کد متلب تنظیم پارامتر های کنترل کننده PID با استفاده از الگوریتم ژنتیک (GA)

اختصاصی از فی گوو کد متلب تنظیم پارامتر های کنترل کننده PID با استفاده از الگوریتم ژنتیک (GA) دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

کد متلب تنظیم پارامتر های کنترل کننده PID با استفاده از الگوریتم ژنتیک (GA)

خط های برنامه حاوی توضیحات لازم به صورت کامنت هستند.

برای مشاهده نتایج کافیست کد را در نرم افزار متلب Run نمایید.

دانلود مقاله داروهای جدید تضعیف کننده سیستم ایمنی

اختصاصی از فی گوو دانلود مقاله داروهای جدید تضعیف کننده سیستم ایمنی دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

در سال های اخیر تعداد زیادی از مولکول های کوچک و بزرگ کشف شده ، به عنوان داروهای تضعیف کننده ایمنی جدید در پیوند اعضا مورد استفاده قرار گرفته اند. در این مقاله داروهای مایکوفنولات موفتایل ، لفلونماید ، سیرولیموس و تاکرولیموس که در بیماران خاصیت تضعیف کننده سیستم ایمنی دارند ، مورد بحث و بررسی قرار خواهد گرفت.
در درمان های معمول تضعیف سیستم ایمنی ، عموما موجب کاهش دفع پیوند ، همراه با افزایش بروز عفونت و بد خیمی است. اما داده های آماری حاصل از فاز ااا داروهای مذکور نشان می دهد کاهش دفع حاد پیوند در این داورها در سال اول پس از پیوند ، با افزایش بروز عفونت و بد خیمی همراه نبوده است. چون اغلب داروهای جدید با مکانیسم های متفاوت عمل می نمایند ، طبیعتا سمیت های متفاوتی نیز خواهند داشت. از این رو ، مصرف هم زمان این داروها ، فرصت استفاده از ترکیباتی را می دهد که مسیرهای مختلف ایمنی را مهار نموده اند ، در حالی که سمیت آن ها با یکدیگر هم پوشانی ندارد. به این ترتیب گسترش داروهای جدید پزشکان را قادر خواهد ساخت تا درباره هر بیمار ، رژیم درمانی خاص آن بیمار را تعیین نمایند (1).
مایکوفنولات موفتایل       (Cellcept  ) Mofetil ) (Mycophenolate )
مایکوفنولیک اسید  (MPA) برای اولین بار در سال 1896 از کشت پنی سیلیوم به دست آمد ، سپس اثرات ضد قارچ ، ضد باکتری ، ضد تومور و ضد پسوریازیس این دارو آشکار گردید ، اما هیچ کدام منجر به استفاده کلینیکی نگردید. پس از آن استر  MPA ، مایکوفنولات موفتایل (MMF) که فراهمی زیستی بیشتری نسبت به  MPA دارد اثرات امیدوار کننده ای در پیوند کلیه و کبد از خود نشان داد.  MMF در سال های 1995 و 1998 ، به ترتیب جهت استفاده در دفع حاد پیوند آلوگرافت کلیه و قلب توسط  FDA مورد تایید قرار گرفت. علی رغم حضور داروهای جدید پورینی و پیریمیدینی ، در حال حاضر MMF ، مهم ترین کاندیدا در جایگزین شدن به جای آزاتیوپرین می باشد.
 
فارماکوکینتیک
MMF ، 2 ـ مورفولین اتیل استر  MPA یک پیش دارو بوده ، در فرم خوراکی به سرعت و به طور کامل توسط استرازهای پلاسما به متابولیت فعال خود MPA هیدرولیز می شود. MMF به طور کامل در الکل محلول بوده و همچنین کمی محلول در آب می باشد. حجم توزیع این دارو و در تجویز خوراکی یا وریدی L/kg 6/3  می باشد. MPA تقریبا به طور کامل ( 99 درصد ) به آلبومین پلاسما متصل شده ، در کبد به وسیله آنزیم اوریدین دی فسفات ـ گلوکورونوزیل ترانسفراز به مایکوفنولیک اسید گلوکورونید  (MPAG) متابولیزه می شود که از نظر فارماکولوژیکی فعالیت کمی دارد. تقریبا 87 درصد دارو ازز کلیه و 6 درصد از مدفوع دفع می شود (1).  MPA چرخه روده ای ـ کبدی دارد که منجر به سمیت این دارو در دستگاه گوارش می شود.  MPAG به وسیله آنزیم های مخاطی و فلور روده به MPA تبدیل شده و بازجذب می گردد که باعث افزایش غلظت ثانویه در مطالعات فارماکوکینتیکی پس از 6 تا 12 و 24 ساعت می شود.

شامل 18 صفحه word

دانلود مقاله تبخیر کننده ها

اختصاصی از فی گوو دانلود مقاله تبخیر کننده ها دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

اهمیت تبخیرکننده ها در صنایع گوناگون برای کسانی که با آنها سروکار دارند پوشیده نیست، مخصوصا در پالایشگاه های نفت و گاز برای استفاده از آب های نامرغوب و جلوگیری از ورود آنها به محیط زیست، آنها را بازیافت می کنند و به صورت آب مقطر یا آب های سرویس در می آورند که آب های سرویس برای شستشو استفاده می شود، اما آب مقطر می تواند استفاده های گوناگون داشته باشد که از جمله می تواند در دیگ های بخار برای تهیه بخار استفاده شود، لذا برای تهیه آب مقطر روش های گوناگونی وجود دارد که یکی از آنها روش تبخیر است که در تبخیرکننده های چند مرحله ای صورت می گیرد. در این جا خواص مایع تبخیر شونده و انواع تبخیرکننده ها و مشکلات حاکم بر آنها شرح داده می شود.

• تبخیر

تبخیر یا غلیظ کردن یک محلول، شامل یک ماده حل شونده غیرفرار و یک حلال فرار است. در اکثریت تبخیرها، حلال ما، آب است. در تبخیر، بخشی از حلال، بخار می شود و یک محلول غلیظ تولید می شود. تبخیر کردن با خشک کردن فرق می کند، زیرا در تبخیر کردن، آن چه باقی می ماند مایع است (بعضی اوقات مایعی با لزجی سطح بالا) نه یک جامد. همین طور تبخیر با تقطیر نیز فرق دارد، زیرا در تبخیر معمولا بخار آب، خالص است و حتی هنگامی که بخار آب مخلوط است، هیچ کوششی در مرحله تبخیر برای جداسازی بخار آب در قسمت های مختلف صورت نمی گیرد. تبخیر با بلورسازی نیز تفاوت دارد، زیرا در تبخیر تأکید برغلیظ کردن محلول است نه برشکل دادن و ساختن بلورها در وضعیت معین، مثلا در تبخیر آب نمک برای تولید نمک معمولی، خط بین تبخیر و بلورسازی خیلی دور از نوک تیز بودن است.معمولا، در تبخیر، مایع غلیظ، محصول با ارزشی است و بخار آب بعد از چگال شدن دور ریخته می شود، اما در یک وضعیت ویژه، عکس این مطلب صادق است.

آب حاوی مواد معدنی اغلب برای مصرف در بویلرها، فرایندهای ویژه و مصرف انسان، تبخیر می شود و محصول عاری از مواد جامد است. این روش اغلب، تقطیر آب نامیده می شود، اما از دید فنی، تبخیر می باشد. فرآیندهای تبخیر در مقیاس بزرگ توسعه یافته است و برای تهیه آب شیرین از آب دریا به کار می رود. فقط مقدار کمی از کل آب تغذیه بازیافت و شیرین می شود و باقی مانده به دریا برمی گردد.

• خواص ویژه ی مایع

مشکل اساسی تبخیر، کاملا به وسیله خاصیت مایعی که باید غلیظ شود، تحت تأثیر قرار می گیرد. تغییرات وسیعی در خواص مایع وجود دارد (که تشخیص و تجربه را در طراحی و عملیاتی کردن تبخیرکننده ها طلب می کند) که این عملیات را از انتقال حرارت ساده به یک هنر مجزا مبدل می کند. بعضی از مهمترین خواص مایع در حال تبخیر به شرح زیر است:

1- غلظت: مایع رقیق ورودی به تبخیرکننده، ممکن است به اندازه کافی رقیق باشد، اما هم چنان که غلظت افزایش می یابد، محلول بیشتر و بیشتر حالت خاص به خود می گیرد. چگالی و لزجی با حجم مواد جامد افزایش می یابد تا این که محلول اشباع شود یا این که به خاطر خود مایع، انتقال حرارتی صورت نگیرد. با جوش دادن بیشتر مایع اشباع شده، کریستال تشکیل می شود که باعث انسداد لوله ها می شود.

2-کف کردن: بعضی مواد مخصوصا مواد آلی، در مدت تبخیر، کف تشکیل می دهند. کف پایدار، با بخار آب خروجی بیرون می رود و باعث کاهش بخار خروجی می شود. در بسیاری از حالت کل مایع، ممکن است در جوش زیاد به همراه بخار آب خارج شود.

3- حساسیت دما: بعضی از مواد شیمیایی ظریف، محصولات دارویی و غذاها، در حین حرارت دیدن متوسط در زمان نسبتا کوتاه، صدمه می بینند. در تغلیظ چنین موادی، تکنیک های ویژه ای هم برای کاهش دمای مایع و هم برای مدت حرارت دادن، لازم است.

4- جرم: بعضی محلول ها روی سطح حرارتی، جرم تشکیل می دهند که باعث کاهش شدید ضریب انتقال حرارت می شود. در چنین حالتی باید تبخیر کننده را از کار انداخت و جرم ها را از بین برد.

5- مواد ساختمانی تبخیرکننده: معمولا از بعضی انواع فولاد ساخته می شوند، اما بعضی از محلول ها، فلزات آهنی را مورد حمله قرار می دهند یا آنها را آلوده می کنند. بعضی مواد گران قیمت ممکن است در ساختمان تبخیر کننده برای جلوگیری از خوردگی به کار رود که باید نرخ انتقال حرارت بالایی داشته باشند تا گرانی را توجیه کند. بعضی خواص مایع هم باید توسط طراح درنظر گرفته شود، مثل: حرارت ویژه، حرارت غلظت، نقطه انجماد، سمی بودن، خطرات انفجار، رادیو اکتیویته و عملیات استریل.

• عملیات یک مرحله ای و چند مرحله ای

بیشتر تبخیرکننده ها به وسیله بخار چگال شونده برروی لوله های فلزی، حرارت داده می شوند. تقریبا همیشه موادی که تبخیر می شوند، درون لوله ها جریان دارند. معمولا بخار، در فشار پایین یعنی زیر atm 3می باشد. مایع جوشنده نیز در خلأیی زیر خلأ متوسط، تا حدود Kpa 5می باشد. کاهش دمای جوش مایع، اختلاف دما بین بخار و مایع جوشنده را افزایش می دهد که موجب افزایش نرخ انتقال حرارت در تبخیر کننده می شود. در تبخیر کننده های یک مرحله ای، بخار به صورت غیر مؤثر استفاده می شود (کارایی پایین). در تبخیر کننده یک مرحله ای برای تبخیر یک پوند آب حدود یک تا یک و سه دهم پوند ( lb1.3 - 1) بخار مصرف می شود.در تبخیر کننده دو مرحله ای، بخار آب تولید شده با بخار ورودی به سیستم، ترکیب می شود و در مرحله دوم مورد استفاده قرار می گیرد. در این مرحله بخار آب تولید شده به وسیله واحد جرم بخار ورودی به سیستم تقریبا دوبرابر است. به طورکلی، روش عمومی افزایش تبخیر در واحد جرم بخار ورودی به سیستم، با استفاده از سری های تبخیرکننده ها، بین منبع بخار و چگالنده، تبخیر چند مرحله ای نامیده می شود.

• انواع تبخیرکننده ها
1-تبخیرکننده های عمودی با لوله دراز

• جریان صعودی:Climbing film))

• جریان نزولی:(Falling film)

• چرخش وادار شده:(Forced circulation)

2-تبخیرکننده های مغشوش(Agitated-film)

• تبخیرکننده های یک بار گذر و تبخیرکننده های چرخشی

در تبخیرکننده های یک بار گذر، مایع تغذیه فقط یک بار از میان لوله ها عبور می کند، بخارهایش را آزاد می کند و به صورت مایع غلیظ از واحد بیرون می رود. همه تبخیر در یک بار گذر از لوله ها، انجام می شود.
نسبت تبخیر به تغذیه (خوراک ورودی) در واحد یک بار گذر محدود است. بنابراین، این تبخیرکننده ها خیلی خوب با عملیات چند مرحله ای سازگار هستند، طوری که کل مقدار غلظت، می تواند روی چند مرحله پخش شود. تبخیر کننده های مغشوش همیشه به صورت یک بار گذری کار می کنند، تبخیرکننده های صعودی و نزولی نیز می توانند به این روش به کار گرفته شوند.تبخیرکننده های یک بار گذر، مخصوصا برای مواد حساس به حرارت مفید هستند.در خلأ خیلی بالا، دمای مایع می تواند پایین نگه داشته شود. با یک بار عبور سریع از میان لوله ها، مایع غلیظ در زمانی کوتاه در دمای تبخیر است و به محض این که تبخیر کننده را ترک کرد می تواند سریعا سرد شود.
در تبخیر کننده های چرخشی یک حوض مایع درون تجهیزات است. خوراک ورودی با مایع درون حوض مخلوط می شود و هر دو از لوله ها عبور می کنند. مایع تبخیر نشده از لوله ها تخلیه می شود و به حوض برمی گردد. به طوری که فقط بخشی از کل تبخیر در یک گذر رخ می دهد. همه تبخیرکننده های چرخشی وادار شده، از این نوع هستند. تبخیرکننده های جریان بالا نیز معمولا از این نوع هستند. مایع غلیظ شده، از حوض بیرون کشیده می شود، در غیر این صورت به علت بالابودن غلظت، چگالی، لزجی و نقطه ی جوش، ضریب انتقال حرارت کاهش می یابد. این نوع تبخیرکننده ها، برای غلیظ کردن مایعات حساس به دما، مناسب نیستند. اگر چه با بالا بردن خلاء، دمای کل مایع پایین می آید و در ظاهر این دما برای این نوع مواد غیرمخرب است، اما به دلیل تماس مکرر مایع با لوله های داغ، مقداری از مایع به دمای خیلی بالایی می رسد که مطلوب نیست. اگر چه زمان متوسط ماندگاری مایع در ناحیه حرارتی ممکن است کوتاه باشد، ولی بخشی از مایع برای زمان قابل ملاحظه ای در تبخیر کننده باقی می ماند که همین زمان حتی برای مقدار کمی از مواد حساس به حرارت، مثل غذاها، باعث فساد کل محصول می شود. اما تبخیرکننده های چرخشی می توانند در دامنه وسیعی از غلظت، بین خوراک ورودی و مایع غلیظ، در یک واحد یک مرحله ای عمل کنند و خیلی خوب با تبخیر یک مرحله ای سازگار می شوند. آنها می توانند یا با چرخش طبیعی که جریان درون لوله ها به وسیله اختلاف چگالی تأمین می شود، کار کنند یا می توانند با چرخش وادار شده که جریان درون لوله به وسیله پمپ تأمین می شود، کار کنند.

• تبخیرکننده های لوله بلند با جریان صعودی
قطعات اصلی این نوع تبخیرکننده شامل:

1 - مبدل حرارتی لوله ای که بخار در پوسته و مایع غلیظ شونده در لوله است
2 - یک جداکننده برای گرفتن مایعات همراه بخار آب
3- در صورت چرخشی بودن واحد، یک لوله، برای برگشت مایع جدا شده از بخار به انتهای مبدل حرارتی که این لوله بین جدا کننده و مبدل حرارتی وصل می باشد.
ورودی های آن بخار و مایع خروجی های آن، بخار آب، مایع غلیظ، بخارچگال شده و گازهای غیرقابل چگال از بخار، لوله ها به قطر2 و1اینچ و طول 32-12فوت هستند. در اثر جوشیدن، بخار آب و مایع به طرف بالا حرکت می کنند و مایع جدا شده در اثر نیروی ثقل به انتهای لوله ها باز می گردد. خوراک ورودی رقیق و مایعات گرفته شده در جدا کننده، وارد سیستم می شود. در فاصله کوتاهی از زمان، خوراک ورودی، از لوله بالا می روند و از بخار که در بیرون لوله ها است حرارت دریافت می دارد. هم چنان که مایع می جوشد، حباب هایی درون آن شکل می گیرد که باعث افزایش سرعت خطی و نرخ انتقال حرارت می شوند. نزدیک بالای لوله ها، حباب ها با سرعت رشد می کنند. در این ناحیه، حباب های بخار آب به همراه تفاله های مایع، خیلی سریع درون لوله ها بالا می روند و با سرعت زیاد از بالا خارج می شوند. از لوله ها مخلوط مایع و بخار آب، وارد جدا کننده می شوند. قطر جدا کننده از مبدل حرارتی بیشتر است و همین باعث افت شدید سرعت خطی می شود. به عنوان کمک بیشتر در حذف قطرات مایع، بخار آب به مانع برخورد می کند و پیش از ترک جدا کننده، از اطراف مجموعه ای از تیغه ها عبور می کند. این نوع تبخیر کننده ها، مخصوصا برای غلیظ کردن مایعاتی که تمایل به کف کردن دارند مؤثر است. هنگامی که مخلوط مایع و بخار آب با سرعت خیلی بالا، به تیغه ها برخورد می کنند، کف ها شکسته می شوند.

• تبخیرکننده های نزولی
غلیظ کردن مواد خیلی حساس به حرارت مانند آب پرتقال کمترین زمان حرارت دهی را لازم دارد.این کار می تواند در تبخیرکننده های یک بار گذر، جریان نزولی انجام شود که در آن مایع از بالا وارد می شود، در درون لوله های داغ به عنوان یک ورقه نازک(Film) جریان می یابد و از انتها بیرون می رود. لوله ها حدود10-2اینچ قطر دارند. بخار آب تولید شده از مایع، معمولا همراه مایع به سمت پایین هدایت می شود و از ته واحد، بیرون می رود. ظاهر این تبخیرکننده ها مشابه مبدل حرارتی دراز، عمودی و لوله ای می باشد که دارای جدا کننده ی بخار آب و مایع در پایین و توزیع کننده مایع در بالا می باشد. مسأله مهم در این نوع تبخیرکننده ها، توزیع یکنواخت مایع، درون لوله ها به صورت ورقه نازک یکنواخت است. این کار به وسیله مجموعه ای از صفحات فلزی سوراخ دار که به طور یکنواخت در هر لوله جریان دارد یا به وسیله توزیع کننده ی پروانه ای دارای بازوهای شعاعی که به وسیله آن خوراک ورودی با نرخ یکنواخت روی سطح داخلی هر لوله پاشیده می شود. یک روش دیگر، استفاده از یک نازل افشانه ای مخصوص در داخل هر لوله است. چنانچه گردش مجدد مجاز باشد و به مایع خسارتی وارد نیاورد، می توان مایع را با ملایمت به بالای لوله ها هدایت کرد. این عمل باعث می شود تا حجم بیشتری از جریان نسبت به حالت یک بار گذر، درون لوله ها جریان یابد. برای انتقال حرارت خوب، عدد رینولدز، مربوط به ورقه نازک آبشاری باید در سراسر لوله بزرگتر از عدد 2000 باشد. همانطور که مایع از بالای لوله به سمت پایین آن جریان می یابد، مقدار آن به طور پیوسته کاهش می یابد به طوری که مقدار غلظتی که می تواند در یک گذر (Single pass) انجام شود، محدود است. تبخیرکننده های جریان نزولی، بدون گردش مجدد و زمان ماندگاری خیلی کم در لوله، محصولات حساسی را حمل می کنند که به هیچ روش دیگری نمی توانند تغلیظ شوند. هم چنین آنها برای تغلیظ مایعات لزج خیلی خوب سازگار هستند.

• تبخیرکننده های با گردش وادار شده (Forced circulation evaporators)

در تبخیرکننده های با گردش طبیعی، مایع با سرعت ft/s 4-1 وارد لوله ها می شود. هم چنان که بخار آب در لوله ها شکل می گیرد سرعت خطی تا اندازه ای افزایش می یابد به طوری که نرخ انتقال حرارت در حد کلی رضایت بخش است.اما وقتی مایعات لزج در واحد گردش طبیعی در جریان باشد، ضریب کلی به طور غیراقتصادی پایین است. ضرایب بالاتر در تبخیرکننده های گردش وادار شده، به دست می آید.در اینجا پمپ گریز از مرکز، مایع را با سرعت ورودیft/s 18-6 به لوله ها پمپ می کند. لوله ها تحت ارتفاع استاتیکی کافی برای جلوگیری از جوشیدن مایع در لوله ها هستند. هم چنان که ارتفاع استاتیکی در حین جریان مایع از گرم کننده تا فضای بخار آب کاهش می یابد، مایع، حرارت فوق العاده زیادی می بیند، (superheat) و به یک مخلوط بخار آب ارسال می شود و درست قبل از ورود به بدنه تبخیرکننده، به خط خروجی مبدل حرارتی، افشانده می شود. مخلوط بخار آب و مایع به یک صفحه منعکس کننده در فضای بخار آب، برخورد می کند. مایع به ورودی پمپ برمی گردد و با خوراک ورودی مخلوط می شود، و بخار آب هم بالای بدنه تبخیر کننده را به سمت چگالنده یا مرحله بعدی، ترک می کند. بخشی از مایع هم که جداکننده را ترک می کند به طور دائم بیرون کشیده می شود.در موارد دیگر از مبدل های عمودی یک بارگذر استفاده می شود. در هر دو نوع، انتقال حرارت مخصوصا هنگامی که دارای مایعات رقیق باشند، بالا است، اما، بزرگترین بهبود در تبخیر گردش طبیعی زمانی است که دارای مایع لزج باشند. برای مایعات رقیق، بهبود به وسیله گردش وادار شده، هزینه های افزوده شده پمپاژ را نسبت به گردش طبیعی توجیه نمی کند، اما برای مواد چسبنده، مخصوصا زمانی که فلزات گران قیمت باید استفاده شوند، هزینه های افزون توجیه پذیرند.

مثال این کار غلظت سود سوزآور است که در تجهیزات نیکلی انجام می شود. در تبخیرکننده های چند مرحله ای که مایع غلیظ لزج تولید می کنند، ممکن است مراحل اولیه از نوع گردش طبیعی باشند و بقیه که دارای مایع لزج تر هستند از نوع گردش وادار شده باشند. به علت سرعت بالا در تبخیر کننده های با گردش وادار شده، زمان قرارگیری مایعات درون لوله در برابر حرارت پایین است، (sec 3-1)، به طوری که مایعات حساس به حرارت به خوبی در آنها تغلیظ می شوند. هم چنین در تبخیر مایعات نمکی یا آنهایی که تمایل به ایجاد کف دارند، مؤثر است.
• تبخیرکننده های مغشوش Agitated-film) evaporators)

مقاومت اصلی در برابر انتقال حرارت کلی از بخار به مایع در حال جوش در یک تبخیرکننده، ناشی از جدار مایع است. برداشتن این مقاومت به هر طریق ممکن، باعث بهبودی قابل ملاحظه ای در ضریب انتقال حرارت می شود. در تبخیرکننده های لوله ای دراز مخصوصا دارای گردش وادار شده، سرعت مایع بالاست. مایع تا حد زیادی مغشوش و نرخ انتقال حرارت بزرگ است. یکی از راه ها، استفاده از هم زن مکانیکی است. این، نوعی تبخیرکننده ی جریان پایین اصلاحی است که دارای لوله پوشش دار و حاوی هم زن داخلی است. خوراک ورودی از بالای بخش پوشش دار وارد می شود و به وسیله تیغه های عمودی یک هم زن، درون یک ورقه نازک بسیار مغشوش، پخش می شود. مایع غلیظ از انتهای بخش پوشش دار بیرون می رود و بخار آب تولیدی از ناحیه در حال تبخیر بالا می رود و درون جدا کننده ی بدون پوشش می ریزد که از لوله های تبخیرکننده گشادتر است. در جدا کننده، تیغه های هم زن، مایع ورودی همراه بخار آب را به سمت صفحات عمودی ساکن پرتاب می کند. قطرات، روی این صفحات به هم می پیوندند و به تبخیر کننده برمی گردند. بخار آب بدون مایع از بالای واحد و از میان خروجی ها بیرون می رود.

مزیت عمده یک تبخیر کننده مغشوش، دادن نرخ بالای انتقال حرارت به مایعات لزج است. محصول ممکن است مایع لزجی به بزرگی p1000 در دمای تبخیر، داشته باشد. هم چنان که ضریب کلی انتقال حرارت با افزایش لزج بودن در دیگر تبخیر کننده ها افت می کند، اما در این نوع، افت، کم است. برای مواد بسیار لزج، ضریب انتقال حرارت تا حد قابل ملاحظه ای در تبخیرکننده های گردش وادار شده، بزرگتر است و در واحدهای گردش طبیعی، خیلی بزرگتر. تبخیرکننده های نوع مغشوش، مخصوصا برای محصولات لزج حساس به حرارت نظیر ژلاتین، لاستیک، آنتی بیوتیک و آب میوه ها مؤثر است. از عیب هایش، قیمت (هزینه) بالا، قطعات متحرک داخلی، که به نگه داری قابل توجهی نیاز دارند، و ظرفیت کم واحدهای انفرادی است که خیلی زیر ظرفیت تبخیرکننده های چند لوله ای است.

• کارایی تبخیرکننده های لوله ای
مقیاس اصلی کارایی تبخیرکننده های لوله ای گرم شونده به وسیله بخار، ظرفیت و مزیت اقتصادی است. ظرفیت به عنوان مقدار آب بخار شده برحسب پوند، در ساعت است. مزیت اقتصادی، مقدار بخار آب ایجاد شده برحسب پوند به یک پوند بخار تزریق شده به واحد است. در تبخیرکننده های یک مرحله ای، عدد مزیت اقتصادی، تقریبا همیشه زیر یک است. اما در تجهیزات چند مرحله ای تا حدقابل ملاحظه ای بالا است. مقدار مصرف بخار برحسب پوند در ساعت نیز مهم است و مساوی است با ظرفیت تقسیم بر مزیت اقتصادی.

فرمت این مقاله به صورت Word و با قابلیت ویرایش میباشد

تعداد صفحات این مقاله  20  صفحه

پس از پرداخت ، میتوانید مقاله را به صورت انلاین دانلود کنید

دانلود مقاله بررسی نقش و تاثیر ممانعت کننده ها در صنعت نفت

اختصاصی از فی گوو دانلود مقاله بررسی نقش و تاثیر ممانعت کننده ها در صنعت نفت دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

مقدمه :
ممانعت کننده ها افزودنی هایی هستند که با ایجاد تغییر و تحول بر روی سطح فلزات ، محیط و یا هر دو خوردگی را تحت کنترل در آورده ، شیوه عمل آنها ایجاد تغییرات در واکنش های آندی ، کاتدی و یا هر دو آنها است . ممانعت کننده های بسیار زیادی با ترکیبات مختلف موجود می باشند ؛ اکثر این مواد با آزمایشات تجربی پیدا شده و اصلاح یافته اند و بسیاری از آنها با نام های تجاری عرضه می گردند و ترکیب شیمیایی آنها مخفی نگه داشته می شود . به همین دلیل فرآیند حفاظت به این روش به طور کامل مشخص و روشن نیست . ممانعت کننده ها را می توان بر حسب مکانیزم و ترکیب طبقه بندی نمود . با توجه به ترکیب ممانعت کننده ها به دو دسته اصلی معدنی ( Inorganic) و آلی ( Organic) تقسیم می گردند . بر حسب مکانیزم عمل دو نوع مشخص بازدارنده وجود دارد :
نوع A : که لایه یا فیلمی محافظ روی سطح فلز تشکیل داده یا نوعی واکنش با فلز انجام می دهند ( مثلا روئین کردن )
نوع B : موادی که قدرت خورندگی محیط را کم می کنند.
ضمنا بازدارنده های AB هم وجود دارند که هم می توانند با فلز واکنش انجام داده و هم قدرت خورندگی محیط را کم کنند ، ولی همیشه یکی از خاصیت ها حاکم بر دیگری است. بازدارنده های نوع A بسیار متداول بوده در حالیکه بازدارنده های نوع B کمتر متداول هستند . انواع اصلی بازدارنده ها به ترتیب زیر طبقه بندی می شوند :
نوع ІA: بازدارنده هایی که سرعت خوردگی را کم می کنند ولی کاملا مانع آن نمی شوند .
نوع ІІA : بازدارنده هایی که باعث به تاخیر انداختن حمله خوردگی برای مدت زیادی می شوند . به طوری که فلز در مقابل خوردگی مصونیت موقتی پیدا می کند.
نوع ІІІA : بازدارنده های روئین کننده که لایه های روئین بر سطح فلز تشکیل می دهند . این لایه ها غالبا اکسید یا نمک های غیر محلول فلزی هستند ، مانند فسفات و کرمات برای فولاد . اگر مقدار بازدارنده ای که به محلول اضافه می گردد کم باشد لایه های ناپیوسته تشکیل می گردد که ممکن است خوردگی حفره ای یا حمله تسریع شده موضعی بوجود آید.
نوع ІB : بازدارنده هایی هستند که واکنش خوردگی را آهسته می کنند . بدون آنکه کاملا مانع آن شوند . این بازدارنده ها غالبا در ضمن عمل حفاظت مصرف می شوند . مانند هیدرازین و سولفیت سدیم .
نوع ІІB : بازدارنده هایی هستند که در اثر ترکیب با موادی که باعث خوردگی در یک محیط مشخص می شوند ، خوردگی را به تاخیر می اندازند.
به طور کلی بازدارنده های نوع ІA ، ІІA ، ІІB ترکیبات آلی هستند و انواع ІІІA و ІB مواد معدنی .
موارد عمده کاربرد ممانعت کننده ها مربوط به 4 محیط زیر است :
1- محلول های آبی از اسید هایی که در فرآیند های تمیز کردن فلزات بکار می روند مثل اسید شویی
2- آب های طبیعی ، آب های تهیه شده برای سرد کردن در مقیاس صنعتی با PH طبیعی
3- محصولات اولیه و ثانویه از نفت و پالایش و حمل و نقل آن
4- خوردگی گازی و اتمسفری در محیط های محدود در حین حمل و نقل و انبار کردن و موارد مشابه
صنایعی همانند نفت که با H2S و CO2 در ارتباط اند . در مجاورت آب و بخصوص آب شور و دیگر ناخالصی ها مشکلات ناشی از خوردگی را دو چندان می نمایند . ممانعت کننده هایی همانند نفتنیک ، آمین و دی آمین های ( RNH(CH2)n) بکار گرفته می شوند که R یک زنجیر هیدرو کربوری و n = 2-10 است.
لازم به ذکر است که ممانعت کننده ها از نظر فلز ، محیط خورنده ، درجه حرارت و غلظت معمولا منحصر به فرد هستند. غلظت و نوع ممانعت کننده ای که در یک محیط خورنده بایستی استفاده شوند با آزمایش و تجربه تعیین می گردند و اینگونه اطلاعات را معمولا از تولید کننده گان آن مواد می توان دریافت نمود . در صورتی که غلظت ممانعت کننده کمتر از اندازه کافی باشد ، ممکن است خوردگی تسریع شود ، مخصوصا خوردگی های موضعی مثل حفره دار شدن .
لذا در صورتی که غلظت ممانعت کننده ها کمتر از اندازه کافی باشد ، خصارت بیشتر از موقعی خواهد بود که ممانعت کننده اصلا بکار برده نشود . برای پرهیز از این خطر بایستی غلظت ممانعت کننده همواره بیش از مقدار مورد نیاز باشد و غلظت آن به طور متناوب تعیین گردد . موقعی که دو یا چند ممانعت کننده به یک سیستم خورنده اضافه گردند ، تاثیر آنها گاهی اوقات بیشتر از تاثیر هر کدام به تنهایی است .
اگرچه در موارد بسیاری از ممانعت کننده ها به خوبی می توان استفاده نمود ، ولی محدودیت هایی نیز برای این نوع محافظت از خوردگی وجود دارد . ممکن است اضافه کردن ممانعت کننده به سیستم بخاطر آلوده کردن محیط عملی نباشد . به علاوه بسیاری از ممانعت کننده ها سمی بوده و کاربرد آنها محدود به محیط هایی است که به طور مستقیم یا غیر مستقیم در تهیه مواد غذلیی یا محصولات دیگری که مورد استفاده انسان قرار می گیرد ، نمی باشند.

ممانعت کننده ها و معرفی روش های جدید حفاظت از خوردگی کف مخازن نفت و مایعات گازی :
توضیحات:خوردگی کف مخازن را می توان با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.
خوردگی کف مخازن نفتی یکی از مشکلات مهم ذخیره سازی نفت خام و مایعات گازی است. نشست مخازن بزرگ نفتی موجب آلودگی آب های زیرزمینی و وارد آمدن خسارت های جبران ناپذیر به محیط زیست می شود. در گذشته کف مخازن (قسمت بیرونی مخزن که با زمین در ارتباط است) با به کارگیری حفاظت کاتدی نتوانسته است به طور کامل مانع از نشت و جلوگیری از خوردگی کف مخازن ذخیره نفت شود.
در این مقاله دلایل ناتوانی سیستم حفاظت کاتدی در جلوگیری از خوردگی کف مخازن نفتی و آخرین روشهای مورد استفاده برای حفاظت کف مخازن بررسی می شود.
به کارگیری سیستم حفاظت کاتدی، بازدارنده های خوردگی از نوع فاز بخار و به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و بازدارنده های خوردگی فاز بخار از جمله روش های حفاظت از خوردگی کف مخازن است.

مشکلات روش های حفاظت کاتدی:
نتایج تجربی نشان می دهد سیستم حفاظت کاتدی به تنهایی قادر به حفاظت خوردگی کف مخازن نیست و در موارد متعدد دچار نشت شده است. این درحالی است که کف مخازن در پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد.
یکی از روش های توزیع مناسب پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن به کارگیری بستر آندی است. به گونه ای که موجب توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن شود که شامل، به کارگیری آندهای کم عمق در اطراف مخزن، آندهای افقی و سیمی در زیر کف مخزن است.
در روش اول به علت تخلیه جریان حفاظت کاتدی در لایه سطحی زمین، باعث افزایش ضریب حفاظتی (Over protection) در خطوط لوله مدفون در خاک و مجاور مخازن می شود، بنابراین از این روش نمی توان در پالایشگاه ها استفاده کرد. در روش دوم آندهای سیمی به صورت مارپیچ در فونداسیون کف مخزن قرار می گیرد و این روش برای مخازن موجود قابل استفاده نیست.
یکی دیگر از روش های توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخزن عایق سازی الکتریکی هر یک از مخازن از یکدیگر است. در این روش هر یک از مخازن توسط فلنچ عایقی به همراه مقاومت الکتریکی از یکدیگر جدا می شوند.
به کارگیری پوشش در کف مخزن ها نیز یکی دیگر از روش هایی است که در توزیع حفاظت کاتدی در کف مخزن استفاده می شود. به دلیل مشکلات اجرایی اعمال پوشش بر روی ورق فولادی کف مخازن نفتی و گازی امکان پذیز نمی باشد. حرارت ناشی از جوشکاری صفحات کف مخزن، باعث از بین رفتن پوشش آنها می شود، در نتیجه پوشش مناسبی برای حفاظت از این نواحی نیست.
بنابراین به جای پوشش دادن ورق فولادی کف مخزن، محل نصب مخزن به خوبی پوشش داده می شود و اطراف مخزن را به خوبی آب بند می کنند. پوشش مزبور چسبندگی به کف مخزن ندارد، در چنین شرایطی این پوشش در حکم سپر برای جریان حفاظت کاتدی عمل می کند و اگر به دلایلی الکترولیک به ناحیه بین پوشش و کف مخزن نفوذ کند، حفاظت کاتدی قادر به مقابله با خوردگی آن نخواهد بود.
به دلیل آن که پوشش مزبور حالت سپر الکتریکی دارد، اندازه گیری پتانسیل کف مخزن چنین حالتی را نشان نمی دهد و کف مخزن در محدوده پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد ولی خوردگی در کف آن اتفاق می افتد.
از طرف دیگر اگر کف مخزن مستقیما بر روی فونداسیون بتنی قرار گیرد، کلیه نواحی کف مخزن قادر به ایجاد ارتباط الکتریکی مناسب با فونداسیون بتنی نخواهد بود و بنابراین حفاظت کاتدی نمی تواند به خوبی کف مخزن را تحت حفاظت خود قرار دهد.
نتایج تجربی موجود نشان می دهد مخازن نفتی با وجود حفاظت کاتدی کف آنها دچار خوردگی می شود و نشت مواد نفتی به آبهای زیر زمینی موجب ایجاد خسارت های زیادی به آب های زیر زمینی شده است.
روش های جدید حفاظت خوردگی کف مخازن
امروزه می توان خوردگی کف مخازن را با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.
مواد وی سی آی، ممانعت کننده فاز بخار، می توانند در محیط بسته سطح فلز را در برابر عوامل خورنده مثل آب، بخار، کلریدها، سولفید هیدروژن و مواد خورنده دیگر در محیط های صنعتی حفاظت کنند.
فشار بخار مواد مذکور کم است، بنابراین در فشار اتمسفر و دمای محیط بخار می شوند. در محیط بسته بخارهای ایجاد شده بر روی سطح میعان کرده و توسط مولکول های سطح قطعات جذب شده و منجر به توقف یا تاخیر در انجام واکنش های خوردگی می شوند. روش مذکور به عنوان یکی از روش های استاندارد محافظت کف مخازن نفتی مطرح شده است.
روش دیگر تزریق مداوم وی سی آی از طریق شبکه ای از لوله های سوراخ دار است. این لوله ها در زیر مخزن و در داخل فندانسیون بتنی کف قرار می گیرند. مواد بازدارنده خوردگی از طریق لوله های مزبور در کف مخزن تزریق می شود. بدیت ترتیب با توزیع وی سی آی در کف مخزن، از خوردگی آن جلوگیری می شود.
برای جلوگیری از ایجاد جرقه در نتیجه تمرکز الکتریسیته ساکن، باید مقاومت سطح پوشش درونی مخزن کمتر از 108 اهم باشد.

سیستم های پوشش دهنده درون مخازن ذخیره نفت:
جهت دیواره و کف از پوشش اپوکسی فنولیک با هاردنر آمین و با خاصیت آنتی استاتیک استفاده شود. که این پوشش به دلیل ایجاد کراس لینک (Cross-linK) بالا، منجر به ایجاد پوشش سخت و مقاوم خواهد شد.
روش دیگر استفاده از پوشش پلی اورتان با خاصیت آنتی استاتیک که برای دیواره مخازن استفاده می شود. چنانچه کف مخزن توسط کامپوزیت کلاس اپاکسی (Glass-Epoxy) یا کلاس پلی استر (Glass-Polyester)روکش شده است، لازم است ژل کت سطحی آن دارای خاصیت آنتی استاتیک باشد.
مقاومت پوشش ها در حدود 10 اهم است و چنین مقاومتی تنها مانع از بروز جرقه توسط انباشته شدن الکتریسیته ساکن می شود و از لحاظ الکتریکی چنین موادی تقریبا در ردیف مواد نیمه رسانا قرار دارند.
آندهای فدا شونده که در داخل مخازن به کار می روند علاوه بر جلوگیری از خوردگی، عامل تخلیه بارهای الکتریسته ساکن نیز محسوب می شود.
به طور کلی مخازن نفتی زیادی در کشور دچار نشت شده است. این موضوع ضررهای اقتصادی جبران ناپذیری به محیط زیست وارد کرده است. با توجه به اهمیت بالای حفظ محیط زیست و نیز جلوگیری از هدر رفتن نفت خام و مایعات گازی لازم است روش های جدید مقابله با خوردگی کف مخازن نفتی مورد توجه قرار گیرد.

ممانعت کننده ها و خوردگی :
خوردگی کف مخازن را می توان با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.
خوردگی کف مخازن نفتی یکی از مشکلات مهم ذخیره سازی نفت خام و مایعات گازی است. نشست مخازن بزرگ نفتی موجب آلودگی آب های زیرزمینی و وارد آمدن خسارت های جبران ناپذیر به محیط زیست می شود. در گذشته کف مخازن (قسمت بیرونی مخزن که با زمین در ارتباط است) با به کارگیری حفاظت کاتدی نتوانسته است به طور کامل مانع از نشت و جلوگیری از خوردگی کف مخازن ذخیره نفت شود.
در این مقاله دلایل ناتوانی سیستم حفاظت کاتدی در جلوگیری از خوردگی کف مخازن نفتی و آخرین روشهای مورد استفاده برای حفاظت کف مخازن بررسی می شود.
به کارگیری سیستم حفاظت کاتدی، بازدارنده های خوردگی از نوع فاز بخار و به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و بازدارنده های خوردگی فاز بخار از جمله روش های حفاظت از خوردگی کف مخازن است.

مشکلات روش های حفاظت کاتدی:
نتایج تجربی نشان می دهد سیستم حفاظت کاتدی به تنهایی قادر به حفاظت خوردگی کف مخازن نیست و در موارد متعدد دچار نشت شده است. این درحالی است که کف مخازن در پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد.
یکی از روش های توزیع مناسب پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن به کارگیری بستر آندی است. به گونه ای که موجب توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن شود که شامل، به کارگیری آندهای کم عمق در اطراف مخزن، آندهای افقی و سیمی در زیر کف مخزن است.
در روش اول به علت تخلیه جریان حفاظت کاتدی در لایه سطحی زمین، باعث افزایش ضریب حفاظتی (Over protection) در خطوط لوله مدفون در خاک و مجاور مخازن می شود، بنابراین از این روش نمی توان در پالایشگاه ها استفاده کرد. در روش دوم آندهای سیمی به صورت مارپیچ در فونداسیون کف مخزن قرار می گیرد و این روش برای مخازن موجود قابل استفاده نیست.
یکی دیگر از روش های توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخزن عایق سازی الکتریکی هر یک از مخازن از یکدیگر است. در این روش هر یک از مخازن توسط فلنچ عایقی به همراه مقاومت الکتریکی از یکدیگر جدا می شوند.
به کارگیری پوشش در کف مخزن ها نیز یکی دیگر از روش هایی است که در توزیع حفاظت کاتدی در کف مخزن استفاده می شود. به دلیل مشکلات اجرایی اعمال پوشش بر روی ورق فولادی کف مخازن نفتی و گازی امکان پذیز نمی باشد. حرارت ناشی از جوشکاری صفحات کف مخزن، باعث از بین رفتن پوشش آنها می شود، در نتیجه پوشش مناسبی برای حفاظت از این نواحی نیست.
بنابراین به جای پوشش دادن ورق فولادی کف مخزن، محل نصب مخزن به خوبی پوشش داده می شود و اطراف مخزن را به خوبی آب بند می کنند. پوشش مزبور چسبندگی به کف مخزن ندارد، در چنین شرایطی این پوشش در حکم سپر برای جریان حفاظت کاتدی عمل می کند و اگر به دلایلی الکترولیک به ناحیه بین پوشش و کف مخزن نفوذ کند، حفاظت کاتدی قادر به مقابله با خوردگی آن نخواهد بود.
به دلیل آن که پوشش مزبور حالت سپر الکتریکی دارد، اندازه گیری پتانسیل کف مخزن چنین حالتی را نشان نمی دهد و کف مخزن در محدوده پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد ولی خوردگی در کف آن اتفاق می افتد.
از طرف دیگر اگر کف مخزن مستقیما بر روی فونداسیون بتنی قرار گیرد، کلیه نواحی کف مخزن قادر به ایجاد ارتباط الکتریکی مناسب با فونداسیون بتنی نخواهد بود و بنابراین حفاظت کاتدی نمی تواند به خوبی کف مخزن را تحت حفاظت خود قرار دهد.
نتایج تجربی موجود نشان می دهد مخازن نفتی با وجود حفاظت کاتدی کف آنها دچار خوردگی می شود و نشت مواد نفتی به آبهای زیر زمینی موجب ایجاد خسارت های زیادی به آب های زیر زمینی شده است.

روش های جدید حفاظت خوردگی کف مخازن
امروزه می توان خوردگی کف مخازن را با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.
مواد وی سی آی، ممانعت کننده فاز بخار، می توانند در محیط بسته سطح فلز را در برابر عوامل خورنده مثل آب، بخار، کلریدها، سولفید هیدروژن و مواد خورنده دیگر در محیط های صنعتی حفاظت کنند.
فشار بخار مواد مذکور کم است، بنابراین در فشار اتمسفر و دمای محیط بخار می شوند. در محیط بسته بخارهای ایجاد شده بر روی سطح میعان کرده و توسط مولکول های سطح قطعات جذب شده و منجر به توقف یا تاخیر در انجام واکنش های خوردگی می شوند. روش مذکور به عنوان یکی از روش های استاندارد محافظت کف مخازن نفتی مطرح شده است.
روش دیگر تزریق مداوم وی سی آی از طریق شبکه ای از لوله های سوراخ دار است. این لوله ها در زیر مخزن و در داخل فندانسیون بتنی کف قرار می گیرند. مواد بازدارنده خوردگی از طریق لوله های مزبور در کف مخزن تزریق می شود. بدیت ترتیب با توزیع وی سی آی در کف مخزن، از خوردگی آن جلوگیری می شود.
برای جلوگیری از ایجاد جرقه در نتیجه تمرکز الکتریسیته ساکن، باید مقاومت سطح پوشش درونی مخزن کمتر از ۱۰۸ اهم باشد.

سیستم های پوشش دهنده درون مخازن ذخیره نفت:
جهت دیواره و کف از پوشش اپوکسی فنولیک با هاردنر آمین و با خاصیت آنتی استاتیک استفاده شود. که این پوشش به دلیل ایجاد کراس لینک (Cross-linK) بالا، منجر به ایجاد پوشش سخت و مقاوم خواهد شد.
روش دیگر استفاده از پوشش پلی اورتان با خاصیت آنتی استاتیک که برای دیواره مخازن استفاده می شود. چنانچه کف مخزن توسط کامپوزیت کلاس اپاکسی (Glass-Epoxy) یا کلاس پلی استر (Glass-Polyester) روکش شده است، لازم است ژل کت سطحی آن دارای خاصیت آنتی استاتیک باشد.
مقاومت پوشش ها در حدود ۱۰ اهم است و چنین مقاومتی تنها مانع از بروز جرقه توسط انباشته شدن الکتریسیته ساکن می شود و از لحاظ الکتریکی چنین موادی تقریبا در ردیف مواد نیمه رسانا قرار دارند.
آندهای فدا شونده که در داخل مخازن به کار می روند علاوه بر جلوگیری از خوردگی، عامل تخلیه بارهای الکتریسته ساکن نیز محسوب می شود.
به طور کلی مخازن نفتی زیادی در کشور دچار نشت شده است. این موضوع ضررهای اقتصادی جبران ناپذیری به محیط زیست وارد کرده است. با توجه به اهمیت بالای حفظ محیط زیست و نیز جلوگیری از هدر رفتن نفت خام و مایعات گازی لازم است روش های جدید مقابله با خوردگی کف مخازن نفتی مورد توجه قرار گیرد.

انبساط سنگ و سیال:
دراین مکانیسم فشار وزنی لایه‌های بالا برروی سازند مخزن و انبساط خود سیال باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

رانش توسط گازمحلول:
به طور طبیعی نفت درشرایط دما و فشار مخزن مقداری گاز درخود به‌صورت حل شده دارد که با تولید و رساندن نفت به سطح زمین این گاز آزاد می‌شود. بنابراین می‌توان گفت حجم نفت درشرایط مخزن بیشترازحجم آن درسطح زمین است. البته شاید این‌گونه به نظر برسد که در این جا این پدیده بدون درنظرگرفتن تفاوت دما و فشار سازند با سطح زمین توضیح داده شده است. درصورتی‌که با کمی دقت متوجه می‌شویم که تغییرات دما و فشار نفت از سازند به سطح زمین به ترتیب باعث کاهش حجم و افزایش حجم می‌شوند، چون دما و فشار درسازند نفتی نسبت به دما و فشار درسطح زمین بالاتر است که این کاهش درمورد دما باعث کاهش حجم و درمورد فشار باعث افزایش حجم می‌شود. در این صورت کاهش و افزایش حجم پدید آمده تقریباً اثر یکدیگر را خنثی می‌کنند، بنابراین می‌توان گفت مهم‌ترین عامل تغییر حجم نفت از سازند به سطح زمین همان گازحل شده درنفت است. نسبت حجم نفت در شرایط دما و فشار مخزن به حجم نفت در شرایط دما و فشار سطح زمین را با ضریب حجمی سازند تعریف می‌کنند که با توجه به توضیحات قبلی همواره بزرگتر از یک خواهد بود.
به دلیل آن که با تولید از مخزن فشار آن افت می‌کند، اگر این افت فشار تا رساندن فشار مخزن به فشار اشباع ادامه یابد مقداری از کل گاز محلول درشرایط مخزن آزاد شده که انبساط این گاز باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

رانش کلاهک گازی:
دربرخی از مخازن دربالای سازند نفتی کلاهک گازی وجود دارد که انبساط این کلاهک گازی در زمان تولید از مخزن، نفت را مانند پیستونی از بالا به سمت پائین می‌راند که مسلماً هرچه کلاهک گازی بزرگتر باشد بازیابی نفت ازاین مخزن بالاتر خواهد بود.

ورود آب به سازند نفتی:
بر خلاف شیوه رانش گازی، به جای آن‌که گاز از بالا به سیال (نفت) نیرو وارد ‌کند و باعث تولید طبیعی نفت ‌شود، می‌توان لایه‌ی آبی‌ای را تجسم کرد که از پائین سازند نفتی همانند پیستون نفت را به درون چاه می‌راند.
البته باید توجه کرد که درتولید طبیعی نفت، انبساط سنگ و سیال و گازمحلول درتمامی مخازن به‌عنوان نیروی رانشی نفت به درون چاه عمل می‌کند اما می‌توانیم مخازنی داشته باشیم که هردو یا یکی ازدوعامل کلاهک گازی و سفره آبی را داشته باشند و یا اصلاً هیچ‌یک را نداشته باشد.
تولید بهبودیافته (IOR or Improved Oil Recovery )
پیش از توضیح تولید بهبود یافته می‌توان این‌گونه بیان کرد که اصولاً تولید طبیعی نفت ازهر مخزنی به فشار اولیه مخزن، نفوذپذیری سنگ مخزن و گرانروی نفت رابطه دارد. روشن است که هرچه فشاراولیه مخزن و نفوذپذیری سنگ مخزن بالاتر و گرانروی نفت پائین‌تر باشد، بازیابی اولیه بالاتر خواهد بود. عدم تعادل دراین پارامترها باعث می‌شود که تکنیک‌های دیگری دربازیابی نفت به‌کار برده شود. کلیه روش‌هایی که طی آن به مخازنی که تحت شرایط طبیعی خود قادر به تولید اقتصادی نیستند و از بیرون انرژی داده شده و یا موادی درآن‌ها تزریق می‌شود، روش‌های ازدیاد برداشت نامیده می‌شوند. (Enhanced Oil Recovery : EOR)
البته دربعضی مواقع که سیال (نفت) درته چاه وارد شده و فشار سیال درته چاه توانایی بالا آوردن آن را به سرچاه ندارد، تکنیک‌های دیگری مانند فرازش گاز (بدین‌گونه که گاز را ازسطح زمین به درون چاه تزریق می‌کنند واین گاز با نفت درون چاه مخلوط امتزاج‌پذیری را به وجود می‌آورد که چگالی آن از چگالی نفت اولیه پائین‌تر است و می‌توان با همان فشار ته‌چاه ، نفت را به سرچاه انتقال داد) و یا پمپ‌های درون چاهی (که نفت را از ته چاه به سر چاه پمپاژ می‌کنند) به‌کار گرفته می‌شود؛ اما اصولاً ازاین تکنیک‌ها به‌عنوان یکی ازروش‌های ازدیاد برداشت یاد نمی‌شود؛ آن‌چه روش‌های ازدیاد برداشت(EOR) اطلاق می‌شود روش‌هایی است که ازطریق تزریق مواد به درون مخزن به سیال انرژی داده می‌شود و هدف این روش‌ها، کاهش میزان نفت پس‌ماند مخزن است، این روش‌ها را به دودسته زیر تقسیم می‌کنند:
۱- برداشت ثانویه (Secondary Recovery)
2- برداشت ثالثیه (Tertiary Recovery)
1
-2) برداشت ثانویه (Secondary Recovery):
این روش، افزودن انرژی‌های خارجی بدون اعمال هیچ‌گونه تغییر در خواص فیزیکی سیالات و سنگ مخزن است . به زبان ساده‌تر، سیال تزریقی تنها نقش هل‌دهنده و تعقیبی دارد. لازم به ذکر است اگر چه این تکنیک درابتدا با تزریق هوا که ارزان‌ترین و دردسترس‌ترین ماده بوده است، اجرا شده، اما تاکنون در موارد قلیلی، ازهوا به‌عنوان ماده تزریقی استفاده شده است. تزریق هوا گرچه معمولاً تولید را برای مدت‌کوتاهی افزایش می‌داد اما به سرعت مشکلات عملیاتی زیادی را پدید می‌آورد.
بسیاری از مشکلات پدید آمده درتزریق هوا، ناشی از وجود اکسیژن در آن است. چراکه اکسیژن به شدت واکنش‌دهنده است و مشکلات عدیده‌ای را درتسهیلات سرچاهی و داخل مخزن پدید می‌آورد. برخی ازاین مشکلات عبارتند از:
- اشتعال خود به خودی نفت در نزدیکی چاه تزریق
- خوردگی (که مهم‌ترین عامل آن اکسیژن است)
- تشکیل امولسیون‌ها
این مشکلات و مشکلات دیگر باعث شد که از هوا به‌ عنوان ماده تزریقی در روش‌های ازدیاد برداشت ثانویه استفاده ‌نشود. امروزه از گاز و آب‌ به ‌جای هوا در این تکنیک استفاده می‌شود. اولین برنامه بازیابی ثانویه درایران درسال ۱۳۵۵ درمیدان هفتکل با روش تزریق گاز به مرحله اجرا در‌آمد پس ازآن درسال ۱۳۵۶ تزریق گاز درمیدان گچساران با هدف فشارزدائی و تثبیت فشار شروع شد که تزریق گاز دراین دو میدان عظیم نفتی کشورهم‌چنان ادامه دارد و باعث بالابردن بازیابی از حدود ۲۰-۱۵ درصد به حدود ۲۵-۳۰ درصد شده است. هم‌اکنون ایران از برنامه‌ی تزریق گاز به مخازن عقب است و بر اساس گزارش مرکز پژوهش‌های مجلس شورای اسلامی محاسبات انجام شده نشان می‌دهند که ۲۴ مخزن از کل مخازن نفتی مناطق نفت‌خیز جنوب در اولویت تزریق – گاز- قرار دارند که در۱۶ مخزن زمان تزریق سپری شده و هر چه سریعتر باید از افت فشار آنها جلوگیری به عمل آید، ۸ مخزن دیگر نیز ظرف ۲۰ سال آینده نیاز به تزریق خواهند داشت.

۲-۲)روش‌های ازدیاد برداشت ثالثیه :(Tertiary Recovery)
دراین روش انرژی خارجی به مخزن اعمال می‌شود و درنتیجه‌ی آن تغییرات اساسی فیزیکی و شیمیایی درخصوصیات سیال مخزن پدید می‌آید. به زبان ساده‌تر دراین‌جا ماده‌ی تزریقی با تغییردادن خصوصیات سیستم سیالی (مانند کم کردن گرانروی و یا تغییر چسبندگی میان سنگ و سیال) باعث ازدیاد برداشت خواهد شد. عملیات ثالثیه را می‌توان به موارد زیر تقسیم کرد:
- سیلاب‌زنی امتزاجی با گاز
- سیلاب‌زنی شیمیایی
- فرآیندهای حرارتی
- فرآیندهای استفاده از کف
- فرآیندهای تزریق میکروب (البته دربعضی تقسیم‌بندی‌ها تزریق میکروب را به‌عنوان فرآیندهایی جدا از “EOR” و تحت عنوان (MEOR (Microbial Enhanced Oil recovery می‌شناسند. در این روش میکروب‌ها و مواد غذایی را به درون چاه تزریق می‌کنند و این میکروب‌ها تحت عواملی یا تولید اسید می‌کنند که برای حل کردن سنگ‌های کربناتی بکار می‌رود و یا تولید گاز کرده که باعث بالابردن فشارمخزن و یا پائین آوردن گرانروی نفت می‌شوند.
متأسفانه در حال حاضر در بزرگ‌ترین کشورهای تولید‌کننده عضو اوپک (OPEC) همچون ایران، کویت، عربستان و عراق روش‌های ازدیاد برداشت ازنوع سوم (ثالثیه) هنوز به مرحله‌ی اجرا درنیامده است اما در برخی از مخازن ایران و کویت روش‌های بازیابی حرارتی مانند تزریق بخار آب در حال بررسی است. کل روش‌های ازدیاد برداشت را به تازگی به ‌صورت زیرتقسیم می‌کنند: (برخلاف تقسیم‌بندی قدیم به صورت ثانویه و ثالثیه)
۱- گرمایی:
- تزریق بخارآب (Steam Flooding)
- سیلاب‌زنی آب گرم (HOT Water Flooding)
- احتراق درجا (In situe combustion ) [خشک (Dry) یا مرطوب (Wet)]
- گرم کردن حرارتی ( تزریق آب) (Water Flooding)

2- غیرگرمایی:
- سیلاب شیمیایی(Chemical flooding)(پلیمری یا قلیایی)
-جابه‌جایی امتزاج‌پذیر(Miscible Flooding ):
- رانش گازغنی‌ شده
- سیلاب الکلی
- سیلاب گاز Co2
- سیلاب گاز N2
- جابه‌جایی غیرامتزاج‌پذیر(immisible Flooding )(- گاز طبیعی یا گاز طبیعی سوخته شده)

معرفی روش های جدید حفاظت از خوردگی کف مخازن نفت و مایعات گازی
خوردگی کف مخازن را می توان با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.
خوردگی کف مخازن نفتی یکی از مشکلات مهم ذخیره سازی نفت خام و مایعات گازی است. نشست مخازن بزرگ نفتی موجب آلودگی آب های زیرزمینی و وارد آمدن خسارت های جبران ناپذیر به محیط زیست می شود. در گذشته کف مخازن (قسمت بیرونی مخزن که با زمین در ارتباط است) با به کارگیری حفاظت کاتدی نتوانسته است به طور کامل مانع از نشت و جلوگیری از خوردگی کف مخازن ذخیره نفت شود.
در این مقاله دلایل ناتوانی سیستم حفاظت کاتدی در جلوگیری از خوردگی کف مخازن نفتی و آخرین روشهای مورد استفاده برای حفاظت کف مخازن بررسی می شود.
به کارگیری سیستم حفاظت کاتدی، بازدارنده های خوردگی از نوع فاز بخار و به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و بازدارنده های خوردگی فاز بخار از جمله روش های حفاظت از خوردگی کف مخازن است.
مشکلات روش های حفاظت کاتدی:
نتایج تجربی نشان می دهد سیستم حفاظت کاتدی به تنهایی قادر به حفاظت خوردگی کف مخازن نیست و در موارد متعدد دچار نشت شده است. این درحالی است که کف مخازن در پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد.
یکی از روش های توزیع مناسب پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن به کارگیری بستر آندی است. به گونه ای که موجب توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن شود که شامل، به کارگیری آندهای کم عمق در اطراف مخزن، آندهای افقی و سیمی در زیر کف مخزن است.
در روش اول به علت تخلیه جریان حفاظت کاتدی در لایه سطحی زمین، باعث افزایش ضریب حفاظتی (Over protection) در خطوط لوله مدفون در خاک و مجاور مخازن می شود، بنابراین از این روش نمی توان در پالایشگاه ها استفاده کرد. در روش دوم آندهای سیمی به صورت مارپیچ در فونداسیون کف مخزن قرار می گیرد و این روش برای مخازن موجود قابل استفاده نیست.
یکی دیگر از روش های توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخزن عایق سازی الکتریکی هر یک از مخازن از یکدیگر است. در این روش هر یک از مخازن توسط فلنچ عایقی به همراه مقاومت الکتریکی از یکدیگر جدا می شوند.
به کارگیری پوشش در کف مخزن ها نیز یکی دیگر از روش هایی است که در توزیع حفاظت کاتدی در کف مخزن استفاده می شود. به دلیل مشکلات اجرایی اعمال پوشش بر روی ورق فولادی کف مخازن نفتی و گازی امکان پذیز نمی باشد. حرارت ناشی از جوشکاری صفحات کف مخزن، باعث از بین رفتن پوشش آنها می شود، در نتیجه پوشش مناسبی برای حفاظت از این نواحی نیست.
بنابراین به جای پوشش دادن ورق فولادی کف مخزن، محل نصب مخزن به خوبی پوشش داده می شود و اطراف مخزن را به خوبی آب بند می کنند. پوشش مزبور چسبندگی به کف مخزن ندارد، در چنین شرایطی این پوشش در حکم سپر برای جریان حفاظت کاتدی عمل می کند و اگر به دلایلی الکترولیک به ناحیه بین پوشش و کف مخزن نفوذ کند، حفاظت کاتدی قادر به مقابله با خوردگی آن نخواهد بود.
به دلیل آن که پوشش مزبور حالت سپر الکتریکی دارد، اندازه گیری پتانسیل کف مخزن چنین حالتی را نشان نمی دهد و کف مخزن در محدوده پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد ولی خوردگی در کف آن اتفاق می افتد.
از طرف دیگر اگر کف مخزن مستقیما بر روی فونداسیون بتنی قرار گیرد، کلیه نواحی کف مخزن قادر به ایجاد ارتباط الکتریکی مناسب با فونداسیون بتنی نخواهد بود و بنابراین حفاظت کاتدی نمی تواند به خوبی کف مخزن را تحت حفاظت خود قرار دهد.
نتایج تجربی موجود نشان می دهد مخازن نفتی با وجود حفاظت کاتدی کف آنها دچار خوردگی می شود و نشت مواد نفتی به آبهای زیر زمینی موجب ایجاد خسارت های زیادی به آب های زیر زمینی شده است.

روش های جدید حفاظت خوردگی کف مخازن
امروزه می توان خوردگی کف مخازن را با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.
مواد وی سی آی، ممانعت کننده فاز بخار، می توانند در محیط بسته سطح فلز را در برابر عوامل خورنده مثل آب، بخار، کلریدها، سولفید هیدروژن و مواد خورنده دیگر در محیط های صنعتی حفاظت کنند.
فشار بخار مواد مذکور کم است، بنابراین در فشار اتمسفر و دمای محیط بخار می شوند. در محیط بسته بخارهای ایجاد شده بر روی سطح میعان کرده و توسط مولکول های سطح قطعات جذب شده و منجر به توقف یا تاخیر در انجام واکنش های خوردگی می شوند. روش مذکور به عنوان یکی از روش های استاندارد محافظت کف مخازن نفتی مطرح شده است.
روش دیگر تزریق مداوم وی سی آی از طریق شبکه ای از لوله های سوراخ دار است. این لوله ها در زیر مخزن و در داخل فندانسیون بتنی کف قرار می گیرند. مواد بازدارنده خوردگی از طریق لوله های مزبور در کف مخزن تزریق می شود. بدیت ترتیب با توزیع وی سی آی در کف مخزن، از خوردگی آن جلوگیری می شود.
برای جلوگیری از ایجاد جرقه در نتیجه تمرکز الکتریسیته ساکن، باید مقاومت سطح پوشش درونی مخزن کمتر از ۱۰۸ اهم باشد.

فرمت این مقاله به صورت Word و با قابلیت ویرایش میباشد

تعداد صفحات این مقاله 59   صفحه

پس از پرداخت ، میتوانید مقاله را به صورت انلاین دانلود کنید

تقویت کننده های تفاضلی و بررسی پاسخ فرکانسی

اختصاصی از فی گوو تقویت کننده های تفاضلی و بررسی پاسخ فرکانسی دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

فرمت: pdf - word (قابل ویرایش)

تعداد صفحات:33

حجم:299 kb

عنوان مقاله: تقویت کننده های تفاضلی و بررسی پاسخ فرکانسی

در رابطه بالا ، عملکرد تقویت کننده تفاضلی به وضوح مشخص است در این رابطه  نویز موجود در محیط هستند ، همانطور که مشخص است چون هر دو ورودی در یک مکان قرار دارند بنابراین  است .

از مزایای تقویت کننده ی تفاضلی این است که اگر نویزی در محیط باشد به طریقه ی بالا به طور خودکار حذف می شود . همچنین این تقویت کننده یک تقویت کننده ی ابزار دقیق است و در مدارهای مخابراتی و ضرب کننده ها تأثیر اساسی دارد .

در طراحی مدار تقویت کننده ی تفاضلی از مقاومت برای افزودن بر پایه ای حرارت استفاده می شود . اما با اضافه کردن این مقاومت گین در حالت AC به شدت کاهش می یابد برای کم کردن این اثر یک خازن بای پس به مدار اضافه می کنیم در این مدار در فرکانس های پائین خازن به حالت اتصال کوتاه نمی رسد بنابراین مقاومت اخیر به حالت بای پس نخواهد رسید .

تقویت کننده ی تفاضلی در واقع تفاضل سیگنال های ورودی را تقویت سیگنال های ورودی به ترانزیستوری را می توان به صورت زیر نمایش داد :

قسمتی را که در هر دو ورودی مشترک است Vic ( مدمشترک ) می نامند .

و قسمتی را که ۱۸۰ اختلاف فازی دارد را Vid ( مد تفاضلی می نامند )

gm1=gm2

آنالیز DC‌( از مقاومت درونی منبع جریان صرف نظر می کنیم .

آنالیز AC ( خازن ها اتصال کوتاه منابع DC=0 )

آنالیز DC شامل دو بخش است.

۱ ـ تحلیل مد مشترک

۲ ـ تحلیل مد تفاضلی

ابتدا تحلیل مد مشترک را بررسی می کنیم در حالت مد مشترک آثار را زمانی که Vd=0 است بررسی می کنیم .

چون جریان امیتر دو ترانزیستور برابر است . بنابراین می توان یعنی از مدار را تحلیل کرد و به کل مدار تعمیم داد .

چون غالباً  است . باتوجه به رابطه بالا متوجه می شویم که سیگنال های مشترک به شدت تضعیف می شوند.

درحالت ایده آل فرض می کنیم که Acm ( بهره مد مشترک ) برابر صفر است .

حال به بررسی تحلیل مد تفاضلی می پردازیم .

با توجه به جهت جریان بس ها و تفاوت علامتی ورودی ها می بینیم که :

jb1=-ib2

بنابراین جریان در بین دو ترانزیستور می چرخد و هیچ جریان سیگنالی از مقاومت عبور نمی کند .

بنابراین نقطه A حالت زمین مجازی دارد .