دانلو پاورپوینت آماده درسی و دانشگاهی

داراي فشار‌ كاري bar200 در دمای C 15 براي گاز طبيعي مي‌باشند كه بیشینة فشار پركردن bar 260 است. حداقل فشار آزمون به‌كار رفته در ساخت مخزن bar 300 (5/1 برابر فشار‌كاري) مي‌باشد. حداقل فشار انفجار در مخازن نوع اول نبايد ازbar 450 كمتر باشد، براي مخازن كامپوزيتي نوع دوم، سوم و چهارم كه داراي الياف كربنی هستند، پوستة كامپوزيتي مي‌بايست داراي حداقل فشار انفجار bar470 باشد. براي مخازن نوع اول، همچنين براي آسترهاي مخازن نوع دوم و سوم مي‌بايست از فولاد يا آلومينيوم استفاده كرد. كامپوزيت نيز شامل الياف شيشه، آراميد يا كربن است كه با رزين‌هاي ترموست (اپوكسي، پلي‌استر، ونيل‌استر و غیره) يا رزين‌هاي پلي‌آميد، پلي‌اتيلن و غیره آغشته شده‌اند. <br>محدوديت‌هاي طراحي <br>نام فایل : سی ان جی

فرمت : .ppt

تعداد صفحه/اسلاید : 39

حجم : 651 کیلوبایت

بنام خدا
CNG
CNG
رشد روزافزون مصرف گاز طبيعي و جايگزيني آن به جاي ديگر منابع انرژي در كشور، تفاوت چشمگير ميزان مصرف در فصل‌هاي مختلف سال، آسيب پذير بودن سيستم گازرساني، احتمال بروز مشكلاتي در عمليات توليد و بهره برداري و ... از مهمترين عواملي به شمار مي روند كه طراحي و اجراي طرح ذخيره سازي گاز طبيعي را ضروري مي سازند. نويسنده در اين مقاله با توجه به مطالعات و بررسي‌هايي كه تاكنون در اين زمينه صورت پذيرفته و ضرورت اجراي طرح‌هاي ذخيره سازي را آشكار كرده است، از توجيه اجراي طرح ذخيره سازي گاز طبيعي خودداري مي كند و با نگاهي به روش‌هاي مختلف ذخيره سازي گاز طبيعي، به معرفي و پيشنهاد طرحي جامع براي ايمن سازي شبكه گسترده و رو به رشد گاز طبيعي كشور مي پردازد
سهم گاز طبيعي در سبد انرژي كشور
در سال 1386 آمار مصرف نشان مي دهد كه گاز طبيعي در اين سال در بخش‌هاي مختلف خانگي، صنعتي، نيروگاهي، حمل و نقل و تجاري جمعاً 56 درصد از حامل‌هاي انرژي هيدروكربوري نفتي را تشكيل داده است. پيش بيني مي شود تا سال 1393 اين رقم به 67 درصدافزايش يابد. مصرف گاز طبيعي در سال 1386 حدود 81 ميليارد مترمكعب بوده و انتظار مي رود تا سال 1393 بر اساس برنامه‌هاي توليد و مصرف، به بيش از 180 ميليارد مترمكعب برسد.
مقايسه مصرف گاز طبيعي در ماههاي گرم و سرد سال
ميانگين مصرف روزانه در چهار ماه نسبتاً سرد سال 25 درصد بيش از ميانگين مصرف در هشت ماه گرم و معتدل سال است و اين تفاوت در روزهاي سخت زمستان به 40 درصد نيز مي‌رسد. همچنين برآوردها نشان مي‌دهد در برخي ساعات روز در زمستان‌هاي بسيار سرد، ميزان مصرف حتي به بيش از 5/1 برابر ميانگين ماههاي گرم و معتدل مي‌رسد. اين اختلاف چشمگير بين مصارف تابستاني و زمستاني با توجه به دوري مبادي توليد تا نواحي عمده مصرف در زمستان، ايجاب مي‌كند كه شركت ملي گاز ايران تنها به سيستم توليد و انتقال و تأمين گاز به صورت مستقيم اتكا نكند و ايجاد ذخاير نزديك به مراكز عمده مصرف را در برنامه اجراي طرح‌هاي مهم خود قرار دهد. مبادي اصلي توليد گاز طبيعي كشور عبارتند از: پارس جنوبي، ساير ميدان‌هاي گازي در خليج فارس، ميدان‌هاي گازي درون ساحلي در جنوب كشور، ميدان‌هاي گازي شمال شرق، گازهاي همراه نفت خام در جنوب غربي و در آينده ساير ميدان‌هايي كه احتمالاً اكتشاف خواهند شد. اين مبادي عموماً با فواصل طولاني نسبت به مراكز مصرف كه در سطح كشور گسترده اند، قرار گرفته اند.
عوامل تهديد امنيت سيستم گازرساني كشور
عوامل تهديد و ايجاد اختلال در سيستم گازرساني را مي توان به شرح زير خلاصه كرد:
مشكلات متعارف در عمليات توليد از مخازن گاز اصلي
مشكلات متعارف در عمليات بهره برداري از پالايشگاه‌هاي گاز
نارسايي و مشكلات بهره برداري در سيستم انتقال (خطوط لوله و ايستگاههاي تقويت فشار)
حوادث و نوسانات غير قابل پيش بيني كه مي تواند بسيار متنوع باشد.
اين عوامل از هر دو بعد كمي و كيفي در عرضه گاز به مصرف‌كنندگان تأثير مستقيم دارند و مي‌توانند روند گازرساني به ويژه در فصل سرما را كه سيستم گازرساني در حداكثر ظرفيت خود عمل مي كند به شدت آسيب پذير كنند.
طرح ايجاد امنيت در سيستم گازرساني كشور
اين طرح تركيبي از چند فرايند ذخيره سازي گاز طبيعي است كه هر يك به اقتضاي شرايط روند مصرف و با دو هدف عمده نقش موثر و كارآمدي دارند. اين هدف‌ها عبارت است از: اوج زدايي مصرف زمستان و مقابله با بحران در شرايط اضطرار.
- فرايند 1: ذخيره سازي در مخازن زيرزميني(Underground Gas Storage-UGS)‌
- فرايند 2: توليد و ذخيره LNG در مقياس‌هاي كوچك در نقاط مناسب
- فرايند 3: احداث مخازن CNG در مجاورت نقاط پرمصرف
- فرايند 4: احداث خطوط لوله انتقال با فشار طراحي بالا و ايجاد Line Pack*
فرايند اول (UGS)
فرايند اول يا ذخيره سازي در ساختمان‌هاي مناسب زيرزميني مناسب ترين نوع، به لحاظ حجم گاز قابل ذخيره براي اوج زدايي فصلي (Winter Peak Shaving) است. در عين حال نقش بسيار مهم و استراتژيكي نيز در مقابله با نوسان و اختلال در سيستم انتقال و توزيع گاز كشور دارد.
فرايند دوم (LNG)
احداث واحدهاي كوچك توليد LNG و مخازن مربوط به آن در مجاورت نواحي پرمصرف، فرايند دوم را تشكيل مي‌دهد. اين فرآيند براي اوج زدايي مصرف روزانه در زمستان(Daily Peak Shaving)‌ مناسب است. در اين مجتمع‌هاي كوچك، در طول ماههاي گرم سال مي توان گاز را به مايع تبديل و به هنگام ضرورت در روزهاي سرد زمستان تبخير و به شبكه گازرساني تزريق كرد. البته اين واحدها مي توانند حتي در مواقعي از فصل زمستان، كه ميزان مصرف نسبت به توليد و عرضه از مبادي اصلي كاهش نسبي مي يابد، مازاد گاز را از خطوط لوله دريافت و به مايع تبديل و ذخيره كنند و بدين ترتيب ذخيره مخازن LNG حتي المقدور بازسازي و حفظ مي شود.
فرايند سوم(CNG)‌
در اين فرايند گاز مازاد بر مصرف در ساعاتي از روز حتي در فصل زمستان به وسيله كمپرسورهاي با ظرفيت نسبتاً پايين در مخازن كروي فشرده شده و بالعكس در ساعات حداكثر مصرف روز مورد استفاده قرار مي گيرد(Hourly Peak Shaving)‌ .در شهرها به طور كلي ساعات حداكثر مصرف گاز از بامداد تا قبل از ظهر (معمولاً از ساعت 6 الي 10 صبح) و از غروب تا پاسي از شب (معمولاً بين ساعات 17 تا 22) در فصل زمستان است.
فرايند چهارم(Line Pack)
چنانچه طول خطوط لوله انتقال گاز فعلي كشور را 20 هزار كيلومتر با قطر متوسط 140 اينچ فرض كنيم، حجم گاز ذخيره شده و قابل استفاده در محدوده فشار عملياتي خطوط لوله (حداقل 34 و حداكثر 70 بار) حدود 580 ميليون مترمكعب استاندارد برآورد مي شود. با افزايش فشار طراحي خطوط لوله اصلي در طرح‌هاي جديد خطوط لوله انتقال مي توان حجم Line Pack را افزود و در مواقع ضرورت در فصل زمستان از گاز فشرده شده در اين خطوط براي اوج زدايي مصارف ساعتي در روزهاي سرد زمستان بهره برداري كرد.در ساعات حداقل مصرف روزانه، گاز مازاد را مي توان به وسيله كمپرسورهاي كوچك، فشرده و در اين خطوط لوله ذخيره سازي كرد.طبيعي است كه به هنگام ضرورت مي توان از يك يا چند مورد از فرايندهاي ذخيره سازي بالا به صورت همزمان استفاده كرد.
اولويت اجرايي فرايندهاي مختلف
ذخيره سازي در ساختمان‌هاي زيرزميني مناسب(UGS)به دليل حجم قابل توجه اين گونه مخازن از ارجحيت واولويت قابل ملاحظه اي نسبت به ساير فرايندها برخوردار است. نكته قابل توجه در مورد اين نوع مخازن اين است كه اجرا و ايجاد آنها مرهون وجود ساختمان‌ها و لايه‌هاي عميق زيرزميني مانند طاقديس‌ها يا سفره‌هاي آبدار(Aquifer)‌، توده‌هاي نمكي با ابعاد و عمق لازم ويا مخازن نفت و گاز تخليه شده با ظرفيت و ابعاد مناسب است. بنابراين بنا به ضرورت، انجام مراحل شناسايي و احراز تناسب ساختمان‌هاي زيرزميني در نقاط مختلف كشور، اجراي متقن فرايند اول از ابتدا روشن نبوده و از طرفي نياز به زمان طولاني تري نسبت به ساير فرايندهاي ذخيره سازي دارد؛ اما به دليل امتيازات و ويژگي‌هاي اين فرايند در هر حال ضروري است اجراي آن با جديت دنبال شود. گر چه ظرفيت ذخيره سازي در فرايندهاي دوم تا چهارم(LNG‌) يا( CNG) نسبت به فرايند اول بسيار پايين است، امكان اجراي آنها از ابتدا همانند ساير تأسيسات فراورش گاز طبيعي در روي زمين از نظر فني قطعي بوده و منوط به دستيابي به شرايط ديگري نيست. از اين رو مي توان پس از مطالعات اوليه وتنظيم مباني طراحي، اجراي آن‌ها را آغاز كرد و اطمينان داشت كه نتيجه مورد نظر حاصل خواهد شد. هزينه سرمايه گذاري فرايندهاي دوم و چهارم براي مقدار معيني از حجم گاز ذخيره شده، نسبت به فرايند اول به طور محسوسي بالاتر است. با توجه به آنچه از نظر گذشت و با نگاهي به رشد سريع مصرف گاز طبيعي در كشور، براي ايمن سازي سيستم گازرساني كشور نمي توان اولويتي براي هر يك از فرايندهاي بالا نسبت به يكديگر تصور كرد و ضروري است به موازات، طبق يك برنامه مدون و بهينه، همه به اجرا گذارده شوند.
مقایسة انواع مخازن