level Alarm باشد توربین Shutdown خورده ولی فن های محفظۀ توربین
به کار خود ادامه خواهند داد .

دو آشکار ساز دیگر GD3,GD4 در ورودی سیستم تهویه محفظۀ صوتی نصب
شده اند . احساس وجود گاز توسط یک یا هر دوی آنها مشابه دو آشکار ساز قبلی است. با این تفاوت که اگر سیگنال مربوطه High Level Alarm باشد فن های محفظۀ توربین نیز از کار خواهند افتاد .

آشکار سازهای بعدی GD6,GD11 در ورودی فیلتر سیستم هوای کمپرسور و محفظۀ احتراق قرار گرفته اند . عکس العمل توربین در مقابل ظاهر شدن آلارم های مربوطه دقیقاً مشابه با وضعیت GD1,GD2 می باشد .

اگر قبل از راه اندازی توربین وجود گاز تشخیص داده شود ، چنانچه High Level
باشد اجازۀ استارت به توربین داده نخواهد شد . اگر Low Level باشد سیستم تخلیۀ هوای توربین شروع به کار کرده و سپس دوباره از لحاظ نشت گاز چک خواهد شد .

 

 

 

لامپ های وضعیت   : Status Lamps

دو سری لامپ های وضعیت چهار تایی روی سقف خارجی محفظۀ توربین نصب
شده اند که حالت های سیستم آتش و گاز را به صورت بصری نمایش می دهند . هر سری شامل چهار لامپ می باشد که رنگ های آن عبارتند از :

• رنگ سفید : ایزولۀ سیستم به صورت مکانیکی
• رنگ قرمز : تخلیه سیستم آتش خاموش کن اصلی یا جایگزین
• رنگ زرد : سیستم در حالت Auto
• رنگ سبز : سیستم در حالت دستی Manual

 

 ژنراتور GENARATOR

 

ژنراتور مورد استفاده در این سیستم از نوع قطب برجسته با تحریک بدون ذغال
بوده و یک ژنراتور آهنربای دائم نیز منبع تغذیۀ تنظیم کنندۀ اتوماتیک ولتاژ می باشد . همۀ قطعاتی که ژنراتور را تشکیل می دهند روی پایه نصب شده اند و شامل :

Bearing ها ، هسته استاتور اصلی و پوشش یکپارچه می باشد . استاتور تحریک و استاتور ژنراتور آهنربای دائم در امتداد ژنراتور اصلی روی چهارچوب پایه نصب شده اند. ولتاژ خروجی ژنراتور ۶ کیلوولت بوده و توان ۴۷۲۵ kVA در جریان خطی ۴۵۵ آمپر را تامین میکند.سرعت چرخش روتور ۱۵۰۰ RPM بوده دارای power factor 8/0 میباشد.

 

 

سیستم خنک کننده و تهویه Ventilation and Cooling System :

 

تهویۀ هوا با هدف خنک کردن ژنراتور و اجزاء آن می باشد . جریان هوا بوسیلۀ دو فن نصب شده در مجرای ورودی تهویه ژنراتور بوجود می آید . یک فن نیز روی روتور ژنراتور نصب شده است و هوای خنک را به سیم پیچ های روتور و استاتور می رساند . 

 

سیستم روغن کاری  : Generator Bearing Lubrication

Bearing های ژنراتور بوسیلۀ سیستم روغن کاری توربین روغن کاری می شوند . یک آشکار ساز دمای مقاومتی RTD ( Resistance Temperature Detector ) به هر محفظۀ Bearing نصب شده و دمای آن را نشان می دهد . اگر دما از سطح تنظیم شده بیشتر شد سیگنال های هشدار و  Shutdown توربین را فراهم می کند .

  

نمایشگر لرزش  Vibration Monitoring :

 

لرزش بوسیلۀ حس گرهای نصب شده اطراف Bearing ها ی دو طرف ژنراتور سنجیده و نمایش داده می شوند . اگر مقدار لرزش به سطح از پیش تعیین شده ای برسد
 حس گرها آلارم های هشدار و Shutdown توربین را فراهم می کنند .

 

نمایشگر دمای سیم پیچ ژنراتور :Generator Winding Temperature Monitoring

آشکار ساز های دمایی مقاومتی RTD  روی سیم پیچ های استاتور نصب شده اند تا دمای آنها را نمایش دهند . چنانچه دما به سطح از پیش تعیین شده ای برسد آلارم های هشدار و Shutdown توربین را فراهم می کنند .

 

عملکرد الکتریکی Electrical Operation :

ژنراتور AC بوسیلۀ القاء الکترو مغناطیسی انرژی مکانیکی را به انرژی الکتریکی تبدیل می کند. برای تولید ولتاژ باید یک حرکت نسبی سیم پیچ های آرمیچر (استاتور) و سیم پیچ های روتور باشد که این حرکت نسبی بوسیلۀ چرخش روتور توربین گازی از میان گیربکس فراهم می شود .

یک تنظیم کنندۀ ولتاژ اتوماتیک AVR ، قدرت DC را برای سیستم تحریک ژنراتور فراهم و کنترل می کند . Manual Excitation Control  به عنوان پشتیبان تنظیم کنندۀ ولتاژ اتوماتیک فراهم شده است .

یک مدار کنترل ضریب قدرت و قدرت راکتیو ، ژنراتور را قادر می سازد تا زمانی که با ژنراتورهای دیگر یا شبکه اصلی پارالل می باشد با ضریب قدرت و قدرت راکتیو ثابت
کار کند . یک مدار محدود کننده جریان زیاد سیستم تحریک ژنراتور و AVR را بوسیلۀ محدود کردن ماکزیمم تحریک خروجی از AVR در مقابل بار اضافی حفاظت می کند .
یک آشکار ساز خطای تحریک نیز به منظور نمایش کارکرد ژنراتور مورد استفاده قرار می گیرد.

 

سیستم کنترل ژنراتور Generator Control System  :

این سیستم عملکرد ژنراتور را محافظت کرده و نمایش می دهد . کنترل ژنراتور بوسیلۀ تابلوی کنترل مخصوص GCP ( Generator Control Panel ) انجام می شود . اتصال هایی بینGCP و تابلوی کنترل توربین TCM (Turbine Control Module) وجود دارد تا سیگنال های توقف اضطراری و سیگنال های دستور کم و زیاد کردن سرعت چرخش محور توربین رد و بدل گردد .

یک سیستم مدیریت قدرت PMS (Power Management System   ) به منظور هماهنگی بین سه ژنراتور مورد استفاده قرار می گیرد .

 

تابلوی کنترل ژنراتور Generator Control Panel   :

این تابلوی کنترل همۀ تحریک های ضروری و کنترل های سنکرون را که برای تنظیم دور هر یک از توربین ها در حالت ایزوله یا موازی با سایر ژنراتورها لازم باشد ، فراهم
می آورد .کنترل دستی(Local ) اجازه می دهد Governor و تحریک کننده بصورت
فردی از طریق تابلوی GCP تحت کنترل قرار بگیرند .

کنترل بوسیلۀ سیستم PMS اجازه می دهد این سیستم تحریک ژنراتور و کم و زیاد کردن سرعت چرخش توربین و نیز عمل سنکرون کردن را انجام دهد . در حالت کارکرد عادی کنترل مجموعه توسط سیستم PMS صورت می گیرد .

کنترل در حالت Remote اجازه می دهد کم و زیاد کردن سرعت چرخش توربین و همچنین تحریک بوسیلۀ اپراتور از راه دور انجام شود .

 

 

سیستم مدیریت قدرت (Power Management System)  PMS  :

این سیستم در حالت کارکرد نرمال کنترل سه ژنراتور توربین گازی را بر عهده دارد و خط اصلی را تحت ولتاژ ۶KV و فرکانس ۵۰HZ  تغذیه می کند . در طی کنترل اتوماتیک ،  PMS بار اکتیوMW و بار راکتیو MVAR  را بصورت متناسب بین ژنراتورها تقسیم می کند تا وضعیت ثابتی را برای ولتاژ و فرکانس خط تغذیه بوجود آورد همچنین PMS   بر اساس سیستم ذخیره ای که برای آن تعریف شده می تواند مستقلاً توربین ها را Stop  و  Start کند تا بار مورد نیاز سایت فراهم شود . طبق سیستم ذخیره اگر مجموع بار ذخیرۀ تولیدی ژنراتورها از حد معینی بیشتر شود PMS  یکی از ژنراتورها را  Stop خواهد کرد .

همچنین اگر مجموع بار ذخیره تولیدی ژنراتورها از حد معینی کمتر شود PMS  یکی از ژنراتورهای خارج از سرویس را  Start می کند.

فرکانس شبکه در یک سطح از پیش تعیین شده ای می باشد که PMS این مقدار را در سیستم ولتاژ بالا توسط کنترل Governor توربین ثابت نگاه خواهد داشت . همچنین ولتاژ شبکه نیز در یک سطح مشخص از پیش تعیین شده می باشد که PMS این ولتاژ را در سیستم ولتاژ بالا بوسیلۀ کنترل تنظیم کننده های ولتاژ اتوماتیک ژنراتور در همان سطح نگاه خواهد داشت .

همچنین سیستم Load Shading برای  PMS طراحی شده است بدین صورت که بارها بر اساس اولویت تعیین می شوند . اگر یکی از توربین ها به هر علتی Shutdown  شود و بار مورد تقاضا از توان تولیدی بیشتر باشد ، PMS بارهای دارای اولویت کمتر را از مدار خارج می کند تا حدی که شبکه جوابگوی بار مورد تقاضا باشد .

تابلوی کنترل توربین TCM (Turbine Control Module)   :

 

این تابلو سیگنال های کنترل و نمایش را برای همۀ سیستم های توربین و سیستم
ابزار دقیق مربوطه فراهم می آورد تا استارت ایمن ، کارکرد نرمال و Shutdown توربین را مقدور سازد . تابلوی کنترل شامل یک کابینت است که قسمت بالایی آن از نوع قفسه ای و قسمت پایینی آن محفظۀ ترمینال ها می باشد .

 

در سمت چپ کابینت اجزاء به شرح ذیل قرار گرفته اند :

• کامپیوتر شخصی صنعتی و صفحه نمایش لمسی
• تابلوی اپراتور
• شاسی های کنترل شماره ۱و۲

در قسمت راست کابینت اجزاء به شرح ذیل قرار گرفته اند :

• شاسی کنترل شماره ۳
• مانیتور تشخیص آتش و گاز
• مانیتور تشخیص لرزش

 

 

محفظۀ ترمینال     Terminal Chambers  :

 

محفظۀ ترمینال شامل کلیه اتصالات واسطه ای بین توربین و  TCMمی باشد. دستیابی به ماسطه های الکترونیکی از طریق درهای پایین می باشد . یک صفحه کلید روی یک بازوی لولایی در قسمت داخلی در سمت چپ نصب شده است . یک شستی
Emergency Stop نیز در قسمت بیرونی در سمت چپ قرار دارد .همچنین یک
Fire and Gas Break Glass  روی در سمت راست نصب شده است .

کامپیوتر شخصی صنعتی در سمت چپ قسمت بالایی کابینت قرار گرفته و دارای مشخصات زیر می باشد :

• Minimum Processor Capability- Celeron 400 MHZ
• Installed Memory – ۱۲۸ MB
• Minimum Hard Disk Capacity – ۱۰٫۲ GB
• Video RAM – ۴ MB
• P/S2 Keyboard and Mouse Ports
• ۳٫۵ Floppy Disk Drive ( horizontally mounted )
• Rewriteable CD-ROM (min 2xwrite speed , horizontally mounted)

پمپ ها و تلمبه ها:

 پمپ دستگاهی است که با ازدیاد فشار سیال باعث انتقال آن از نقطه ای به نقطه دیگر می گردد.

انواع پمپ ها:

۱- پمپ گریز از مرکز NTRIFUGAL PUMP

۲- پمپ رفت و برگشتی RECIPROCATING PUMP

۳- پمپ دورانی ROTARY PUMP

 

۱- پمپ گریز از مرکز: این پمپ بر پایه نیروی گریز از مرکز استوار است. یعنی اینکه قسمت متحرک پمپ تحت حرکت دورانی ذرات مایع را از مرکز به خارج پرتاب می کند و چون ذرات پرتاب شده دارای سرعت زیادی هستند، در برخورد با پوسته پمپ سرعت آنها تبدیل به فشار می شود و این اثر باعث خروج مایع از پوسته می گردد.

 

اجزای اصلی پمپ سانتریفوژ:

 

۱- پوسته: بدنه پمپ می باشد که پروانه درون آن می چرخد.

۲– پروانه: قسمت متحرک پمپ است که مایع ورودی به مرکز خود را به علت داشتن حرکت دورانی به خارج پرتاب می کند.

 

انواع پروانه های پمپ ها:

باز، نیمه باز و بسته

۱- پروانه های باز: ساده ترین نوع پروانه می باشند که بیشتر برای انتقال مایعاتی که دارای ذرات ناخالص مثل شن و ماسه  باشند مورد استفاده قرار می گیرند.

 

۲- پروانه های نیمه باز: برای انتقال مایعاتی که رسوبی باشند به کار می روند.

 

۳- پروانه بسته: بیشتر در مواردی به کار می روند که ظرفیت های بالایی مورد نظر باشد و به دو دسته یک چشمی ودو چشمی تقسیم می شوند. واضح است که پروانه های دو چشمی حجم بیشتری از مایع را جا به جا می کنند.

وضع قرار گرفتن پروانه ها در پوسته باید طوری باشد که فاصله بین آن دو به حداقل برسد از طرفی ممکن است پمپ به طرق مختلف دچار ارتعاش گردد واین ارتعاش باعث ساییده شدن پروانه یا پوسته گردد که نتیجه آن خراب شدن پوسته و پروانه خواهد بود.

برای جلوگیری از این مسئله از یک حلقه دوار به نام حلقه سایش استفاده می کنند

 

حلقه سایش هم در پوسته و هم در پروانه کار گذاشته شده است. علاوه بر ارتعاش که باعث خراب شدن حلقه سایش می شود فشار زیاد و کار مداوم به مرور به ساییدن حلقه سایش کمک می کند بایستی توجه داشت که برای هر پمپ باید بین پوسته و پروانه فاصله وجود داشته باشد که مایع بین پوسته و پروانه قرار گرفته واز یک طرف آن را روغن کاری و از طرف دیکر مانع سایش پوسته و پروانه شود.

بدین جهت پمپ های گریز از مرکز را نباید بدون مایع به کار انداخت.

 

انواع پمپهای گریز از مرکز:

یک مرحله ای، دو مرحله ای وچند مرحله ای:

در پمپ های چند مرحله ای می توان فشار بالا را ایجاد نمود ولی در پمپ های یک مرحله ای نمی توان برای فشارهای بالا مورد استفاده قرار داد.در پمپ های گریز از مرکز چند مرحله ای خروجی هر محله توسط یک کانال منحنی شکل به ورودی مرحله بعد متصل می شود.

 

ساختمان پمپ های گریز از مرکز:

این پمپ ها ساختمان ماده ای دارند و با ضربه های کمتری ساخته می شوند از این پمپ ها برای حجم زیاد و فشار پایین می توان بیشترین استفاده را نمود. برای اینکه این دستگاهها بهترین راندمان را  داشته باشند می توان جریان خروجی پمپ را بدون اینکه فشار داخل پوست زیاد بالا برود و بدون هیچ خطری متوقف کرد.

 

طرز کار پمپ های گریز از مرکز:

این پمپ ها جریان خروجی یکنواختی دارند و اگر با خروجی بسته کار کنند درجه حرارت مایع درون پوسته بالا رفته و با تولید بخار در قسمت داخلی پمپ به ارتعاش می افتد که در چنین وضعی می گویند پمپ هوا گرفته است و باید حتماً رفع عیب گردد.

 

۲- پمپ های رفت و برگشتی:

پمپ های رفت و برگشتی برخلاف پمپ های گریز از مرکز قسمت متحرک دورانی داشتن در این پمپ ها جزء متحرک در یک فاصله معین رفت و آمد می کند بدین جهت پمپ رفت و برگشتی نامیده می شود.

 

انواع پمپ های رفت و برگشتی:

 پیستونی، پلاتچری، دیافراگمی و دورانی

 

الف: پیستونی:

 پمپهای پیستونی می توانند به راحتی در یک استوانه تو خالی به نام سیلندر پیستونی رفت و آمد کنند تا مایع به علت ایجاد خلاء و فشار بیرون وارد سیلندر گردد که در موقع برگشت پیستون شیر ورودی مایع بسته شده و شیر خروجی باز و با فشار پیستون مایع به بیرون پمپ می گردد.

سیلندر به نحوی آب بندی شده باشد که مایع نتواند به خارج نشت نماید . هر حرکت رفت پیستون را یک ضربه و مسافتی را که پیستون طی می کند طول ضربه می نامند.

چون در پمپ های رفت و برگشتی جا بجا شدن مایع به طور متناوب  انجام می گیرد لذا حرکت مایع در لوله خرجی به صورت حرکت نبضی خواهد بود.

چون حرکت نبضی ضرباتی به لوله خروجی و حتی به دستگاههای دیگری که سر راه  هستند واردمی نماید باید تدبیری به کار برد که شدت ضربه ناشی از متناوب بودن جریان را کم کند.

یکی از راههای کم کردن شدت ضربه به کار بردن مخزن پر از هوا در سر راه خروجی پمپهای رفت و برگشتی است.

در حرکت رفت پیستون با خروج مایع از پمپ مقداری از مایع که تحت فشار است هوای مخزن را فشرده و به مخزن وارد می شود.

در حرکت برگشت پیستون فشار مایع پایین می آید و هوای فشرده داخل مخزن مقدار مایعی که در حرکت رفت وارد مخزن شده بود را به خارج می فرستد در نتیجه مایع وارد لوله ها می شود و بدین وسیله از شدت ضربه ناشی از حرکت پیستون کاسته  می گردد.

مسئله مهم در به کار بردن مخزن هوا این است که امکان دارد هوای موجود در مخزن به مرور جذب آب شده و از میزان آن کاسته شود. اگر این عمل ادامه پیدا کند هوای داخل مخزن تمام شده مخزن پر از آب گردیده و کار خود را انجام نخواهد داد.

برای تامین هوای مخزن می توان از یک شیر یکطرفه استفاده نمود .

یکی دیگر از  راههای کم کردن شدت ضربه به کار بردن پمپهای دو ضربه ای است.

پمپها و تلمبه های دو ضربه ای به دلیل کم کردن شدت ضربه، ظرفیت بیشتر وتقریباً یکنواخت کردن جریان در خروجی بیشتر از پمپ های یک  ضربه ای به کار می روند.

 

ب: پمپ های پلانچری:

این پمپها در واقع پمپ های پیستونی هستند که برای فشارهای بالا به کار می روند.

اختلاف بین پلانچر و پیستون در این است که پلانچر از سیلندر بیرون می آید در حالی که پیستون از سیلندر بیرون نمی آید. در ضمن طول پیستون از طول ضربه کمتر است. ولی طول پلانچر از طول ضربه بیشتر است.

ج: پمپ های دیافراگمی:

جزء متحرک در این پمپها دیافراگمی است قابل انعطاف که به بدنه پمپ محکم شده است و مثل همه پمپهای رفت و برگشتی درورودی وخروجی آن شیرهای یکطرفه کار گذاشته شده است که کار آنها کاملاً مخالف یکدیگر است یعنی وقتی شیر ورودی باز است شیر خروجی بسته می باشد. این پمپها نیاز به جعبه آب بندی و لایی ندارند. از پمپهای دیافراگمی نمی توان در فشار بالا و حجم زیاد استفاده کرد.

 

پمپهای دورانی:

پمپها و تلمبه های دورانی مانند پمپهای رفت و برگشتی از گروه پمپهای جابجایی مثبت هستند با این تفاوت که طرح ساختمان آنها ساده ترواحتیاج به شیر یکطرفه در مکش خود ندارند. جریان خروجی آنها یکنواخت می باشد .

از دو قسمت تشکیل شده : پوسته و جزء متحرک. که به صورت چرخ دندانه دار یا تیغه ای می باشد. مایع بوسیله چرخ دندانه ای از ورودی به طرف خروجی برده می شود در موقع حرکت چرخ دندانه هایی که از مایع آزاد می شود خلاء جزیی در مکش ایجاد می کند ومایع سریعتر وارد دندانه های آزاد می گردد.

چون در این پمپ ها دندانه ها خیلی به یکدیگر نزدیک هستند اگر در کارگذاشتن آنها دقت نشودتماس دندانه ها به یکدیگر باعث خواهد شد تا دندانه ها در اثر ساییدگی خراب شوند  اگر پمپ مایع روغن کاری داشته باشد اصطکاک آن کند خواهد بود. این پمپ ها برای ظرفیت کم با فشار متوسطاستعمال زیادی دارند.

 

ظرفیت فشار و ارتفاع مایع در پمپ ها:

مقدار مایعی که پمپ در یک مدت معین جابجا می کند ظرفیت آن می نامند. در سیستم های نشان می دهند که معرفGPMمهندسی مدت را با دقیقه و حجم را با گالن مشخص می کنند وبا  گالن در دقیقه است.

نکته مهم در پمپ ها این است که مایع را تحت چه فشاری و یا تا چه ارتفاعی نشان میدهندPSIجابجا می کند . به طوری که می دانیم فشار برابر است با نیرو بر سطح وآن را با یعنی پوند بر متر مربع . در ستون مایعات می توان نوشت :

وزن مخصوص مایع * ارتفاع مایع = فشار

 

 تعریف ارتفاع در پمپ ها : بالا ترین سطح آب رسانی را ارتفاع در پمپ ها می نامیم.

مشخصات :

۱- ارتفاع مکش : یعنی ارتفاع مایع در مکش پمپ .

۲- ارتفاع رانش یا ارتفاع آب رسانی .

۳- عمق مکش : یعنی فاصله مایع از سطح پایین تر تا مرکز محور پمپ .

۴- مجموع ارتفاع : بستگی دارد  به وضع قرار گرفتن آب در مکش پمپ .

۵- ارتفاع مکش مفید مثبت : برابر است با حداقل ارتفاع مایع برای جلوگیری از ایجاد خلاء درمکش پمپ هنگام کار کردن که با درجه حرارت مایع نسبت مستقیم وبا فشار بالای مایع نسبت عکس دارد .

( فشار مطلق مایع) = ارتفاع مکش مفید مثبت  –(فشار بخار مایع × درجه حرارت مایع)

( ۴۳۳/۰) چگالی

 

رفع اشکال در پمپ ها :

۱- شیر خروجی و ورودی بسته است .

۲- پمپ در جهت عکس می گردد.

۳- ارتفاع آب رسانی خیلی بالا است.

۴-  ارتفای مکش کم است.

۵- پمپ هوا گرفته شده باشد.

۶- ورودی یا خروجی پمپ گرفته شده باشد.

۷- محرک پمپ ( پروانه ) پیستون و غیره صدمه دیده باشد.

ـ اگر خروجی مایع یکباره قطع شده باشد یک یا چند اشکال روبرو وجود دارد:

۱-  ارتفای مکش کم است.

۲-  جعبه آب بند نشت می کند.

۳- ورودی پمپ نشتی دارد.

۴- پمپ هوا گرفته است.

۵- شیر هوا گیری گرفته شده است.

ـ اگر پمپ تا میزان ظرفیت کار نکرد اشکالات زیر وجود دارد:

۱-  ارتفای مکش کم است.

۲- قسمت ورودی یا خروجی گرفته شده است.

۳-  جعبه آب بند نشت می کند.

۴- پروانه، پیستون صدمه دیده است.

۵- سرعت گردش محرک پمپ کم شده است (مقصود از محرک در اینجا موتور یا توربین بخاراست.)

۶- فضای بین پوسته و محرک زیاد شده است.

 

 

  اگر قطعات پمپ لرزش یا سرو صدا داشت اشکالات زیر وجود دارد:

۱- قسمت خروجی گرفته شده است.

۲- پمپ هوا گرفته است.

۳- پروانه، پیستون و یا چرخان  صدمه دیده است.

۴- پمپ تراز نیست.

۵- محور کج شده است.

۶- یاتاقان پمپ یا موتور صدمه دیده است.

۷- شیر ایمنی باز و بسته شده است.

 

ـ  اگر پمپ نیروی زیادی مصرف کند اشکالات زیر وجود دارد:

۱- سطح آب رسانی خیلی بالا است.

۲- پمپ تراز نیست.

۳- محرک پمپ کوچک است.

۴- چگالی مایع تغییر کرده است.

۵- گرانروی یا ویسکو مایع تغییر کرده است.

۶- جعبه آب بندی خیلی محکم است.

قطعات مشترک در پمپها:

۱- یاتاقان: برای کم کردن نیروی اصطکاک و بهتر چرخیدن قسمت گردان به کار می رود.

انواع آن: یاتاقان ساچمه ای، یاتاقان غلطکی، یاتاقان لغزشی

۲- جعبه آب بند: برای جلوگیری از نشت مایع به کار می رود. قدیمی ترین روش برای آب بندی کار گذاشتن یک عدد لایی در اطراف محور گردان بود. اما امروزه از آب بندی های میکانیکی به نام میکانیکال سیل استفاده می شود که احتیاج به لایی ندارد و مورد استفاده بیشتری  در پمپها پیدا کرده است.

 

راه اندازی پمپ ها وتلمبه ها:

در موقع راه اندازی پمپها و تلمبه ها موارد زیر باید بررسی شود:

۱- بررسی سیستم روغن کاری

۲- گریس کاری بعضی قسمتها در صورت لزوم

۳- بررسی سیستم خنک کن یاتاقان ها

۴- گرم کردن پمپ هایی که مایع گرم پمپ می کنند قبل از راه اندازی

۵- چرخاندن محور پمپ با دست برای اطمینان از کار کردن آنها

۶- تنظیم شیر ورودی و خروجی

۷- پمپ و تلمبه گریز از مرکز را نباید بدون مایع پمپ شونده عقب انداخت.

۸- هیچگاه نباید پمپ های رفت و برگشتی را با خروجی بسته به کار انداخت.

۹- اگر پمپ گریز از مرکز با خروجی بسته به کار افتد نباید این کارکرد طولانی باشد برای اینکه درجه حرارت مایع بالا رفته و یا بخار تولید شده و پمپ به ارتعاش در می آید.

۱۰- پمپ را باید هوا گیری نمود.

۱۱- بررسی پمپ بعد از راه اندازی از نظر نشتی لایه ها، فلنج ها و غیره.

خوابانیدن پمپها:

۱- اگر پمپ گریز از مرکز باشد باید اول شیر خروجی را بست تا در موقع خوابانیدن به شیر یکطرفه ضربه وارد نشود. از طرفی ممکن است شیر یکطرفه خوب کار نکند  و با نشت آب پمپ در جهت عکس بچرخد.

 

۲- اگر پمپ رفت و برگشتی است احتیاج به بستن شیر نیست زیرا با بستن آن فشار بالا می رود وامکان خرابی خواهد داشت.

۳- اگر پمپ به عنوان یدک خوابیده می شود باید دستگاه خودکار را مورد بررسی قرار داده مطمئن شویم که در صورت لزوم کار خواهد کرد.

۴- اگر پمپ برای تغییرات کلی خوابیده می شود باید شیر ورودی و خروجی را کاملاً ببندیم و درصورت لزوم ورودی و خروجی را با صفحه کور ببندیم.

۵- اگر پمپ به عنوان یدک خالی می شود بایستی سیستم خنک کننده و روغن کاری آن همچنان

در سرویس باقی بماند.

منبع:

دانشنامه رشد

۲- مقالات

۳- اخبار شانا

۴- اخبار نفت و گاز