طراحی کمپرسور های گازی واحد فشار افزایی میدان چشمه خوش

مقدمه

گاز طبیعی یک منبع اصلی تولید انرژی است که به طور گسترده به عنوان سوخت خانگی و صنعتی استفاده می شود. برای این که بتوان گاز طبیعی را به طور مناسب و سازگار با محیط زیست استفاده کرد، بسیار مهم است که آن را از تمام آلاینده های زیست محیطی پاک کرد. این آلاینده ها می توانند مشکلاتی مانند خوردگی، انجماد، انسداد، فرسایش و به خطر انداختن سلامتی و محیط زیست را ایجاد کنند.

اکتشاف و استخراج گاز طبیعی

به صرف داشتن منابع عظیم زیر زمینی نفت و گاز و قبل از شناسایی و استخراج آن شاید نتوان این منابع عظیم را جزئی از سرمایه های جاری آن کشور به حساب آورد. به عبارتی، در اولین گام بایستی نسبت به شناسایی و سپس استخراج و بهره برداری آن منابع گام برداشت.

در ایران، اولین اکتشافات گاز طبیعی 2000 تا 6000 سال قبل انجام گردید. گاز طبیعی سبکتر از هوا می باشد و قسمت اعظم آن را گاز متان تشکیل می دهد. متان تر کیب شیمیایی ساده ای است که از اتم های کربن و هیدروژن تشکیل می گردد. متان بسیار قابل اشتعال بوده و معمولا گاز طبیعی نزدیک مخازن نفت در زیر زمین یافت می شود. زمانی که گاز طبیعی با اکسیژن ترکیب شود و فرآیند احتراق روی دهد دی اکسید کربن، بخار آب و انرژی گرمایی و هم چنین نور تولید می شود.

امروزه با توجه به پیشرفت فناوری و وابستگی صنایع عظیم دیگر به نفت و گاز، تامین این مواد حیاتی شایان توجه جهانیان می باشد. استفاده از روش های گوناگون و پیشرفته در استخراج بهینه و بیشترین استفاده از حجم ذخایر نفت و گاز و توجه به تجدیدناپذیر بودن آن، لزوم توجه به این بخش از صنعت را یادآوری می نماید. بهره برداری مناسب از ذخایر موجود، مصرف بهینه آن و توجه به مسائل زیست محیطی در طی عملیات استخراج نیازمند شناخت دقیق روش ها، استانداردها، تجهیزات و سایر مسائل مرتبط با عملیات استخراج می باشد.

در کشور ما، گاز طبیعی را از دو نوع چاه استخراج می شود:

1 – چاه های مسقل گازی - از قبیل میادین گاز پارس جنوبی / پارس شمالی / نار و کنگان /خانگیران / تابناک / سرخون / آغار و دالان / حوزهای شانون / هما / پازنان و ...

2 – گاز حاصل از چاه های نفت از قبیل میادین اهواز/ آغاجاری/ مارون / گچساران/ رامشیر / بی بی حکیمه و ...

این سوخت ها در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج لایه های آن و گاهی با فشار چند صد اتمسفر به صورت ذخیره می باشند. در صورت همراه بودن گاز با نفت، گازها در داخل نفت حل می شوند، و عمدتا نیز به همین صورت یافت می گردد. در این رابطه مولفه های فیزیکی منابع زیرزمینی، از جمله حرارت و فشار مخزن تاثیرات مستقیم دارند. نهایتا در صورت رسیدن به درجه اشباع، گاز و مایعات نسبت به هم تجزیه شده و به لحاظ وزن مخصوص کمتر گاز، در قسمت های فوقانی مخازن و بر روی نفت یا آب به شکل گنبدهای گازی قرار می گیرند. البته، گاهی اوقات گازهای محلول در آب نیز در قسمت های زیرین مخازن مشاهده شده است (شکل 1-1).

شکل 1-1. نحوه شکل گیری نفت، گاز و آب در فضای مخازن زیرزمینی

گاز متان در حرارت و فشار موجود در مخازن زیر زمینی متراکم و به مایع تبدیل نمی گردد، بنابراین همیشه به صورت گاز باقی مانده و در مخازنی که تحت فشار بالا هستند به شکل محلول در نفت نیز در می آید. سایر اجزای گاز طبیعی نسبت به شرایط موجود در مخازن در فاز مایع یا فاز بخار یافت می شوند. گازهای محلول در نفت به مثابه انرژی و پتانسیل استخراج نفت از مخزن زیر زمینی بوده و حتی المقدور سعی می گردد به روش هایی از خروج آنها جلوگیری گردد، ولی بیش تر اوقات گاز محلول زمان استخراج همراه با نفت خارج می گردد.

اولین گام برای استخراج، شناسایی مخازن زیرزمینی یا اکتشاف است که توسط مهندسین زمین شناسی نفت انجام پذیر است. برای تسریع بخشیدن در شناسایی پتانسیل زمین در مناطق مختلف و پیش فرض اولیه شناسایی، بر اساس سوابق هر منطقه خواهد بود. چنانچه شرایط لازم و کافی که عبارت است از ویژگی های زمین شناسی از قبیل طبقات و بستر های مولد نفت، سنگ های مخزن نفت و ساختارهای لازم برای تجمع نفت، در محل یا منطقه ای وجود داشته باشد، شرایط تشکیل و تجمع نفت در آنجا فراهم خواهد بود. به این ترتیب هیچ گونه محدودیت جغرافیایی برای تشکیل مخازن نفتی در سراسر کره زمین وجود ندارد و آنچه که در اکتشافات نفت مد نظر است، موجبات تشکیل و ذخیره آن است نه محل جغرافیایی آن. از نظر زمین شناسی، پتانسیل های نفتی مناطق مختلف به سه گروه تقسیم می شود، گروه اول مناطق غیر محتمل است و شامل مناطقی می شود که فقط از سنگ های آذرین با دگرگونی یا رسوبات غیر دریایی که فاقد مواد آلی هستند تشکیل شده باشد. گروه دوم مناطق محتمل از نظر ذخایر نفت و گاز است و آن مناطقی است که رسوبات دریایی در آنها شناخته شده و عواملی که با تشکیل و تجمع نفت مغایرت داشته باشد در آن ها دیده نشده است و گروه سوم مناطقی است که از هر جهت برای تشکیل و دخیره مواد هیدروکربوری مناسب بوده و این مواد در آنها کشف و شناخته شده یا شواهد وجود این پتانسیل جدی است. تطبیق یافته های زمین شناسی در سطح زمین با آنچه که در زیر زمین وجود دارد، همیشه مقدور و شفاف نیست. به این معنی که در اکثر مواقع و به دلایل مختلف، هماهنگی دانش و یافته های زمین شناسی طبقات سطحی با بخش های عمیق تر زمین وجود ندارد. به همین جهت بعد از آن که مسائل مربوط به تشکیل و تجمع نفت از روی رویدادها و نشانه های زمین شناسی در سطح زمین قابل اثبات شد، اقدام به اکتشافات زیر سطحی می شود. این اکتشافات نیز در دو مرحله انجام خواهد شد. ابتدا با توجه به اختلاف در خصوصیات فیزیکی لایه های زمین و با استفاده از مطالعات ژئوفیزیک لرزه ای، هندسه لایه های زیرزمینی مشخص می شود. سپس در صورت وجود شرایط مناسب برای به تله افتادن و وجود نفت یا گاز در لایه های سنگی، مرحله دوم اکتشافات زیر سطحی که حفاری چاه های اکتشافی است انجام خواهد شد. تا زمانی که وجود نفت یا گاز، میزان آن و همچنین مشخصات فیزیک و شیمیایی ذخایر و بقیه ویژگی های مخزن، مشخص نگردیده است چاه های اصلی حفر نمی شود. چاه های اصلی، ضمن آن که به منظور استخراج و تولید نفت خام یا گاز طبیعی مورد استفاده قرار می گیرد، هم چنان نقش چاه های اکتشافی را نیز خواهند داشت. اطلاعات حاصل از حفاری ها و همچنین اطلاعات حاصل از اکتشافات ژئوفیزیکی برای تهیه و تدوین برنامه های بهره برداری و تکمیل اسناد و نقشه های زیرزمینی به کار گرفته می شود. چاه هایی که بعد از تعیین شکل و اندازه مخزن و میزان مجاز بهره برداری و تولید نفت یا گاز حفر می گردد چاه های توسعه ای خواهند بود. امروزه حفاری با ماشین آلات و ابزارهای مدرن انجام می شود و همگام با پیشرفت فناوری، خطرات ناشی از فوران نفت یا نشت گاز در حفاری ها بسیار کمتر دیده شده است (شکل 1-2).

شکل 1-2. نمونه ای از ماشین حفاری

پالایش گاز طبیعی

گاز طبیعی خام که از چاه های مستقل گازی استخراج می گردد و هنوز فرآیندهای سرچاهی و پالایشی را طی نکرده است، عمدتا از هیدروکربور متان به علاوه گاز اتان و همراه با هیدروکربورهای دیگر (مایعات سنگین) مانند پروپان، بوتان و هیدروکربورهای سنگین تر یا میعانات گازی به علاوه بنزین طبیعی و هم چنین مقداری از ناخالصی های غیر هیدروکربوری شامل بخار آب، دی اکسید کربن، مونواکسید کربن، نیتروژن، سولفید هیدروژن و هلیوم که درصد هر کدام بستگی به نوع مخازن دارد، تشکیل شده است. به گاز خام استخراج شده با ناخالصی های فوق، گاز ترش گفته می شود. به طور کلی، گاز ترش حاوی مقادیری از H₂S و CO₂ می باشد. به علاوه، بین 3 الی 5 درصد از ترکیبات پروپان، بوتان و C₅⁺ نیز در گاز طبیعی استخراج شده وجود دارد. پس در پالایش گاز، عمدتا عملیات زیر انجام می شود:

• جداسازی میعانات گازی، قبل از شروع پالایش
• جداسازی گازهای اسیدی H₂S و CO₂ توسط محلول آمین(دی متانول آمین)
• جداسازی بخار آب و رطوبت همراه گاز، توسط محلول تری اتیلن گلایکول (نم زدایی)

در واحدهای تولید LPG، علاوه بر عملیات فوق الذکر، ترکیبات سنگین تر از اتان شامل پروپان، بوتان و C₅⁺ نیز جداسازی می شود.

در داخل برج جذب، محلول آمین از بالای برج و گاز ترش از پایین برج وارد شده و روی سینی ها، H₂S و CO₂ جذب آمین می شوند. آمین خالص پس از جذب گازهای اسیدی تبدیل به آمین ناخالص شده و از پایین برج تخلیه می گردد. گاز شیرین که ناخالصی های مضر خود را از دست داده نیز از بالای برج تقطیر برای نم زدایی به طرف برج جذب رطوبت توسط گلایکول فرستاده خواهد شد.

شکل 1-3. فرآیند پالایش گاز (برج تقطیر و برج احیای آمین)

برای بازیابی آمین، مایع Rich Amine وارد برج احیا شده و با کاهش فشار و افزایش دما، گازهای اسیدی از آمین جدا و از بالای برج خارج می گردند، در این حالت مایع آمین خالص نیز از برج به طرف سیکل فرآیند هدایت می شود. گازهای اسیدی جدا شده وارد واحد گوگردی شده و داخل کوره با هوا سوزانده می شود و در نهایت در مجاورت کاتالیست به گوگرد خالص تبدیل می گردد (گوگرد خالص به عنوان یک محصول جانبی پالایشگاه گاز است) [1].

شکل 1-4. فرآیند خشک کردن گاز شیرین نم دار

گاز شیرین خشک که طی فرآیند گفته شده به عنوان محصول پالایشگاه گاز خواهد بود توسط شبکه توزیع در اختیار مصرف کنندگان خانگی و صنعتی قرار خواهد گرفت. در واحدهای پالایشگاهی گاز مسایل کنترلی بسیاری وجود دارد که در ادامه به اختصار به آن پرداخته خواهد شد.

انتقال و توزیع گاز طبیعی

همان طور که گفته شد گاز طبیعی، از استخراج تا مصرف، مسافت های طولانی را می پیماید و فرآیندهای زیادی روی آن انجام می پذیرد. در این بخش سعی خواهد شد اتفاقاتی که در طول مسیر از خروجی پالایشگاه تا مصرف می افتد به اختصار و با تاکید بر ایستگاه های تقویت فشار تشریح شود.

ایستگاه های تقویت فشار

در فواصل زیاد برای انتقال گاز در لوله، نیاز به ایستگاه های تقویت فشار است. تقویت فشار به این دلیل است که فشار گاز در لوله حفظ شده و ظرفیت انتقال گاز افزایش یابد تا تقاضای مصرف کننده ها را برآورده سازد. ایستگاه های تقویت فشار دارای یک یا چند واحد کمپرسور است که هر کدام شامل یک کمپرسور و محرک آن به همراه شیرها، سیستم های کنترل، منافذ تخلیه و سیستم های تضعیف سر و صدا است. هر ایستگاه تقویت فشار دارای یک فیلتر ورودی یا محفظه های ته نشینی است تا کمپرسورها را از آسیب هایی که توسط مایعات و ذرات جامد همراه به آن وارد می شود، محافظت کند. علاوه بر ایستگاه های تقویت فشار، بسیاری نقاط تزریق گاز و تحویل گاز در طول خط لوله وجود دارد که در آن مکان ها، فشار و دبی باید کنترل و پایش شود. هر یک از این مکان ها دارای تجهیزات کنترل فشار و اندازه گیری دبی است.

انتخاب فواصل میان ایستگاه های اندازه گیر

انتخاب فواصل بین دو ایستگاه تقویت فشار، بستگی زیادی به ملاحظات اقتصادی دارد. به دلیل قیمت بالای تجهیزات فشرده سازی به خصوص کمپرسورها، باید بهینه ترین فاصله ها را برای قرار دادن ایستگاه های تقویت فشار انتخاب کرد.

فاصله میان ایستگاه های تقویت فشار اصولا بر اساس ایجاد تعادل میان هزینه های عملیاتی و هزینه های سرمایه اولیه است. این بهینه سازی، شرایط عملیاتی برنامه ریزی شده برای انتقال در خطوط لوله را تعیین می کند. این فرایند می تواند تا حدی پیچیده و زمانگیر باشد، مخصوصا به این خاطر که انتخاب فاصله بین ایستگاه ها نیازمند طراحی برنامه ای است که در آن افزایش ظرفیت خط لوله نیز در نظر گرفته شود. این موضوع نه تنها شرایط اولیه را پوشش می دهد، بلکه شرایط اقتصادی سال های آینده برای افزایش خط لوله نیز در نظر گرفته می شود. در مواردی فرصت افزایش ظرفیت پیش بینی نشده به وجود می آید، می توان بر خطوط دو راهی تکیه کرد، که می تواند انتخاب بهتری برای افزایش ظرفیت خط لوله باشد.

برای قطر لوله داده شده، فاصله میان ایستگاه های تقویت فشار، از معادلات جریان گاز محاسبه می شود. در این معادلات، میزان فشار عملیاتی خط لوله (فشار خروجی از ایستگاه) و فشار مکش ایستگاه تقویت فشار بعدی در نظر گرفته می شوند، محدود به نسبت فشرده سازی ماکزیمم که برای پروژه خط لوله انتخاب شده است.

به صورت ایده آل، فشار گاز در خط لوله باید تا حد امکان نزدیک به فشار مجاز عملیاتی (MAOP) باشد، به این دلیل که هر چه چگالی جریان گاز در خط لوله بالاتر باشد، بازده انتقال بالاتر است. این موضوع ممکن است نکته مثبتی برای نزدیک کردن فاصله میان ایستگاه های تقویت فشار باشد، اما از نظر اقتصادی بهترین تصمیم نیست. بهترین تصمیم آن است که مسائل اقتصادی خط لوله را نیز در نظر بگیرد. هزینه های سرمایه اولیه (CAPEX) شامل هزینه های لوله، شیرها، بستها، کمپرسورها، توربین ها (یا موتورهای الکتریکی)، ساخت و کنترل و هزینه های نصب می شود. هزینه های عملیاتی (OPEX) نیز شامل همه هزینه های تعمیرات و نگهداری، نظارت و هزینه های سوخت یا انرژی می شود. هزینه های سرمایه اولیه را می توان از پایگاه داده ها و تجربه های قبلی محاسبه کرد، اما هزینه های عملیاتی باید بر اساس پروژه های خاص و تجربه هایی که در شرایط مشابه شکل گرفته، محاسبه کرد. مهم ترین بخش هزینه های عملیاتی، سوخت یا انرژی و تعمیرات تجهیزات است. هزینه های سوخت نیز مستقیما بستگی به قدرت کمپرسور دارد.

محرک های کمپرسور

سیستم های انتقال دارای دبی حجمی بالایی هستند و به همین دلیل ایستگاه های تقویت فشار معمولا هد پایینی دارند. کمپرسورهای گریز از مرکز برای این نوع عملکرد با هد پایین و حجم بالا، ایده آل هستند. کمپرسورهای گریز از مرکز هم چنین ماشین های پر سرعتی هستند و به طور طبیعی نیاز به تجهیزات محرک پر سرعتی نیاز دارند. انتخاب های موجود برای محرک می تواند توربین های گازی، موتورهای گازی و موتورهای الکتریکی باشد. انتخاب معمولا با توجه به هزینه های سرمایه اولیه و نگهداری، هزینه های انرژی و سخت، قابلیت اطمینان و در دسترس بودن، صورت می گیرد. با در نظر گرفتن موارد بالا، موتورهای گازی به دلیل سرعت پایین آن که نیاز به جعبه دنده برای اتصال به کمپرسور دارد، هم چنین با توجه به هزینه های نصب آن بر روی سیستم های با حجم و فشار بالای انتقال گاز طبیعی، توانایی رقابت با انواع دیگر را ندارد. توربین های گازی، ماشین های پر سرعتی هستند که مستقیما به کمپرسور متصل می شوند و البته برای عملکردهای پر سرعت مناسب هستند. موتورهای الکتریکی نیز در چندین نوع موجود هستند و بسته به نوع آن هم سرعت متغیر و هم سرعت ثابت می توانند داشته باشند. نوع محرک های با سرعت متغیر موتورهای الکتریکی عملکرد کلی بسیار بهتری نسبت به توربین های گازی دارند و انتخاب آنها بستگی به تدارکات موجود در محل و در دسترس بودن انرژی الکتریکی با قیمت مناسب دارد. به علاوه، این موتورها هزینه نصب کمتری در مقایسه با توربین های گازی دارند. موتورهای الکتریکی با سرعت متغیر دارای مزایایی از جمله هزینه های تعمیرات کمتر، راه اندازی سریع، میزان سر و صدای کمتر و نداشتن انتشار دی اکسید کربن است. تصمیم برای انتخاب یکی از گزینه های موتور الکتریکی و یا توربین گازی اکثرا بر پایه تدارکات موجود در محل، هزینه ها، در دسترس بودن و قابلیت اطمینان منابع انرژی، گرفته می شود. گاز طبیعی همیشه در لوله ها در جریان است، بنابراین موارد قابلیت اطمینان و در دسترس بودن منبع انرژی پیشاپیش برای توربین های گازی حل شده است. برای محرک های الکتریکی، باید همواره یک شبکه قابل اطمینان انرژی برق در فواصل ایستگاه های تقویت فشار موجود باشد، که البته بسیار هزینه بر است. هم چنین باید یک سیستم پشتیبان با سوخت مستقل نیز وجود داشته باشد تا در مواقع خرابی، برای کمپرسورها تولید انرژی کند.

اگر گزینه های بالا برآورده شدند، سپس انتخاب بین دو گزینه موجود با توجه به هزینه های سوخت نسبت هزینه های انرژی الکتریکی، هزینه های عملکرد کلی، تعمیرات و عملیات گرفته می شود. این تصمیمات بر پایه طول عمر پروژه و مطالعه روی قیمت ها در طول سال های عملیات پروژه، گرفته می شود.

ایستگاه های اندازه گیر

در هر انشعاب از لوله اصلی انتقال گاز طبیعی، یک ایستگاه کاهنده و اندازه گیری تعبیه شده و برای کاهش فشار و اندازه گیری دبی گاز مورد استفاده قرار می گیرد. تجهیزات اصلی مورد نیاز برای ایستگاه های کاهش فشار شامل فیلترها، هیترها، کاهنده های فشار، رگولاتورها و تجهیزات اندازه گیر دبی است. به علاوه، هر ایستگاهی معمولا توسط جویکشی های جمع آوری و دفع، سیستم های کنترل گاز و مخازن ذخیره سازی تجهیز شده است.

فیلترها

واحدهای فیلتر گاز طبیعی در هر ایستگاهی نصب شده است تا هر مایع و جامد همراه جریان گاز را جداسازی کند. فیلترهای ممکن است دارای بخش های غبارگیری باشد تا ذرات و مایعات را در گوشه ای از یک محفظه تفکیک کند. این ذرات و مایعات سپس جمع آوری شده و به صورت دورهای به فاضلاب تخلیه می شوند.

هیترها

هیترهای گاز طبیعی برای جلوگیری از تشکیل هیدرات، هیدروکربن های مایع و آب که موجب کاهش فشار جریان گاز می شوند، نصب می شوند. هیتر گاز برای افزایش دمای گاز پس از کاهش فشار آن طراحی شده است تا دمای گاز در شرایط عملیاتی و در دبی ماکزیمم بالاتر از نقطه شبنم باقی بماند. این هیتر یک نوع حمام آب با چرخش طبیعی است که دمایی بین 70 تا 80 درجه سلسیوس دارد. در جایی که هزینه های گاز بالا است، می توان از کوره های با بازده بالا به جای حمام آب به منظور پیش گرم کردن گاز، استفاده کرد.

سیستم کاهش و تنظیم فشار

سیستم کاهش فشار، فشار گاز را برای مصرف کننده در یک میزان معین کنترل می کند. هر یک از این سیستم ها دارای حداقل دو بخش کاهش فشار است؛ یکی در حال عملیات و دیگری به عنوان جانشین. هر بخش نیز شامل دو شیر به صورت سری است، که یکی شیر فعال و دیگری شیر پایش است. هر شیر به وسیله یک کنترل کننده تجهیز شده است تا شیر به طور خودکار فشار تخلیه را تنظیم کند.

سیستم های اندازه گیری

دبی جریان گاز باید در چند مکان اندازه گیری شود تا هدف پایش عملکرد خط لوله عملی شود، به خصوص در مکان هایی که انتقال حفاظتی انجام می گیرد. در این مکان ها گازها از منبع تامین گاز دریافت می شود و به خریدار برای توزیع فروخته می شود. بسته به هدف اندازه گیری، برای پایش عملکرد یا برای فروش، شیوه های اندازه گیری نسبت به دقت مورد نیاز تغییر می کنند. به طور نمونه، یک ایستگاه اندازه گیری انتقال حفاظتی شامل یک یا دو ردیف لوله با اریفیس اندازه گیری کالیبره شده در هر ردیف است [2].

مراجع:

[1] گاز طبیعی، مروری بر فرآیند استخراج تا مصرف؛ م. ح. موحدی؛ وزارت نفت؛ فروردین 87

[2] معرفی و مراحل کار ایستگاه های تقویت و کاهش فشار در سیالات؛ م. رفیعی نژاد؛ دانشگاه آزاد اسلامی، واحد خمینی شهر؛ بهار 94

• قوانین گازها

جهت آشنایی با تحولاتی که در سیستم های تراکم به وقوع می پیوندد، تغییرات فشار، دما وحجم گازهای ایده آل تحت تحولات مختلف مورد بررسی قرار می گیرد.

1-1 قانون چارلز

تحت فشار ثابت، باگرم کردن گازها حجم آن افزایش و با سرد کردن گاز حجم آن کاهش می یابد. به طوری که:

                                                                                                                      (1-1)

که درآن P فشار مطلق، T دمای مطلق و V حجم گاز می باشد. این تراکم را اصطلاحا تک فشار (Isobar) می نامند.

1-2 قانون بویل

تحت دمای ثابت، باافزایش فشار (تراکم) حجم گاز کاهش و با کاهش فشار (انبساط) حجم آن افزایش می یابد. این تحول را تک دما (Isothermal) می نامند.

                                                                                                                      (2-1)

1-3 قانون آمونتون

تحت حجم ثابت، با افزایش فشار، دمای گاز افزایش یافته و با کاهش فشار دمای آن کاهش می یابد.

                                                                                                                      (3-1)

• قانون کلی گازهای ایده آل

با ترکیب روابط فوق می توان در حالت کلی، تغییرات فشار، دما و حجم گازها را در صورت تغییر حداقل یکی از سه عامل فوق از رابطه به دست آورد.

                                                                                                                 (4-1)

• قانون گازهای کامل

٢) - بین حجم، دما و فشار گازهای کامل همواره یک رابطه برقرار بوده که با رابطه (5-1) نشان داده شده است:

PV = MRT                                                                                                                       (5-1)

 دمای مطلق T ضریب ثابت گاز و R جرم مولکولی گاز، M حجم، V فشار مطلق، P که در آن برای گازهای مختلط در جدول 1 نشان داده شده است.R می باشد. مقدار

• گرمای ویژه (Specific Heat)

مقدار حرارت لازم برای گرم کردن یک کیلومول از ماده به ازاء یک درجه سانتی گراد افزایش دما را برحسب Kcal گرمای ویژه می نامند.

 اگر عمل گرم کردن در فشار ثابت صورت گیرد آن را گرمای ویژه در فشار ثابت (C_P) و اگر در حجم ثابت صورت گیرد آن را گرمای ویژه در حجم ثابت (C_V) می نامند. رابطه (C_P) و (C_V) به صورت زیر می باشد.

C_P - C_V = R                                                                                                             (6-1)

نسبت  برای هر گاز تقریبا مقداری است ثابت که آن را ثابت نمائی در تراکم آدیاباتیک می نامند و با حرف  (K) نشان می دهند. مقدار K در جدول 2 ارائه شده است.

• تحول آدیاباتیک (ADIABATIC PROCESS)

اگر در طی تحولی، سیستم با خارج هیچ گونه حرارتی را مبادله ننماید، آن را تحول آدیاباتیک می نامند، بنابراین در تحول آدیاباتیک ΔQ = 0 خواهد بود، یعنی حرارت جسم هیچ گونه تغییری نخواهد نمود.

جدول 2-1. مقادیر ثابت نمایی آدیاباتیک برای گازهای مختلف

جدول 2-2. ثابت گازها برای گازهای مختلف

• تحول تک دما (ISOTHERMAL PROCESS)

تحول تک دما به تحولی گفته می شود که سیستم با تبادل حرارت با خارج همواره دمای خود را ثابت نگه می دارد. بدیهی است از آنجا که اکثر تحولات ترمودینامیکی نظیر تراکم در کمپرسورها با تغییر درجه حرارت گاز صورت می گیرد، لذا تحول تک دما تنها در صورتی امکان پذیر است که تمامی حرارت ایجاد شده که می تواند موجب گرم شدن گاز گردد به طور کامل از سیستم خارج شود که عملا در کمپرسورهای واقعی امکان پذیر نمی‌باشد. درتحول تک دما= 0  ΔT خواهد بود.

• تحول پلی تروپیک (Polytropic)

قبلا گفته شد که در تحول تک دما، درجه حرارت گاز ثابت مانده و در تحول آدیاباتیک، گاز هیچ گونه حرارتی با خارج تبادل نمی کند. در تراکم گاز در کمپرسور با وجود این که سیلندرها مجهز به سیستم خنک کن آبی یا هوایی هستند و سعی می شود تا حرارت ایجاد شده در مرحله تراکم گاز گرفته شود، با این وجود عملا گاز به هنگام خروج از کمپرسور گرمتر از گاز ورودی در قسمت مکش کمپرسور می باشد، به عبارت دیگر فرآیند تراکم گاز در کمپرسور نه از نوع تک دما و نه از نوع آدیاباتیک می باشد. چرا که هم درجه حرارت تغییر نموده و هم مقداری حرارت از گاز توسط سیستم خنک کن گرفته می شود (سیستم با خارج تبادل حرارتی می نماید)، بنابراین می توان تراکم درکمپرسور را در عمل تحولی بین دو حالت فوق (تک دما - آدیاباتیک) دانست که آن را تحول پلی تروپیک می نامند. با در نظر گرفتن کلیه تحولات ذکر شده در بالا و قانون گازها می توان رابطه بین فشار و حجم گازها را کلا به صورت زیر خلاصه نمود:

PV^ℽ = C                                                                                                                              (7-1)

که در آن P و V به ترتیب فشار و حجم گاز بوده و C مقداری است ثابت. نمای پلی تروپیک (γ) به نوع تحول بستگی داشته که می تواند مقادیر زیر را اختیار نماید:

تحول با فشار ثابت                                                                      ثابت = P ⇒ ثابت =  PV⁰ ⇒ 0 = γ

تحول تک دما                                                                               ثابت = T ⇒ ثابت =  PV ⇒ 1 = γ

تحول آدیاباتیک                                                                                 ثابت =  PV^k ⇒ k = γ

تحول با حجم ثابت (Isochor)                                                 ثابت = V ⇒ C =  P^1/ℽ.V ⇒γ = ±∞

تحول پلی تروپیک                                                                                  PV^ℽ = C ⇒ γ = γ

نمای پلی تروپیک (γ) به شرایط تراکم بستگی داشته و مقدار آن برابر است با: ١<γ<K

اساسا هر چه مقدار γ بیشتر باشد، با کاهش حجم گاز، افزایش فشار با شدت بیشتری صورت پذیرفته یا به عبارت دیگر سطح زیر منحنی P-V که بیانگر انرژی مصرف شده برای تراکم گاز می باشد افزایش بیشتری می یابد. تراکم واقعی (پلی تروپیک) در کمپرسورها به تحول آدیاباتیک نزدیک تر است تا تحول تک دما.

• محاسبه توان مصرفی در انواع تحول ها

8-1 تحول تک دما

در این تحول که عمدتا جنبه فرضی داشته تا عملی در طی فرآیند تراکم عملیات خنک کاری گاز به نحوی صورت می گیرد که با خارج سازی حرارت از گاز مورد تراکم دمای آن ثابت بماند. شکل واقعی تر این فرآیند افزایش مراحل به تعداد بسیار زیاد (در حد بی نهایت) می باشد. هر چند که این اقدام موجب بهبود راندمان و کاهش توان مصرفی می شود ولی به لحاظ مسائل اقتصادی و اجرایی عملا هیچ گاه جنبه واقعیت را به خود نمی گیرد. در شکل 2-1 نمودار تغییرات حجم و فشار در یک تحول تک دما نشان داده شده است.

کار انجام شده بر روی گاز در طی تحول (با توان مصرفی کمپرسور برابر نمی باشد) سطح زیر منحنی P- V می‌باشد. که بر اساس روابط ترمودینامیکی برابر است با:

W = mRTlnP₂/P₁                                                                                                               (8-1)

شکل 2-1. نمودار P- V برای تحول تک دما

که در آن m دبی بر حسب کیلوگرم بر ثانیه، R ثابت گاز، T دمای گاز (مطلق)، P₁ و P₂ به ترتیب فشار مطلق ورودی و خروجی و ln لگاریتم نپرین می باشد.

8-2 تحول آدیاباتیک

با توجه به عدم تبادل حرارت توسط گاز با بیرون در طی تراکم، کار مصرف شده در کمپرسور صرف افزایش انرژی داخلی گاز می شود. در این تراکم PV^k مقداری ثابت بوده که در آن K نمای آدیاباتیک گاز می باشد. در شکل 2-2 نمودار تحول تک دما با منحنی (′2-1) و نمودار تحول آدیاباتیک با منحنی (2-1) نشان داده شده است. توان مصرف شده در طی تراکم آدیاباتیک برابر است با:

W =                                                            (9-1)

لازم به ذکر است که رابطه (9-1) بیانگر کار انجام شده توسط کمپرسور نبوده، بلکه کار داده شده به گاز جهت تغییر شرایط از وضعیت (1) به وضعیت (٢) می‌باشد. تغییرات درجه حرارت در تراکم آدیاباتیک از رابطه (10-1) به دست می آید:

(10-1)                                                                                                

شکل 2-2. نمودار تراکم در تحول تک دما و آدیاباتیک

تذکر: اگر در محاسبه توان مصرفی برای تراکم گاز به جای دبی جرمی، دبی حجمی مورد استفاده قرار گیرد. در این صورت توان مصرفی در تحولات آدیاباتیک و تک دما را به می توان از روابط زیر محاسبه کرد:

(11-1)                                                                        

(12-1)                                                                                                          

که در آن P₁ فشار مکش بر حسب پاسکال و Q₁ دبی حجمی گاز در شرایط مکش بر حسب متر مکعب در ثانیه و W توان مصرفی بر حسب کیلووات می باشد.

8-3 تحول پلی تروپیک (Polytropic Compression)

دو نوع تحول تعریف شده در قبل (آدیاباتیک و تک دما) عملا در کمپرسورها اتفاق نمی افتند. استفاده از سیستم‌های خنک کن در جداره سیلندر (یا پوسته) و خنک کاری به کمک هوا یا آب موجب می شود تا بخشی از حرارتی که در طی فرآیند تراکم حاصل می شود توسط سیال خنک کننده (آب یا هوا) از سیستم خارج شده یا در اثر پدیده تشعشع از جداره سیلندر به محیط اطراف داده شود. بنابراین عملا نمی توان تراکم را آدیاباتیک (ΔQ= 0) دانست. گرم شدن گاز طی مراحل تراکم پدیده ای محسوس بوده و غیر قابل چشم پوشی می باشد. لذا فرآیند تراکم در کمپرسورها را نمی توان تک دما فرض نمود ولی واقعیت امر این است که فرآیند واقعی تراکم که در کمپرسورها به وقوع می پیوندد، فرآیندی است بین آدیاباتیک و تک دما، اما آن که در چه مرحله ای از حد فاصل آن دو قرار می گیرد بستگی به طراحی کمپرسور دارد. بدیهی است هر چه گرمای ناشی از تراکم به مقدار بیشتری از سیستم خارج شود، فرآیند تراکم از حالت آدیاباتیک به سمت تک دما میل می کند. اما واقعیت امر این است که دور شدن از حالت آدیاباتیک (و به عبارت دیگر نزدیک شدن به فرآیند تک دما) نیاز به بکارگیری از روش های پیچیده ای نظیر افزایش تعداد مراحل و استفاده از خنک کن بین مرحله ای و بهره گیری از روش مناسب خنک کردن در هر مرحله (مثلا استفاده از ژاکت های خنک کن در جداره سیلندر با آب) دارد. و این امر نهایتا موجب پیچیده شدن، گرانی، افزایش هزینه تعمیرات و ... کمپرسور می شود. لذا در نهایت امر می توان فرآیندهای تراکم واقعی (پلی تروپیک) را هر چند غیر آدیاباتیک ولی نزدیک به آن دانست.

برای محاسبه توان مصرفی در کمپرسور در تحول پولی تروپیک کافی است که در رابطه (13-1) به جای K، γ قرار گیرد.

(13-1)                                                                        

دمای گاز در قسمت دهش را به کمک رابطه (14-1) محاسبه می نمایند.

(14-1)                                                                                                

راندمان پلی تروپیک (η_p) برابر است با:

(15-1)                                                                                                         

لازم به یادآوری است که دمای به دست آمده از رابطه (16-1) دمای واقعی گاز خروجی بوده، مشروط بر این که از خنک کن آبی در پشت سیلندرها (Jacket Cooling) استفاده شود.

• تراکم چند مرحله ای

در بعضی از کمپرسورها به خاطر محدودیت های ذاتی (نظیر کمپرسورهای گریز از مرکز) و در بسیاری از موارد به لحاظ محدودیت های دمایی (افزایش غیر مجاز درجه حرارت در اثر تراکم و حساسیت قطعات مکانیکی به لحاظ رعایت لقی ها و آثار نامطلوب درجه حرارت بر روی ماده روان کننده) عملا دستیابی به فشار مورد نظر در کمپرسورهای یک مرحله ای میسر نبوده و بعد از تراکم گاز در مرحله اول لازم است که قبل از استمرار تراکم گاز، آن را از کمپرسور خارج کرده و بعد از خنک کردن جهت دستیابی به فشار مورد نظر به مرحله (مراحل) بعدی فرستاده شود. کمپرسورهایی که در آن فرآیند تراکم در چند مرحله صورت می گیرد را اصطلاحا کمپرسورهای چند مرحله ای (Multistage) می نامند.

البته گاهی اوقات چند مرحله ای کردن تراکم گاز در کمپرسور به خاطر بهبود راندمان کمپرسور صورت می‌گیرد. هر چند که افزایش تعداد مراحل کمپرسور موجب گران شدن قیمت اولیه و در مواردی افزایش هزینه های تعمیر و نگهداری آن می گردد ولی با توجه به اهمیت انرژی مصرفی و ارتباط آن با راندمان کمپرسور و تأثیر چشمگیر آن بر هزینه های بهره برداری بسیاری از خریداران ترجیح می دهند که از کمپرسورهای چند مرحله ای به جای کمپرسورهای یک مرحله ای استفاده نمایند.

در طراحی خنک کن های بین مرحله ای سعی بر این است که گاز مورد تراکم قبل از ورود به مرحله بعدی تا دمای ورودی به مرحله اول خنک شود. ولی این نظریه همواره صادق نبوده و عامل تعیین کننده در این زمینه هزینه های خنک کاری، تأثیر آن بر راندمان کمپرسور، صرفه جویی در هزینه های بهره برداری و محدودیت خنک کاری از نظر بروز میعان در مراحل بعدی کمپرسور می باشد. در شکل 2-3 فرآیند تراکم در یک کمپرسور دو مرحله ای نشان داده شده است.

شکل 2-3. تراکم در یک کمپرسور دو مرحله ای همراه با خنک کن بین مرحله ای

منحنی AEB به تراکم آدیاباتیک و منحنی AFH به تراکم تک دما مربوط می شود. در کمپرسور دو مرحله ای هنگامی که فشار گاز به نقطه E رسید، گاز از محفظه تراکم مرحله اول خارج شده و جهت خنک کاری به خنک کن بین مرحله ای فرستاده می شود تا دمای آن به دمای گاز ورودی به مرحله اول رسانیده شود. خنک شدن گاز خروجی از خنک کن بین مرحله ای موجب کاهش حجم آن گردیده (نقطه F) و سپس برای ادامه تراکم به مرحله دوم فرستاده می شود (منحنی FG). دو مرحله ای کردن تراکم موجب کاهش توان مصرفی در کمپرسور گردیده که مقدار آن سطح هاشور زده (سطح EFGB) می باشد. البته نمودار فوق جنبه ایده ال داشته و از افت فشار ناشی از عبور گاز از خنک کن بین مرحله ای صرف نظر شده است.

در شکل 2-4 نمودار P-V مربوط به تراکم در یک کمپرسور چند مرحله ای همراه با به کاگیری از خنک کن بین مرحله ای در بین دو مرحله متوالی نشان داده شده است.

شکل 2-4. دیاگرام P- V در یک کمپرسور چند مرحله ای همراه با خنک کن بین مرحله ای

بدیهی است که با افزایش تعداد مراحل، منحنی تراکم به سمت حالت تک دما متمایل می شود. افزایش تعداد مراحل موجب افزایش راندمان کمپرسور و کاهش توان مصرفی در آن می گردد ولی این اقدام موجب پیچیده شدن ساختار مکانیکی کمپرسور، افزایش قیمت اولیه، افزایش هزینه تعمیر و نگهداری (با وجود افزایش عمر مفید قطعات در اثر کاهش درجه حرارت) به لحاظ افزایش و تنوع قطعات مصرفی در کمپرسور، افزایش هدر رفت انرژی ناشی از افزایش اصطکاک در قطعات مکانیکی و افزایش هدر رفت انرژی (افت فشار) در خنک کن های بین مرحله ای و … خواهد شد.

برای این منظور در یک جمع بندی کلی و در انتخاب نهایی تعداد مراحل باید محدودیت های اجرایی و تحلیل اقتصادی تأثیر افزایش تعداد مراحل بر روی هزینه های ثابت و جاری را مورد توجه قرار داد.

به همین خاطر لازم است که نسبت تراکم بهینه در کمپرسورهای چند مرحله ای مورد بررسی قرار گیرد. در یک کمپرسور چند مرحله ای (مثلا دو مرحله ای) توان مصرفی برابر است با جمع توان مصرفی در هر یک از مراحل کمپرسور. توان مصرفی هنگامی به حداقل خود میرسد که مشتق W نسبت به فشار بین مرحله ای (P_i) مساوی صفر شود. بر اساس این نظریه در یک کمپرسور دو مرحله ای برای این که توان مصرفی از نظر تئوری به حداقل خود برسد باید فشار بین مرحله ای واسطه هندسی بین فشار مکش و دهش کمپرسور باشد.

برای یک کمپرسور دو مرحله ای فرض بر این می شود که P₁، P₂ و P_i  به ترتیب فشار مکش، دهش و بین مرحله ای باشد. لذا توان مصرفی کل برابر است با جمع توان مصرفی در دو مرحله یا:

(16-1)                                                                

در طراحی کمپرسور فرض بر این بود که خنک کن بین مرحله ای دمای گاز ورودی به مرحله دوم را مساوی دمای گاز ورودی به مرحله اول نماید. در این صورت:

(17-1)                                                                                                               P₁V₁ = P₂V₂    

به عبارت دیگر خواهیم داشت:

(18-1)                                                                         

توان مصرفی موقعی حداقل است که  باشد. با فرض  و مشتق گیری از رابطه (18-1) نتیجه می شود:

(19-1)                                                                                                               P_i² = P₁P₂          

(20-1)                                                                                                               P_i =       

یعنی P_i باید واسطه هندسی بین فشار ابتدایی و انتهایی کمپرسور باشد. برای کمپرسورهای N مرحله ای، نسبت تراکم هر مرحله برابر است با:

(21-1)                                                                                                             (r)_stg =        

تذکر: در محاسبات انجام شده گازها ایده آل فرض شده‌اند. حال آن که در خیلی از موارد به لحاظ تغییر C_p، Z ≠ 1 نتایج به دست آمده برای گازهای واقعی دارای مغایرت های غیر قابل چشم پوشی خواهد بود. برای چنین مواردی (نظیر سیستم های تبرید) بهتر است که از دیاگرام مولیر (Mollier) استفاده شود. ضمنا در بررسی فوق از افت فشار در خنک کن بین مرحله ای صرف نظر شده است [3], [4].

مراجع:

[1]      م. ح. موحدی, گاز طبیعی (مروری بر فرآیند استخراج تا مصرف). 1387, pp. 1–31.

[2]      م. ر. نژاد, “معرفی و مراحل کار ایستگاه های تقویت و کاهش فشار در سیالات,” 1394.

[3]      ا. کاویانی, مبانی کمپرسورها. 1384.

[4]      R. Brown, Compressors: Selection and Sizing, Second. Gulf Professional Publishing, 1997.