پایان نامه ارزیابی ژئوشیمیایی مخازن گازی حوضه رسوبی کپه داغ

اختصاصی از یارا فایل پایان نامه ارزیابی ژئوشیمیایی مخازن گازی حوضه رسوبی کپه داغ دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

بخشی از متن اصلی

چکیده:

بررسیهای ژئوشیمیایی(راک اول- بیومارکر- ایزوتوپ کربن) برروی سنگ منشا احتمالی کپه داغ شرقی نشان می‌دهد که سازند های کشف رود و چمن بید، با توجه به نوع و بلوغ ماده آلی می‌توانند از سنگهای مادر منطقه محسوب شوند. سازند کشف رود با کروژنی از نوع دلتایی- دریایی در مرحله تولید گاز خشک قرار دارد، در حالیکه سازند چمن بید با کروژنی با منشا دریایی-کربناته در انتهای نفت زایی و در ابتدای تولید گاز تر می‌باشد. آنالیز های بیو مارکر و ایزوتوپ نشان می‌دهد که تغذیه مخزن مزدوران توسط سازند کشف رود بوده و منشا هیدروکربنها در مخزن شوریجه در نتیجه زایش مواد آلی از سازند چمن بید می‌باشد.

مطالعات ایزوتوپی و بیومارکری نشان می‌دهد که بخش مهم سولفید هیدروژن در مخزن مزدوران بر اثر احیای ترموشیمیایی سولفات (واکنش بین متان وانیدریت موجود در سازند کربناته مزدوران) بوجود آمده است. این سولفید هیدروژن با عث ترش شدگی در مخزن مزدوران شده است. مخزن شوریجه دارای لیتولوژی ماسه سنگی به همراه ترکیبات آهن دار فراوان و دارای درصد کمتری انیدریت در میان لایه های خود نسبت به سازند مزدوران است.پس سولفید هیدروژن کمتری تولید شده و آن نیز با آهن موجود در مخزن واکنش داده و بصورت پیریت رسوب کرده است. یعنی سنگ مخزن مانند یک فیلتر سبب حذف سولفید هیدروژن از مخزن گردیده است.

فهرست مطالب

عنوان     صفحه

فصل اول: مقدمه    1

فصل دوم: زمین شناسی منطقه کپه داغ             2

2-1-مقدمه           2

2-2-محل و موقعیت           2

2-3- ریخت شناسی منطقه    3

2-4- چینه شناسی منطقه      4

2-4-1- پرکامبرین             4

2-4-1-1- شیستهای گرگان   4

2-4-2- کامبرین- اردویسین 5

2-4-2-1- سازندلالون         5

2-4-2-2- سازند میلا          5

2-4-2-3- سازند قلی          5

2-4-3- سیلورین   5

2-4-3-1- سازند نیور         5

2-4-4- دونین      5

2-4-4-1- سازند پادها         5

2-4-4-2- سازند خوش ییلاق            6

2-4-5- کربنیفر    6

2-4-5-1- سازند مبارک       6

2-4-6- پرمین      6

2-4-6-1- سازند دورود       6

2-4-6-2 سازند روته          6

2-4-6-3- سازند نسن         6

2-4-7- تریاس      6

2-4-7-1- سازند الیکا          6

2-4-7-2- سازند قره قیطان   7

2-4-7-3- گروه آق دربند     7

2-4-7-3-1- سازند سفید کوه             7

2-4-7-3-2- سازند نظر کرده            7

2-4-7-3-3- سازند سینا      7

2-4-7-3-4- سازند شیلی میانکوهی     7

2-4-8- ژوارسیک 8

2-4-8-1- سازند شمشک       8

2-4-8-2- سازند کشف رود 9

2-4-8-3- سازند بادامو       12

2-4-8-4- سازند باش کلاته 12

2-4-8-5- سازند خانه زو     12

2-4-8-6- سازند چمن بید     12

2-4-8-7- سازند مزدوران    14

2-4-8-7-1- محل برش الگو            14

2-4-8-7-2- گسترش منطقه ای         17

2-4-9- کرتاسه     17

2-4-9-1- سازند شوریجه    17

2-4-9-1-1 محل برش الگو 17

2-4-9-1-2- گسترش منطقه ای         22

2-4-9-2 سازند زرد           23

2-4-9-3- سازند تیرگان      23

2-4-9-4- سازند سرچشمه    23

2-4-9-5- سازند سنگانه      23

2-4-9-6- سازند آیتامیر       24

2-4-9-7 سازند آب دراز      24

2-4-9-8- سازند آب تلخ      24

2-4-9-9- سازند نیزار        24

2-4-9-10- سازند کلات      25

2-4-10- ترشیر    25

2-4-10-1- سازند پسته لیق 25

2-4-10-2- سازند چهل کمان            26

2-4-10-3 سازند خانگیران 26

2-4-11- نهشته های نئوژن 26

2-4-12- پلیوسن   26

2-4-12-1- کنگلومرای پلیوسن         26

2-4-12-2- سازند آقچه گیل 26

2-5- زمین شناسی ساختمانی منطقه     27

2-6-پتانسیل هیدروکربنی منطقه         28

2-6-1- معرفی مخازن گازی کپه داغ   28

2-6-1-1- میدان گازی خانگیران        28

2-6-1-2- لایه بندی مخزن مزدوران   29

2-6-1-3- فشار و دمای اولیه مخزن    30

2-6-2-میدان گازی گنبدلی    30

2-6-2-1- لایه بندی مخزن شوریجه    30

2-6-2-2- فشار و دمای اولیه مخزن    30

فصل سوم: روشهای مطالعه 31

3-1- مقدمه          31

3-2- دستگاه راک اول         31

3-2-1- ویژگی های پارامترهای راک – اول      33

3-2-2- کل کربن آلی(TOC)             34

3-2-3- اندیس اکسیژن (OI) 35

3-2-4- اندیس تولید (PI)     35

3-2-5-اندیس هیدروکربن زایی((GI    35

3-2-6-اندیس مهاجرت(MI) 35

3-2-7-اندیس نوع هیدروکربن (Hydrocarbon Ttype Index)     35

3-2-8- اندیس هیدروژن (HI)            35

3-2-9-نمودار نسبتهای HI/Tmax HI/OI وS1/TOC و S2/TOC   36

3-2-10-تفسیر داده های راک اول      38

3-3- گاز کروماتو گرافی / طیف سنج جرمی      38

3-3-1-گاز کروماتوگرافی درGCMS 39

3-3-1-1-آنالیز گرافهای گاز کروماتوگرافی       41

3-3-2-طیف سنج جرمی در GCMS   42

3-4-بایومارکرها ( نشانه های زیستی) 44

3-4-1- مقدمه       44

3-4-1-1- بیومارکرها یا نشانه های زیستی        45

3-4-1-2- انواع بیومارکرها             47

3-4-2-پارامتر های بیومارکری برای تطابق، منشا و محیط رسوبی 49

3-4-2-1ترپانها (Terpanes)           54

3-4-2-2-اندیس هموهوپان   57

3-4-2-3-نسبت پریستان به فیتان        59

3-4-2-4-نسبت (Isopenoid/n-Paraffin)     60

3-4-2-5-ایزوپرونوئید های غیر حلقوی>C20   61

3-4-2-6-باتریوکوکان        61

3-4-2-7-اندیس اولیانان(Oleanane) 61

3-4-2-8-بیس نورهوپانها و تریس نور هوپانها   62

3-4-2-9-اندیس گاماسران    62

3-4-2-10- نسبت(C30/C29Ts)       63

3-4-2-11- -β کاروتن و کاروتنویید  63

3-4-2-12- Bicyclic Sequiterpanes           63

3-4-2-13-کادینانها            63

3-4-2-14- دی ترپانهای دو و سه حلقه ای       64

3-4-2-15- فیچتلیت(Fichtelite)      65

3-4-2-16- دی ترپانهای چهار حلقه ای(Tetracyclic Diterpane) 65

3-4-2-17-ترپان سه حلقه ای            65

3-4-2-18-ترپانهای چهار حلقه ای     66

3-4-2-19-هگزا هیدرو بنزو هوپانها 66

3-4-2-20-لوپانها(Lupanes)           66

3-4-2-21-متیل هوپان(Methyl Hopanes)    66

3-4-3- استیرانها(Steranes)           67

3-4-3-1-نسبت Rgular Steranes/17α(H)-Hopanes             67

3-4-3-2- C26استیران       68

3-4-3-3- استیرانهای (C27-C28-C29)           68

3-4-3-4- اندیس C30-استیران          70

3-4-3-5- دیااستیرانهای(C27-C28-C29)         72

3-4-3-6-نسبت Diasteranes/Regular Steranes     72

3-4-3-7-   3-آلکیل استیران            73

3-4-3-8-   4-متیل استیران 73

3-4-4- استیروئید های آروماتیکی و هوپانوئید ها            74

3-4-4-1- C27-C28-C29- منو آروماتیک استیروئیدها     74

3-4-4-2-(Dia/Dia+Regular)C-Ring Monoaromatic Steroids         76

3-4-4-3- C¬26-C27-C28تری آروماتیک استیروئید      76

3-4-4-4- بنزوهوپانها (Benzohopanes)      76

3-4-4-5-پریلن( (Perylene            76

3-4-4-6- m/z 239(Fingerprint) و(Fingerprint) m/z 276 77

3-4-4-7- Degraded Aromatic Deterpane           77

3-4-4-8-خصوصیات ژئوشیمی نفتها برای تطابق با سنگ منشا      77

3-4-5-بلوغ(Maturation)             79

3-4-5-1- بیومارکرها بعنوان پارامتری برای بلوغ          79

3-4-5-2-ترپانها   81

3-4-5-2-1-ایزومریزاسیون هموهوپان 22S/(22S+22R)             81

3-4-5-2-2-نسبت   Βα-Moretane/αβ-Hopanes and ββ-Hopane    82

3-4-5-2-3- نسبت Tricyclic/17α(H)-Hopane         83

3-4-5-2-4- نسبت Ts/(Ts+Tm)     83

3-4-5-2-5- نسبت C29Ts/(C2917α(H)-Hopane+C29Ts)     84

3-4-5-2-6- نسبت Ts/C3017α(H)Hopane 84

3-4-5-2-7- اندیس Oleanane یا 18α/(18α+18β)-Oleanane             84

3-4-5-2-8- نسبت (BNH+TNH)/Hopanes 85

3-4-5-3- استیرانها (Steranes)       86

3-4-5-3-1- نسبت 20S/(20S+20R)             86

3-4-5-3-2-نسبت Ββ/(ββ+αα)      86

3-4-5-3-3- اندیس بلوغ بیومارکرها (BMAI) 87

3-4-5-3-4- نسبت Diasterane/Regular Sterane    89

3-4-5-3-5- نسبت 20S/(20S+20R) 13β(H),17α(H)-dia steranes89

3-4-5-4-استیروئید های آروماتیکی Aromatic steroids           89

3-4-5-4-1- نسبت TA/(MA+TA)   89

3-4-5-4-2- نسبتMA(I)/MA(I+II)            90

3-4-5-4-3- نسبتTA(I)/TA(I+II)    91

3-4-5-4-4- نسبتC26-Triaromatic 20S/(20S+20R) 91

3-4-5-4-5- منوآروماتیک هوپانوئید (Monoaromatic Hopanoids )       92

3-4-5-4-6- پارامتر MAH 92

3-4-6- تخریب میکروبی (Biodegradation) 93

3-4-6-1- پارامتر های بیومارکری تخریب میکروبی       93

3-4-6-1-1- ایزوپرنوئیدها(Isopernoids)      95

3-4-6-1-2- استیران و دیااستیران(Steranes and Diasteranes)             95

3-4-6-1-3- هوپانها(Hopanes)       95

3-4-6-1-4-   25-نورهوپانها (25-Norhopanes)      96

3-4-6-1-5-C28-C34 30-nor-17α(H)-Hopane        96

3-4-6-1-6- ترپانهای سه حلقه ای      97

3-4-6-1-7- دیگر ترپانها    97

3-4-6-2- اثرات تخریب میکروبی در تعیین بلوغ و تطابق            97

3-4-7-تعیین سن بوسیله بایومارکرها   97

3-5- ایزوتوپهای پایدار       99

3-5-1- مقدمه       99

3-5-2- ایزوتوپهای پایدار    99

3-5-2-1- اکسیژن             100

3-5-2-2- کربن    102

3-5-2-2-1- ارتباط بین سن زمین شناسی و

نسبت ایزوتوپ کربن نفت و کروژن    106

3-5-2-2-2-کاربرد ایزوتوپ کربن در تعیین

نوع محیط رسوبی، نوع کروژن، نوع نفت و مسیر مهاجرت           108

3-5-2-2-2-1- نمودار سوفر(Sofer) 108

3-5-3- گوگرد      109

3-5-4– کاربرد ایزوتوپهای پایدار در مخازن گاز و کاندنسیت         111

فصل چهارم: نحوه نمونه برداری        114

4-1-مقدمه           114

4-2-نمونه گیری از میادین گازی        114

4-2-1- روش نمونه گیری گاز و سیالات مخزن 115

4-2-2- آنالیز نمونه های مخازن خانگیران وگنبدلی          117

4-3-داده های شرکت نفت     117

4-3-1-مقاطع و نمونه ها     119

فصل پنجم: بحث و تفسیر     120

5-1- مقدمه          120

5-2- تعبیر و تفسیر داده های راک اول             120

5-2-1-چاه امیرآباد-1          120

5-2-2-چاه خانگیران-30     125

5-2-2-1-سازند چمن بید      127

5-2-2-2-سازند کشف رود   129

5-3-تعبیر و تفسیر داده های راک اول مقاطع سطحی        132

5-3-1مقطع بغبغو            132

5-3-2-مقطع خور             137

5-3-3-مقطع فریزی           141

5-3-3-1-سازند شمشک      143

5-3-3-2-سازند باش کلاته   145

5-3-4-مقطع خانه زو         147

5-3-4-1-سازند چمن بید      150

5-3-4-2-سازند شمشک      152

5-3-5-مقطع اردک-آب قد    155

5-3-6-مقطع شورک          159

5-3-7-نتیجه گیری کلی آنالیز داده های راک-اول            163

5-4-تعبیر و تفسیر داده های گاز کروماتو گرافی             164

5-4-1-مقطع بغبغو سازند کشف رود(G-19)      166

5-4-2-مقطع خور سازند چمن بید(G-11)         167

5-4-3-مقطع اردک آب-قد سازند چمن بید(ABG-15)        167

5-4-4-مقطع شورک- سازند کشف رود(G-10)   168

5-4-5-مقطع بغبغو سازند کشف رود(G-45)      169

5-4-6-نتیجه گیری نهایی آنالیز داده های GC     169

5-5-تعبیر و تفسیر داده های بیومارکر مقاطع سطحی        169

5-5-1-سازند چمن بید         173

5-5-2- سازند کشف رود     174

5-5-3- نتیجه گیری نهایی آنالیز بیومارکرهای مقاطع سطحی          182

5-5-4- تعبیر وتفسیر داده های بیو مارکری

و ایزوتوپی میعانات سنگ مخزن مخازن مزدوران و شوریجه          182

5-5-4-1- تشخیص محیط رسوبی سنگ منشاء   182

5-5-4-1-1- نسبت C29/C27 استیران در مقابل نسبت Pr/Ph       183

5-5-4-2- تعیین محدوده سنی سنگ منشاء        184

5-5-4-2-1- نسبت C28/C29 استیران            184

5-5-4-2-2-ایزوتوپ کربن 185

5-5-5- تشخیص لیتولوژی سنگ منشاء            186

5-5-5-1- نسبت DBT/ PHEN در مقابل Pr/Ph             186

5-5-5-2-اندیس نورهوپان   187

5-5-5-3- نسبت C22/C21 تری سیکلیک ترپان

در مقابل نسبت C24/C23 تری سیکلیک ترپان     188

5-5-5-4- نسبتهای   C24تترا سیکلیک ترپان      189

5-5-5-5- ایزوتوپ کربن در مقابل نسبت پریستان به فیتان            190

5-5-5-6- مقایسه نسبتهای بیومارکری             190

5-5-5-7- نتیجه گیری لیتولوژی سنگ منشاء   191

5-5-6-تشیخص بلوغ سنگ منشاء      191

5-5-6-1-نمودار C24Tet/C23Tri در مقابل C23Tri/C30Hopane             191

5-5-6-2- نمودار نسبت C30DiaHopan/C30Hopane 192

5-5-6-3- نمودار نسبت Pr/nC17 به Ph/nC18 مخازن 193

5-5-6-4- نتیجه گیری بلوغ سنگ منشاء          194

5-5-7- داده های ایزوتوپی کربن دو مخزن مورد مطالعه   194

5-5-8- تشخیص سنگ منشاء های مخازن مزدوران و شوریجه       194

5-6- تشخیص منشاء تولید سولفید هیدروژن در مخازن گازی کپه داغ            196

5-6-1- بررسی ترکیب شیمیایی مخازن            196

5-6-2- فشار و دمای مخازن             198

5-6-3- پتروگرافی سازندهای مخزنی منطقه کپه داغ        198

5-6-4- بررسی آلکانهای نرمال و بیومارکری و آب سازند مخازن     200

5-6-4-1- فراوانی آلکانهای نرمال مخازن         200

5-6-4-2- بیومارکر آدامانتان            200

5-6-4-3- مطالعه ترکیبات هیدروکربوری گوگرد دار در مخازن     202

5-6-4-4- مطالعه آب سازندی مخازن 204

5-6-4-5- بررسی بلوغ میعانات گازی مخازن   207

5-6-4-6- مقایسه ترکیبات گازی مخازن با هیدروکربورهای سنگ منشاء        209

5-6-4-7- ایزوتوپ کربن و گوگرد آلی مخازن   209

5-7- نتیجه گیری کلی در مورد منشاء سولفید هیدروژن     212

فصل ششم: نتیجه گیری نهایی            213

پیشنهادات            214

پیوستها   215

منابع و مآخذ         216

فصل اول                              

در حال حاضر و دهه های آینده ،گاز طبیعی یکی از عمده ترین منابع تامین کننده انرژی و مواد اولیه صنایع پتروشیمی در جهان است. روند رو به رشد مصرف نفت ومحدودیت منابع و استخراج آن باعث گردیده است.نگرشی ویژه به منابع هیدروکربنی گازی معطوف شود.این در حالی است که ایران با داشتن بیش از 18 درصد منابع گاز شناخته شده دنیا ،پتانسیل بالقوه ای هم از لحاظ اکتشاف مخازن گازی داراست افزون بر این وجود میادین عظیم مشترک بین ایران و کشورهای همسایه از جمله حوضه خلیج فارس و همسایگان غربی و شمال شرقی، اهمیت توجه به مسائل بهره برداری از این منابع را روشن می‌سازد. حوضه رسوبی کپه داغ در شمال شرق ایران، بخش وسیعی از ترکمنستان وشمال افغانستان واقع است. در هر سه کشور میدانهای گازی عظیمی کشف شده است. محققین و دانشمندان علوم زمین از جمله ژئوفیزیستها و ژئوشیمیستها تمام سعی و تلاش خود را بکار می‌گیرند تا از میزان ریسک عملیات اکتشافی بکاهند ودرمناطقی اقدام به حفاری کنند که احتمال دستیابی به نفت وگاز، نسبتا زیاد باشد.ژئوشیمیستهای آلی با تکیه بر اطلاعات ناحیه ای ،محلهای مناسب برای حفاریهای آتی را مشخص می کنند ونظر مط دهند که در یک چاه اکتشافی باید در انتظار نفت ، گاز و یا هر دو بود. ژئوشیمی آلی می‌تواند عوامل مخرب در مخزن مثل تخریب میکروبی ،آبشویی، کرکینگ ،اکسیداسیون و غیره را مشخص کند و در مورد کاهش روند تخریب و حفظ مواد آلی نظر دهد.

در این پایان نامه حوضه رسوب کپه داغ و مخزن گازی آن را از نظر نوع و کیفیت سنگ منشا، شرایط رسوبی، نوع کروژن ،میزان بلوغ وتوان تولید هیدروکربن و نوع هیدروکربن تولیدی را با استفاده از روشهای مختلف ژئوشیمی مورد بررسی قرار می‌دهیم و در نهایت به بررسی علل افزایش غلظت سولفید هیدروژن در مخزن مزدوران نسبت به شوریجه می‌پردازیم.

فصل دوم                     زمین شناسی منطقه کپه داغ

2-1-مقدمه:

حوضه رسوبی کپه داغ آمودریا در ایران، ترکمنستان ،ازبکستان،افغانستان و تاجیکستان گسترش دارد.میدانهای گازی فوق عظیم خانگیران در ایران، دولت آباد-دونمز در ترکمنستان و میدانهای گازی عظیم مری،شاتلیک و بایرام علی در ترکمنستان و گاز لی در ازبکستان و بسیاری از میدانهای گازی دیگر مانند گنبدلی در ایران و گوگرداغ ،یتیم داغ و جرقدوق در افغانستان دراین حوضه کشف شده اند.حوضه رسوبی کپه داغ به صورت حوضه ای مستقل از اواسط ژوراسیک میانی شکل گرفته است.بخش ایرانی این حوضه با وسعت 50000 کیلومتر مربع در شمال استان خراسان و گلستان قرار دارد.ضخامت سنگهای رسوبی این حوضه در ایران بالغ بر هفت هزار متر است.ضخامت زیاد سنگهای رسوبی دریایی و نبود فعالیتهای آذرین، این حوضه را پس از حوضه رسوبی زاگرس مناسب ترین حوضه برای تشکیل و تجمع هیدروکربن قرار داده است.در این بخش حوضه رسوبی کپه داغ را از نظر زمین شناسی مورد بررسی و مطالعه قرار می‌دهیم.

2-2-محل و موقعیت

حوضه رسوبی کپه داغ در شمال شرق ایران،بخش وسیعی از ترکمنستان وشمال افغانستان واقع است. در هر سه کشور میدانهای گازهای عظیمی کشف شده است. بین′30وْ 35 تا ′15وْ38 عرض شمالی و′00وْ54 تا ′13وْ61 طول شرقی قرار دارد.]2[

وسعت منطقه در حدود 550000 کیلومتر مربع یعنی تقریبا 3.3 درصد کل کشور است.کپه داغ ایران منطقه ای کوهستانی است. دو رشته کوه با روندی موازی بیشتر سطح منطقه را پوشانیده است. رشته شمالی را کوههای کپه داغ و هزار مسجد ورشته جنوبی را کوههای گلستان آلاداغ و بینالود تشکیل می‌دهند. بین این دو رشته دشتهای مشهد،قوچان ،شیروان ،بجنورد و گرماب قراردارد.در غرب منطقه این دو ررشته کوه بهم می‌پیوندند. دشت سرخس در شرق منطقه در حاشیه دشت ترکمنستان وصحرای قره قوم قرار دارد.دشت گرگان در غرب منطقه ،در ادامه گودال دریای خزر است. شکل(1-2)این منطقه را نشان داده است.

این فایل به همراه چکیده، فهرست مطالب، متن اصلی و منابع تحقیق با فرمت word در اختیار شما قرار

می گیرد.

تعداد صفحات:234

پروژه ارزیابی عملکرد مناطق عملیاتی گازی با استفاده از منشور عملکرد و تحلیل پوششی داده ها

اختصاصی از یارا فایل پروژه ارزیابی عملکرد مناطق عملیاتی گازی با استفاده از منشور عملکرد و تحلیل پوششی داده ها دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : WORD (قابل ویرایش)

تعداد صفحات:140

پروژه مقطع عالی رشته مدیریت اجرایی

 فهرست مطالب:
فصل اول: کلیات تحقیق
مقدمه ........................................................................................................................1
مساله اصلی تحقیق............................................................................................... 2
تشریح و بیان موضوع ...............................................................................................2
ضرورت انجام تحقیق ................................................................................................3
سابقه تحقیقات و مطالعات انجام گرفته........................................................................4
اهداف اساسی تحقیق.................................................................................................4
روش تحقیق...............................................................................................................5
روشهای گردآوری اطلاعات......................................................................................5
قلمرو تحقیق..............................................................................................................5
مکان تحقیق...............................................................................................................5
جامعه آماری.............................................................................................................5
نمونه آماری..............................................................................................................5
محدودیتهای تحقیق...................................................................................................5
تعریف واژه های تخصصی طرح................................................................................6
سازماندهی تحقیق وچگونگی ارتباط   مباحث تحقیق.....................................6
نتیجه گیری و پیشنهادات......................................................................................7
فصل دوم: ادبیات موضوع و پیشینه تحقیق
بخش اول: ارزیابی عملکرد
مقدمه.................................................................................................................8
تاریخچه و تعاریف.............................................................................................9
تعریف ارزیابی عملکرد .....................................................................................9
دلایل ارزیابی و مدیریت عملکرد........................................................................9
چگونگی ارزیابی عملکرد................................................................................9
هزینه یابی یر مبنای فعالیت..................................................................................11
مدل سینک و تاتل..............................................................................................11
ماتریس عملکرد................................................................................................12
مدل نتایج و تعیین کننده ها.....................................................................14
هرم عملکرد......................................................................................................14
کارت امتیازدهی متوازن....................................................................................16
فرایندهای کسب و کار.....................................................................................18
مدل تعالی سازمان.............................................................................................19
مدل تحلیل ذی نفعان........................................................................................20
چارچوب مدوری و استیپل................................................................................22
       فرایند  ویسنر و فاست......................................................................................25
     راهنماییهای انتخاب شاخص ها ........................................................................26
       مدل منشور عملکرد..........................................................................................32
   آغاز باذی نفعان بجای استراتژی ها...........................................................33
بخش دوم:تحلیل پوششی داده ها
مقدمه................................................................................................................38
تاریخچه تحلیل پوششی داده‌ها.........................................................................39
تعریف تحلیل پوششی داده‌ها.............................................................................41
ویژگیها و قابلیتهای کاربردی مدلهای تحلیل پوششی داده‌ها...........42
  محدودیت‌ها و مسائل خاص در مورد رویکرد DEA..........................................44
     مدل اصلی CCR ـ نهاده‌گرا...............................................................................44
    مدل پوششی CCR( مدل ثانویه).......................................................................46
        مدل BCC-نهاده گرا.......................................................................................47
        مدل جمعی........................................................................................................49
         مدل تراکم........................................................................................................50
  رتبه‌بندی عملکرد در DEA با کارایی متقاطع....................................................52
  مدل رتبه‌بندی کامل آندرسون ـ پیترسون..........................................................53
     تغییرات کارایی در طول زمان............................................................................54
      الگوبرداری با استفاده از DEA ........................................................................55
  تحلیل پوششی داده‌ها و برنامه‌ریزی آرمانی.......................................................55
    مدل شبه DEA چند جزئی................................................................................57

بخش سوم: پژوهش های کاربردی مرتبط
مقدمه..............................................................................................................63
کارت امتیازدهی متوازن: ارزیابی عملکرد واحد تعمیرات...................................64
 مدل منشور عملکرد: ارزیابی عملکرد شرکت DHL...........................................65
مدل منشور عملکرد: ارزیابی سازمان London Youth.......................................66
مدل منشور عملکرد: ارزیابی سازمانهای سنتی و الکترونیکی...........................67
  مدل منشور عملکرد: ارزیابی عمکرد شرکت House of fraser...................68
     مدل EFQM و DEA .......................................................................................69
     مدل BSC و DEA............................................................................................70

فصل سوم: الگوی مفهومی و متدولوژی تحقیق
    مقدمه.......................................................................................................................73
سیمای صنعت گاز ایران............................................................................................74
انتخاب شاخص های عملکرد....................................................................................74
مدل شماتیک و ریاضی تحقیق.............................................................................. 83
مدل ریاضی..................................................................................................................85

فصل چهارم: جمع آوری داده ها و حل مدل
مقدمه.......................................................................................................................88
روش جمع آوری اطلاعات......................................................................................89
داده های عددی ساخت مدل................................................................................89
مدل عددی ارزیابی مناطق عملیات انتقال گاز.................................................90
افزایش تفکیک پذیری نتایج................................................................................. 93
کارایی متقاطع مسئله..............................................................................................95
کاستیهای کارایی متقاطع...................................................................................... 96
مدل DEA/AHP......................................................................................................97                                                            
الگوریتم حل مدل شبه DEA با استفاده از DEA/AHP.................................99
کاهش تعداد متغیرها.............................................................................................101       
متوازن کردن داده ها.............................................................................................103  

فصل پنجم: نتیجه گیری و پیشنهادها
مقدمه......................................................................................................................115
نتایج حاصل از چارچوب منشور عملکرد............................................................116
نتایج حاصل از مدل کمی.......................................................................................116
پیشنهادهای حاصل از تحقیق...............................................................................121
پیشنهاد تحقیقات آتی..............................................................................................122
منابع.......................................................................................................................
ضمائم....................................................................................................................

فهرست شکلها
شکل (2-1 ): تعریف هفت شاخص عملکرد...........................................................12
شکل (2-2 ): مدل سه بعدی محققین پروژه TOPP..........................................13
شکل(2-3) : ماتریس ارزیابی عملکرد.....................................................................13
شکل(2-4): چارچوب نتایج و تعیین کننده ها........................................................ 14   
شکل (2-5) : هرم عملکرد.......................................................................................15   
شکل (2-6) : کارت امتیازدهی متوازن....................................................................17
شکل(2-7) : ورودی، فرایند، خروجی و نتایج..........................................................18
شکل(2-8) : مدل تعالی سازمان..............................................................................19
شکل(2-9) : مدل تحلیل ذی نفعان..........................................................................20
شکل(2-10) : متد ممیزی و ارتقای PMS......................................................24
شکل(2-11) : طراحی سیستم ارزیابی ویسنر وفاست...............................................25
شکل(2-12) : رابطه دو طرفه سازمان و ذی نفعان.....................................................35
شکل(2-13) : منشور عملکرد و رابطه بین وجوه آن.................................................36
شکل(2-14): برنامه ریزی آرمانی...........................................................................55
شکل(2-15): فرایند تولید برای DMUp............................................................59
شکل(2-16): فرایند تولید برای DMSUj...........................................................60
شکل(3-2): خروجی نیمه ساخته...........................................................................84
شکل(3-3):مدل شماتیک منطقه سه عملیات(DMU2 ) و متغیر های حل مدل...87


فهرست جداول
جدول(2-1): پیشنهادهای انتخاب شاخص های عملکرد.........................................27
جدول(2-2) : برگه ثبت شاخص های عملکرد..........................................................29
جدول(2-3) : مقایسه بین منشور عملکرد و BSC...........................................37
جدول (2-4): ماتریس کارایی متقاطع.......................................................................53
جدول(2-5) : کارت امتیازدهی واحد نگهداری و تعمیرات.....................................65
جدول(2-6) : سوالات کلیدی جهت انتخاب شاخص های شرکت DHL....66
جدول (2-7) : قسمتی از شاخص های LY.........................................................67
جدول(2-8) : تفکیک عناصر مدل EFQM به دو گروه...................................70
جدول(2-9): شاخص های انتخاب شده توسط BSC........................................71
جدول(3-1): پاسخهای بدست آمده از مصاحبه در رابطه با ابعاد منشور عملکرد.75
جدول(3-2): شاخص های بالقوه............................................................................77
جدول(3-3) : رکورد شیت مربوط به هر شاخص....................................................79
جدول(3-4) : لیست واحدها و زیر واحدهای مورد ارزیابی.....................................83
جدول(3-5) : متغیرهای مدل...................................................................................84
جدول(4-19) : ماتریس کارایی متقاطع واحدها........................................................95
جدول(4-20) : ماتریس کارایی متقاطع زیر واحدها.................................................96
جدول(4-21) : مقایسات زوجی واحدها..................................................................101
جدول (4-22):ماتریس همبستگی بین ورودیها و خروجی ها..........................102
جدول(4-23) : نتایج حاصل از آنتروپی شانون......................................................103
جدول(4-24): نتایج حاصل از AHP...............................................................103
جدول(4-25): اوزان نهایی....................................................................................104
جدول(4-26): داده های موزون..............................................................................104
جدول(4-27) : تعداد متغیرها و محدودیتهای مسائل DEA/AHP...........105
جدول(4-28): نتایج حاصل از حل DEA/AHP برای DMUها................106

جدول(5-1): نتایج حل مدل تلفیقی........................................................................ 117
جدول(5-2) : نتایج ماتریس کارایی متقاطع مناطق.....................................117
جدول(5-3) : نتایج ماتریس کارایی متقاطع ایستگاهها................................118
جدول(5-4) : مقایسات زوجی واحدها...................................................................118
جدول(5-5): رتبه کارایی هر یک از مناطق.............................................................119
جدول(5-6): رتبه کارایی هر یک از ایستگاهها.......................................................119

فهرست نمودارها
نمودار(2-1) : نویسندگان در زمینه ارزیابی عملکرد با بیشترین ارجاعات......39
نمودار(2-2): تعداد انتشارات در زمینه DEA بر اساس سال.............................40
نمودار(2-3): تعداد انتشارات توسط محققین مختلف در زمینه DEA...........41

فهرست مدلهای ریاضی
مدل(2-1): مدل اولیه CCR نهاده گرا.....................................................................45
مدل(2-2): مدل اولیه CCR نهاده گرا.....................................................................46
مدل(2-3): مسئله ثانویه مدل CCR نهاده گرا (مدل پوششی).........................46
مدل(2-4): مدل BCC نهاده گرای اصلاح شده....................................................47
مدل(2-5): مدل پوششی BCC نهاده گرا..............................................................48
مدل(2-6): مدل جمعی..........................................................................................49
مدل(2-7): مدل BCC ستاده گرا........................................................................50
مدل(2-8): مدل تراکم...........................................................................................50
مدل(2-9): مدل اندرسون-پیترسون....................................................................54
مدل(2-10): مدل برنامه ریزی آرمانی معادل CCR نهاده گرا........................56
مدل(2-11): مدل برنامه ریزی آرمانی MinSum..............................................56
مدل(2-12): مدل برنامه ریزی آرمانی MinMax............................................57
مدل(2-13): مدل شبه DEA چند بخشی........................................................62


فصل اول: کلیات تحقیق

مقدمه
نظارت و ارزیابی موضوعی است که از زمان مطرح شدن نظریات کلاسیک مدیریت همواره مدنظر بوده است. به عبارت دیگر تمام نظریات مدیریت به نحوی به موضوع نظارت، کنترل و ارزیابی بها داده و آنرا یکی از وظایف اساسی مدیریت دانسته اند. اما آنچه قابل ذکر است، تغییر نگرشی است که در این رابطه صورت گرفته است.
پس از انتقاد «کاپلن و نورتن» از اطلاعات سنتی حسابداری و مالی ، مدلهای بسیاری جهت ارزیابی عملکرد معرفی گردید که علت آن نیز ناتوانی سیستم های ارزیابی عملکرد سنتی و مالی در فراهم کردن اطلاعات مناسب و لازم برای تصمیم گیری مدیران بود. اما با وجود پیشرفتهای قابل توجه در طراحی چارچوبها و سیستم های ارزیابی عملکرد، بسیاری از شرکتها همچنان به شکلی ابتدایی بر شاخص های سنتی تکیه کرده اند.
از طرفی چارچوبهای مدرن و جدید، تنها مباحث مفهومی را بیان کرده و به ندرت به کاربردی کردن آنها پرداخته اند و نیازی که هم اکنون در این زمینه وجود دارد، کار بیشتر برای عملیاتی کردن این مفاهیم کلی می باشد بطوریکه بتوان برای هر سازمان، ارزیابی منحصر به فرد و مخصوص آن سازمان را انجام داد.
توسعه و گسترش وظایف دولت و به تبع آن سازمانهای دولتی، امر ارزیابی عملکرد آنها را اجتناب ناپذیر ساخته است چرا که محدودیت منابع، سرعت و کیفیت ارائه کالاها و خدمات، تشدید رقابت و ضرورت انجام هدفمند امور، زمینه توجه به عملکرد اینگونه سازمانها را فراهم آورده است. اما تا کنون نظامی جهت اجرای این امر طراحی نشده و در صورت ارزیابی، از روشهای غیر علمی و بیگانه با نظریات جدید دراین زمینه استفاده شده است. لذا این پژوهش با ترکیب دو رویکرد کیفی و کمی به دنبال ارائه یک الگوی مناسب ارزیابی عملکرد در مناطق عملیات انتقال گاز است.

مساله اصلی تحقیق
به دلیل عدم وجود سیستم ارزیابی عملکرد مناسب دراکثرسازمانهای دولتی نظیرمناطق عملیاتی انتقال گاز و محدودیتها و کمبودهای مدلها و تکنیکهای موجود در این زمینه ، ارائه الگویی جامع و عملیاتی برای ارزیابی عملکرد ضروری به نظر می رسد ، که در این تحقیق سعی خواهد شد تا با تلفیق چارچوب منشور عملکرد و مدلی جدید در زمینه تحلیل پوششی داده ها (DEA) و برنامه ریزی آرمانی این الگو ارائه گردد.
 
تشریح و بیان موضوع
ارزیابی عملکرد و بهره وری در دهه های اخیر هم از جانب مجامع علمی و هم مدیران و دیگر استفاده کنندگان مورد توجه بسیار قرار گرفته است . متدها و تکنیکهای بسیاری جهت ارزیابی عملکرد ایجاد شده است که هر کدام مجموعه ای از شاخص ها را جهت ایجاد توازن در دیدگاههای سنتی و تک بعدی به عملکرد معرفی می نمایند. اما علی رغم تمامی این پیشرفتها در ارزیابی عملکرد ، بسیاری از سازمانها همچنان بر شاخص های عملکرد سنتی و مالی متکی هستند.(Tangen ,et al, 2004)
چارچوبها ومتدلوژی های مختلفی ازجمله: مدل تعالی سازمانی ،  BSC ، ABC   ، هزینه کیفیت ، ارزش افزوده ذی نفعان و ... ایجاد شده اند که هر کدام جذابیتها و منافع بسیاری را به همراه دارند اما همیشه موفق نبوده اند . مفاد هر یک از مدلها منحصر به فرد بوده و جنبه های متفاوتی از عملکرد را معرفی می نمایند و به نظر می رسد همگی جامع و کامل باشند اما با این وجود هر یک از این تکنیکها و مدلها دارای نقاط ضعفی هستند.( Neely , et al,2001) بعنوان مثال یکی از پر کاربردترین مدلهای ارزیابی عملکرد BSC است که عملکرد را از  چهار جنبه مختلف مورد بررسی قرار می دهد( مالی ، مشتریان ، فرایندهای داخلی و خلاقیت ویادگیری ) ولی یکی از مشکلات این مدل عدم توجه به نیازهای ذی نفعان دیگر و متقابلا کمکهای آنهاست . باید توجه داشت که هیچ مدل بهینه ای برای ارزیابی عملکرد وجود ندارد چرا که عملکرد سازمان یک مفهوم چند بعدی می باشد  لذا برای رفع این کمبود تکنیک BSC ، یک مدل سه بعدی به نام "منشور عملکرد"   توسط آقای "نیلی" در سال 2001 معرفی گردیده است که PMS  را تحت پنج جنبه متفاوت ولی به هم مرتبط سازماندهی میکند . این پنج جنبه شامل : رضایت ذی نفعان – استراتژیها – فرایندها – توانمندیها و کمکهای ذی نفعان می باشد (Neely, et al, 2002). "نیلی" بیان می کند استخراج شاخص ها از استراتژی ها (در روش BSC ) صحیح نمی باشد بلکه نیازها و خواسته های ذی نفعان می بایستی محور این انتخاب قرار گیرد.
از دیگر ضعفهای روش  BSC  در اندازه گیری عملکرد تشخیص و انتخاب یک "بهترین" برای مقایسه سایر واحدها می باشد و به دلیل وجود شاخص های متعدد کارایی و موفقیت در ارزیابی عملکرد ، یک واحد یا سازمان خاص نمی تواند در همه زمینه ها پیشرو باشد . بنابراین مقایسه شرکتها و یا واحدها از طریق BSC  غیر ممکن است و برای حل پیچیدگی حاصل از تعداد متغیرها و عدم وجود مقیاس مشخص برای معیارها از "تحلیل پوششی داده ها" استفاده می شود (Ricards, et al , 2004) . از آنجا که در مدل "منشور عملکرد" نیز این مشکل وجود خواهد داشت ، لذا به منظور رفع آن یکی از مدلهای DEA  که در ادامه توضیح داده می شود مورد استفاده قرار خواهد گرفت .
مدلهای اولیه DEA    که توسط "چارنز" و دیگران ایجاد شده ، بصورت گسترده ای مورد توجه قرار گرفته و دامنه کاربرد آن وسعت یافته است . حال اگر DMUها  از یکسری اجزاء تشکیل شده باشند که خروجی هر یک ورودی دیگری باشد ، نیازمند بکارگیری ابزار اندازه گیری عملکردی می باشیم که با توجه به اطلاعات DMSUها  کارایی نهایی وکلی هرDMU را محاسبه نماید (Amirteimoori, 2005).
یکی از مشکلات بکارگیری مدلهای DEA ، "ضعف قدرت تفکیک " (در صورت کافی نبودن تعداد DMUها) و "توزیع غیرواقعی وزن به ورودی و خروجی های مدل" میباشد . که مدل "تحلیل پوششی داده ها بر اساس مدل برنامه ریزی آرمانی " نسبت به مدلهای کلاسیک از توانایی بالاتری در قدرت تفکیک پذیری و ارائه وزنهای واقعی دارد (مهرگان ، 1383). لذا در این تحقیق از تلفیق مدل DEA توضیح داده شده و برنامه ریزی چندهدفه استفاده خواهد شد .
ضرورت انجام تحقیق
ایجاد بهبود در هر سازمانی نیازمند اندازه گیری عملکرد سازمان و برنامه ریزی و هدفگذاری جهت بهبود عملکرد می باشد. لذا ضرورت اندازه گیری عملکرد سازمان بر کسی پوشیده نیست . اما با وجود پیشرفتهای قابل توجه ای که در سالهای اخیر در طراحی چارچوبها و سیستمهای ارزیابی عملکرد رخ داده است ، بسیاری از سازمانها همچنان بر معیارهای سنتی متکی هستند. یکی از دلایل بروز این مشکل آنست که مدلهای جدید و پیشرفته در این زمینه تنها مباحث مفهومی وبنیادی را بیان می کنند و به ندرت عملیاتی شده اند . لذا چگونگی بکارگیری این چارچوبهای عملیاتی در یک سازمان خاص ، به منظور ایجاد یک سیستم ارزیابی عملکرد منحصر به فرد و بنا به نیازهای آن سازمان موضوعی است که کار بیشتری را می طلبد (Tangen ,et al, 2004). با وجود تکنیکهای متفاوت برای ارزیابی عملکرد و نقاط قوت و ضعف هر کدام ، در این تحقیق مدلی نسبتا جدید تحت عنوان "منشور عملکرد" مورد توجه قرار خواهد گرفت و محقق  بر آن است  تا با ترکیب آن و "مدل شبه تحلیل پوششی داده ها"   و "برنامه ریزی آرمانی"  یک الگوی مناسب و عملیاتی را برای ارزیابی عملکرد مناطق عملیات انتقال گاز ارائه دهد.

سابقه تحقیقات و مطالعات انجام گرفته
در زمینه ارزیابی عملکرد سازمان تحقیقات زیادی صورت گرفته است . اما در زمینه استفاده از مدل "منشورعملکرد" تنها چند مقاله توسط پروفسور "اندی نیلی" ارائه گردیده است.
در زمینه ارتباط مدلهای DEA و BSC نیز مقالاتی وجود دارد به عنوان مثال، در مقاله ای (Ricards ,2003) ،از BSC جهت انتخاب شاخص ها استفاده شده و سپس با استفاده از DEA استانداردها تعیین شده و مقایسه بین واحدهای مورد ارزیابی، صورت گرفته است .
در زمینه " DEA& Multi-Component DMUs " نیز چند مقاله موجود است ، به عنوان مثال "فار" در مقاله خود یک فرایند چند مرحله ای را معرفی می کند که در آن خروجی های میانی در یک مرحله می توانند هم محصول نهایی و هم ورودی مراحل بعدی باشند . همچنین در مقاله ای از "کوک" کارایی واحدها با داده های مشترک محاسبه گردیده است  و در نهایت در در سال 2005 مدلی برای ارزیابی عملکرد DMU های دارای DMSU ارائه گردیده است  (Amirteimoori, 2005).
در مورد رابطه بین DEA و برنامه ریزی آرمانی علاوه بر مقاله آقای "لی" که سه مدل "حداقل کردن متغیر انحرافی" ، "حداقل کردن مجموع متغبرهای انحرافی" و "حداقل کردن حداکثر میزان انحراف" را معرفی نموده است (مهرگان ،1383) مقاله ای در مورد تخصیص بودجه دانشگاه با استفاده از DEA و  MCDM  یافت گردید(Caballero, et al ,2004).
اما در زمینه بکارگیری و ارتباط مدل "منشور عملکرد" و مدل "شبه DEA " و برنامه ریزی آرمانی مطلبی دیده نشد.

اهداف اساسی تحقیق
هدف اصلی این تحقیق ارزیابی عملکرد مناطق عملیات انتقال گاز است که با توجه به مدلهای موجود و مورد مطالعه مدل نسبتا جدید "منشور عملکرد" جامعتر تشخیص داده شد. و با تلفیق آن با مدل "شبهDEA " و برنامه ریزی آرمانی روشی نسبتا کامل و مناسب جهت ارزیابی ارائه خواهد گردید.


روش تحقیق
این تحقیق از نظر هدف از نوع کاربردی بوده و از نظر نحوه گردآوری داده ها از نوع توصیفی می باشد.

روشهای گردآوری اطلاعات
بررسی سوابق و مدارک موجود ، پرسشنامه و مصاحبه
به منظور تعیین شاخصهای ارزیابی لازم است با  مطالعات کتابخانه ای شاخصهای هر وجه از منشور عملکرد مشخص شده و با جمع آوری اطلاعات بوسیله پرسشنامه از مدیران ، شاخصهای مهم در ارزیابی DMU ها ( مناطق عملیات) و همچنین DMSUها (ایستگاههای تقویت فشار) مشخص خواهد شد.
قلمرو تحقیق
این تحقیق در بین مناطق عملیات انتقال گاز صورت خواهد گرفت و از نظر زمانی با توجه به داده های موجود و قابل دسترسی تصمیم گرفته خواهد شد.

مکان تحقیق
مناطق عملیات انتقال گاز شرکت ملی گاز ایران

جامعه آماری
جامعه آماری این تحقیق مناطق عملیات انتقال گاز می باشد اما از آنجا که انتخاب یک تکنیک اندازه گیری مناسب به فاکتورهای چندی نظیر : 1-هدف اندازه گیری 2- زمان در دسترس برای اندازه گیری 3- وجود داده ها 4- هزینه اندازه گیری و... بستگی دارد. لذا ممکن است جمع آوری داده ها برای تمام جامعه آماری در زمان موجود ممکن نباشد پس به ناچار با توجه به بررسی های آتی و فاکتورهای بالا تعداد اعضاء مورد بررسی جامعه آماری  مشخص خواهد شد.

نمونه آماری
از آنجا که ما در این تحقیق نمی توانیم با بررسی نمونه نتایج را به جامعه تعمیم دهیم لذا می بایستی جامعه آماری مورد بررسی قرار گیرد و نیازی به نمونه گیری نمی باشد.

محدودیتهای تحقیق
در این تحقیق ، هدف ارزیابی عملکرد مناطق عملیات انتقال گاز بعنوان یکی از مهمترین زیر مجموعه های شرکت ملی گاز ایران است که یکی از بزرگترین محدودیتهای بر سر راه این تحقیق پراکندگی مناطق و ایستگاههای هر یک از آنها در سطح کشور است که جمع آوری اطلاعات را با مشکل روبرو می سازد. همچنین عدم وجود پایگاههای اطلاعاتی در هریک از ایستگاهها و یا مناطق عملیات انتقال گاز جمع آوری اطلاعات مورد نیاز را با مشکلات بسیاری روبرو خواهد ساخت. از دیگر محدودیتهای این تحقیق، تعداد اندک واحدهای مورد بررسی بدلیل عدم وجود و یا دسترسی به اطلاعات مورد نیاز سایر واحدها می باشد که این امر موجب بکارگیری روشها و تکنیکهای متنوع و مختلفی خواهد شد تا در نهایت جوابهای قابل قبولی حاصل گردد.

تعریف واژه ها و اصطلاحات تخصصی طرح
منشور عملکرد (Performance prism): یکی از مدلهای نسل دوم ارزیابی عملکرد سازمانی که دارای پنج وجه می باشد. دلیل تشبیه این مدل به منشور اینست که همانگونه که منشور ، نور به ظاهر ساده سفید را تجزیه کرده و پیچیدگیهای آنرا مشخص می سازد و اجزاء سازنده آنرا نمایان می سازد ، این مدل نیز مبحث به ظاهر ساده ارزیابی عملکرد سازمانی را تجزیه کرده و جنبه های مختلف آنرا آشکار می نماید.
کارت امتیازدهی متوازن (Balance Scorecards): مدل ارزیابی عملکرد که به چهار جنبه سازمان توجه دارد و به دلیل برخی کمبودها و ضعفهای آن اخیرا مدل "منشور عملکرد" بعنوان چایگزین معرفی گردیده است.
مدل شبه تحلیل پوششی داده ها (DEA-like Model for Multi-Component): هرگاه هر واحد تصمیم گیری (DMU) به چندین جزء تقسیم شود (DMSU) این مدل جهت ارزیابی کارایی هر جزء و در نهایت هر واحد استفاده می شود.
سیستم، چارچوب، مدل ( System , Framework , Model): سیستمها را می توان بعنوان مجموعه ای از اجزاء به هم وابسته و هماهنگ که در یک جهت عمل می کنند تعریف نمود. روش تفکر درباره یک سیستم به منظور مدلسازی آن چارچوب نامیده می شود و نمایش یک سیستم به منظور تشریح رفتار اجزای آن را مدل می نامند (Rouse ,et al, 2003). اما از آنجا که با مرور در ادبیات موضوع، در اکثر مواقع ، این سه واژه به یک مفهوم بکار رفته اند ، لذا در این پژوهش نیز بین آنها تفاوت قائل نشده ایم.

سازماندهی تحقیق و چگونگی ارتباط مباحث
مباحت پژوهش حاضر در پنج فصل به شرح زیر تدوین شده است:
1-    کلیات تحقیق
2-    مبانی نظری تحقیق
3-    معرفی مدل تحقیق
4-    تجزیه و تحلیل اطلاعات
5-    نتیجه گیری و پیشنهادات

فصل اول: در این فصل گزارش مختصری از کلیات و مراحل شکل گیری انجام و سرانجام تحقیق، با معرفی اجمالی موضوع و ترسیم فضای کلی اجرایی تحقیق به منظور شناخت اولیه و امکان ارزیابی و انتقال یافته های تحقیق ارائه گردیده است.

فصل دوم: این فصل شامل سه بخش کلی می باشد. در بخش اول در خصوص ارزیابی عملکرد سازمانی و مدلها و چارچوبهای گوناگون ارائه شده در این زمینه توضیحاتی ارائه می گردد. بخش دوم به مبانی علمی مدل تحلیل پوششی داده ها و معرفی برخی مدلهای نوین در این زمینه می پردازد و در انتها مدل مورد استفاده در این تحقیق بطور مفصل شرح داده خواهد شد. در بخش سوم مروری بر کارهای عملی انجام شده در زمینه مدلهای مورد استفاده در این تحقیق و تلفیق مدلهای ارزیابی عملکرد و تحلیل پوششی داده ها  صورت خواهد گرفت.

فصل سوم: در این فصل  شاخص های مدل بدست آمده و تلفیق مدل مورد بررسی و برنامه ریزی آرمانی نشان داده شده و در نهایت مدل تحقیق ارائه خواهد گردید.

فصل چهارم: در این فصل ابتدا ، روش جمع آوری اطلاعات ارائه شده و پس از جمع آوری اطلاعات با کمک نرم افزارهای مربوطه نتایج حل مدل نشان داده شده و به تجزیه و تحلیل اطلاعات پرداخته خواهد شد.

فصل پنجم: در این فصل نتایج بدست آمده از این تحقیق ارائه گردیده و پیشنهاداتی برای انجام تحقیقات بعدی آورده شده است. همچنین در انتها ضمائم تحقیق و منابع و ماخذ مورد استفاده ذکر گردیده است.

دانلود گـزارش کـارآموزی مجتمع پتروشیمی بندر امام واحد مایعات گازی

اختصاصی از یارا فایل دانلود گـزارش کـارآموزی مجتمع پتروشیمی بندر امام واحد مایعات گازی دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : WORD (قابل ویرایش)

تعداد صفحات:65

فهرست مطالب:
عنوان                                                                                                              صفحه
فصل اول
مختصات جغرافیای و واحدهای گوناگون پتروشیمی در بندر امام     1
شرح عملیات و فعالیت ها     8
فصل دوم
2-1- مخازن خوراک     9
2-2- برج DEC3(پروپان زدا)     10
2-3- برج های جذب C2/C3 SW&DRY     15
2-4-برجDEC2(اتان زدا)    18
2-5- برجDEC1(متان زدا)    21
2-6- برج DEC4(بوتان زدا)    22
2-7- برجهای جذب C4 SW&DRY    25
2-8- برج DEC5(پنتان زدا)    28
2-8-1- استفاده از برج DEC5 واحد 1 و 2 جهت تولید پنتان    28
2-8-2- استفاده از برج DEC5واحد یک جهت تولید هگزان    30
2-8-3- استفاده از برج DEC5 واحد یک جهت تولید هپتان    31
2-9-  C3 CHILINING    32
2-10-C4 CHILINING    35
2-11-سیستم تبرید پروپان    36
2-12-سیستم خشک کننده گاز سبک LEAN GAS DRYING SYSTEM    42
2-13- FLARE & NGL DISPOSAL SYSTEM(سیستم مشعل و دور ریز واحد) ... 46
2-14- STEAM & CONDENSATE (سیستم بازیافت آب کندانس)      49
فصل سوم
پروژه بازسازی واحد NF       55
قسمت های آسیب دیده واحد در دوران جنگ     55
تکمیل و ساخت واحد NF2     56
بازسازی واحد NF2     57
شیوه بازسازی     58
بازسازی واحد NF1     61
شیوه بازسازی     62
منابع     65

مختصات جغرافیایی و واحدهای گوناگون پتروشیمی در بندر امام:

مجتمع پتروشیمی بندر امام، در ضلع شمال غربی خلیج فارس در استان خوزستان، در فاصله ی 165 کیلو متری جنوب شرقی اهواز و 84 کیلومتری شرق آبادان، بین بندر امام خمینی و بندر ماهشهر قرار دارد. کل محوطه ی این مجتمع به مساحت تقریبی 285 هکتار، با خاکریزی و کوبیدن نزدیک به 45 هزار شمع بتنی، از دریا بازیابی و آماده شده است. فعالیت های مقدماتی و زیربنایی طرح، همچون خاکریزی، هموار سازی زمین، ایجاد ساختمان ها و انبارهای موقت، تأسیسات آب و اسکله ها از اوایل سال1353، بتدریج آغاز شد. عملیات ساختمانی طرح که از سال 1355 آغاز شده بود، در پایان سال 1357، نزدیک به 73 درصد پیشرفت فیزیکی داشت.

نیازهای اساسی مجتمع پتروشیمی بندرامام از نظر خوراک ، به منابع داخلی وابسته است و عمدتاً از محدوده ی 100 کیلومتری مجتمع تأمین می شود. خوراک و مواد اولیه را مایعات گازی، گاز سوخت، نفتا و نمک تشکیل می دهد.

نمودار زیرنشان دهنده ی نوع خوراک و مواد اولیه و جایگاه تأمین آنها برای مجتمع پتروشیمی بندر امام است.

فرآورده های این مجتمع عبارتنداز: گاز مایع( پروپان و بوتان)، پنتان به بالا، الیفن ها، پلاستیک ها(پلی اتیلن سبک، پلی اتیلن سنگین، پلی پروپیلن، پلی و نییل کلراید)، لاستیک مصنوعی، ترکیب های آروماتیک(بنزین آمیخته ی زایلن ها)، اسید کلریدریک، سود سوزآور و اتیلن دی کلراید و برخی فرآورده های دیگر. این فراورده ها در کارخانه ی تفکیک مایعات گازی و 3 زنجیره ی تولید به شرح زیر بدست می آیند:

الف) واحد تفکیک ما یعات گازی:

خوراک دریافتی، مایعات گازی(NGL)، از مناطق نفت خیز در واحد تفکیک مایعات گازی( NF PLANT) به اتان، پروپان و بوتان(با درجه خلوص بالا) و برش نفتا تفکیک می شود و گازهای سبک ناشی از آنها به مصرف سوخت مجتمع می رسد.

ب) زنجیره ی تولید مواد پلاستیک:

این زنجیره از واحد الفین و واحدهای پلی اتیلن سبک و سنگین و واحد پلی پروپیلن تشکیل شده است. گاز اتان، بوتان و نفتای بدست آمده از واحد NF، به عنوان خوراک اصلی در واحد الفین به اتیلن و پروپیلن و آمیخته ی هیدروکربورهای 4 کربی اشباع نشده نیز تبدیل می شود. بیشترین بخش اتیلن بدست آمده به واحدهای پلی اتیلن سبک(LDPE) و پلی اتیلن سنگین (HDPE)، به عنوان خوراک فرستاده می شود. پروپیلن و هیدروکربورهای 4 کربنی اشباع نشده نیز به ترتیب به عنوان خوراک به واحدهای پلی پروپیلن(PP)و لاستیک مصنوعی(SR) فرستاده می شود.

پ) زنجیره ی تولید مواد پلاستیک پی وی سی:

این زنجیره واحدهای PVC,EDC,VCM,CA را در بر می گیرد. نخست نمک بدست آمده از دریا واحد کلر آلکالی(CA) الکترولیز شده به کلر و سود سوزآور تبدیل می شود. کلر همراه با اتیلن بدست آمده از زنجیره پیشین به مصرف تولید اتیلن دی کلرید می رسد و سودسوزآور به عنوان فرآورده های جانبی به بازار ارائه خواهد شد. فرآورده ی واحدEDC، در واحد VCM به منومر ورنیل کلراید تبدیل شده و سپس در واحد PVC به مصرف تولید پلاستیک پی وی سی می رسد.

ت) زنجیره ی واحد آروماتیک:

این واحد برای تولید هیدروکربورهای حلقوی (آروماتیک) طراحی شده و فرآورده های آن بنزین و آمیخته ی زایلین هاست. خوراک این واحد برشی از ترکیب های نفتی (نفتا) خواهد بود که از پالایشگاه آبادان تأمین می شود.

ث) واحد الفین(OL):

این واحد تأمین کننده اصلی خوراک واحدهای پلیمری مجتمع است. فرآورده های الفینی، در اثر شکست مولکولی در درجه حرارت بالا تولید شده و در مراحل بسیاری، تفکیک و پالایش می شود.

ج) واحد پلی اتیلن سبک(LDPE):

در این واحد گاز اتیلن دریافتی از واحد الفین در اثر پلیمریزاسیون اتیلن در فشار 2460Kg/cm2 و درجه حرارت 2600C در دو خط تولید به پلی اتیلن سبک تبدیل می شود. فرآورده های نهایی دانه های پلی اتیلن گوناگون است که هر کدام از آنها مصرف ویژه ای در صنعت دارند.

چ) واحد پلی اتیلن سنگین(HDPE):

در این واحد گاز اتیلن دریافتی از واحد الفین، در اثر پلیمریزاسیون اتیلن در فشار و درجه حرارت پائین، به پلی اتیلن سنگین تبدیل می شود و پس از تلخیص و خشک شدن، بسته بندی و به بازار ارائه می شود. دانه های پلی اتیلن سنگین با درجه بندی های گوناگون مصرف های ویژه ای دارند.

ح) واحد پلی پروپیلن:

در این واحد گاز پروپیلن دریافتی از واحد الفین در اثر پلیمریزاسیون در مجاورت کاتالیزور به پلی پروپیلن تبدیل می شود و پس از تفکیک و تلخیص و خشک شدن، بسته بندی شده و به بازار ارائه می شود. دانه های پلی پروپیلن با درجه بندی گوناگون، مصرف های گوناگونی دارند.

خ) واحد بازیابی نمک از آب دریا:

این واحد مجموعه ای از حوضچه های گسترده ای است که با 1500هکتار مساحت در مجاورت مجتمع است. آب دریا بوسیله ی پمپ و از راه کانال بتدریج برای تبخیر به حوضچه ها انتقال می یابد. آب تغلیظ شده بوسیله ی پمپ برای تشکیل بلورهای نمک به حوضچه های تبلور نمک هدایت شده و سرانجام نمک جامد تهیه و انباشته می شود. ظرفیت بازیافت نمک از این تأسیسات، 000/500 تن در سال است که بوسیله ی دستگاهی بنام دروگر، گودآوری شده و برای مصرف واحد کلر آلکالی به مجتمع انتقال داده می شود.

د) واحد کلر آلکالی(CA):

این واحد تولید کننده ی کلر مورد نیاز زنجیره ی واحد های تولید PVC است. در این واحد نمک بازیافتی از حوضچه های تبخیر آب دریا، تجزیه شده و به سدیم و گاز کلر تبدیل می شود و سدیم بدست آمده در مراحل بعدی در اثر ترکیب با آب به سود سوزآور و هیدروژن تبدیل می شود. گاز کلر در مراحل بعدی برای تولید اتیلن دی کلراید و اسید کلریدریک مصرف می شود.

ذ) واحد اتیلن دی کلراید(EDC):

در این واحد گاز کلر تولید شده در واحد کلر آلکالی، با اتیلن دریافتی از واحد الفین، در اثر واکنش کلرنیاسیون مستقیم، به اتیلن دی کلراید تبدیل می شود. بخشی از EDC تولید شده در این واحد به عنوان خوراک واحد VCM، مصرف می شود و بخشی دیگر به فروش می رسد.

ر) واحد ویینل کلرایدمنومر(VCM):

در این واحد از کراکینگ ماده ی اتیلن دی کلراید(EDC) در کوره های حرارتی، منومر ویینل کلراید هیدروژن بدست می آید. اسید کلریدریک بدست آمده از عمل کراکینگ، در بخش اکسی کلریناسیون این واحد با اتیلن ترکیب شده و EDC تولید می کند. اتیلن دی کلراید بدست آمده از این بخش نیز به کوره های حرارتی بازگردانده می شود.

ز) واحد پلی ویینل کلراید سوسپانسیون(S.PVC):

این واحد پس از دوران مفارقت به زنجیره ی مجتمع افزوده شد. منومرویینل کلراید تولید شده در واحد VCM در این واحد بار روش سوسپانسیون پلیمریزه شده و سرانجام به صورت پودر پلی ویینل کلراید(PVC) به بازار ارائه می شود.

س) واحدتولید بوتادین(BD)و لاستیک مصنوعی (SBR):

این واحد تولیدی از 2 واحد بوتادین و لاستیک مصنوعی تشکیل شده است. بوتادین موجود در آمیخته ی هیدروکربوزهای اشباع نشده ی 4 کربنی به دست آمده از واحد الفین در مراحل گوناگون تلخیص شده و به عنوان خوراک به واحدهای لاستیک مصنوعی فرستاد ه می شود. در واحدهای لاستیک مصنوعی فرستاده می شود. در واحدهای لاستیک مصنوعی، بوتادین با منومر استادیون، ترکیب و پلیمریزه شده و پس از طی مراحل بسیاری و افزودن مواد شیمیایی لازم و سرانجام به صورت قاب های لاستیک مصنوعی با درجه بندی های گوناگون به بازار ارائه می شود.

دانلود مقاله سیستم های کنترلی کوره های گازی

اختصاصی از یارا فایل دانلود مقاله سیستم های کنترلی کوره های گازی دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:44

فهرست مطالب:

سیستم های کنترلی کوره های گازی :
کاربرد :
طرح مکانیکی :
عملکرد ها بر طبق استانداردها
روشهای نظارت هر گونه برافروختگی در دستگاه :
تنظیم کردن محل مدار در پایه
پایة فولادی
راهنمای اتصالات :
نکات مهندسی :
اتصال سوپاپ های سوخت با کوره های پیلوت از کار افتاده
نمودار اتصالات :
راهنمای کل اوراق اطلاعاتی
مطالبی در زمینة روند برنامه    نمودار سلسله مراتب
نمودار بالا نشان دهندة مدار اتصالات و برنامة
پیش نیازهای لازمه برای شروع کار کوره :
فرمان شروع کار با «R»
زمان پیش از پاکسازی با تعدیل کنندة هوای کاملاً باز
کوره های شعله های رو به گسترش   
کوره های پیلوت از کار افتاده       
B موقعیت عملکردی کوره
D-A پایان کار برنامة کنترلی
هشدارها :
برنامة کنترلی تحت شرایط بروز هر گونه نقص
نشانگر از کار افتادن سیستم
نمونه های اتصال
کوره شعله ای دو مرحله ای
کورة شعله ای تعدیل کننده :
اطلاعات فنی

سیستم های کنترلی کوره های گازی :

سیستم های کنترلی کوره های گازی برای کوره های نفتی ، دو سوختی و گازی با ظرفیت های متوسط و زیاد . کوره های تنظیم کننده یا چند مرحله ای در عملکرد های تناوبی که برای کنترل میزان عملکرد تعدیل کننده های هوا از فشار هوا استفاده می‌کنند.

کوره های گازی و سیستم های کنترلی آنها با توجه به ضوابط وسایل گازسوز و قابلیت های الکترومغناطیسی در زمینه های EN298 و CE مجاز مورد بررسی قرار گرفته اند .

LFL1 و این برگه های حاوی اطلاعات مربوط برای OEM هایی طراحی گردیده که در محصولاتشان از سیستم های کنترلی کوره ها استفاده کرده اند .

به منظور رعایت مسائل امنیتی بهتر است که هر 24 ساعت یک بار سیستم به صورت کنترل شده خاموش گردد .

کاربرد :

سیستم های کنترلی کوره های سری LFL1 برای کنترل و نظارت کوره های گازی با ظرفیت متوسط و بالایی طراحی شده اند که یا از مدل کورة شعله ای می باشند و یا از مدل کورة پیلوت دار . معمولاً این کوره ها وسیستم ها به طور جهانی قابل استفاده بوده و می توانند در زمینة کوره های تنظیم کننده و یا چند مرحله ای نیز بکار روند ، همچنین می توان از آنها برای کوره های دوسوختی یا گرم کننده های هوای ثابت نیز استفاده نمود .

تنها تفاوت موجود بین سری 01 و 02 در مدت زمان اطمینان برای کوره های پیلوت‌دار می باشد که از سوپاپ گاز پیلوت استفاده می‌نمایند .

برای کوره های جوی با ظرفیت بالا مدل LFL1.638 موجود می باشد .

برای کنترل کوره هایی با عملکرد متداول به اوراق اطلاعاتی 7785 در زمینة مدل LGK16 مراجعه نمائید .

طرح مکانیکی :

سیستم های کنترلی کوره ها ازمدل اتصال به برق می باشند . بدنه و پایة فولادی این وسیله از نوعی پلاستیک سیاه ضدحرارت و ضد شوک الکتریکی ساخته شده است .

نور اخطاردهنده ، لامپ نشان دهندة وجود مشکل و دکمة استارت دوبارة سیستم (دکمة راه اندازی مجدد) در پنجرة نمایش دهندة هر دستگاه جایسازی شده است . کنترل با یک فیوز متغیر و یک فیوز یدک کار می کند .

عملکرد ها بر طبق استانداردها

LFL1 دارای کلیة استانداردهای مربوطه می باشد ، بنابراین دارای امنیت بیشتری می‌‌باشد . به سرعت پس از زمان سوختن گازها تست های نوری فرعی یابنده دوباره آغاز می شوند . این بدان معنا می باشد که سوپاپ سوخت کاملاً بسته نشده و یا سوپاپ باز می تواند به سرعت پس از سپری شدن این زمان سبب از کار افتادن دستگاه می شود . این‌آزمایش ها تنها با تکمیل زمان پیش از پاکسازی شروع کار بعدی سوزاننده به پایان می رسند .

پایان نامه افزایش کارایی نیروگاه گازی توسط خنک سازی ورودی (fogging)

اختصاصی از یارا فایل پایان نامه افزایش کارایی نیروگاه گازی توسط خنک سازی ورودی (fogging) دانلود با لینک مستقیم و پرسرعت .

فرمت فایل : word(قابل ویرایش)

تعداد صفحات:250

فهرست مطالب:

عنوان                                                                                                 صفحه
فصل اول  -  انواع نیروگاهها................................................................1
نیروگاه آبی...........................................................................................1
نیروگاه بخاری.......................................................................................5
نیروگاه هسته ای..............................................................................................................11
نیروگاه  اضطراری...........................................................................................................16
نیروگاه گازی..................................................................................................................17
فصل دوم- ساختمان توربین گازی......................................................25
کمپرسور..........................................................................................................................25
محفظه احتراق..................................................................................................................28
توربین..............................................................................................................................36
فصل سوم- تعریف مسأله و ضرورت خنک کردن هوای ورودی کمپرسور  39
سیستمهای خنک کننده تبخیری.......................................................................................42
1-سیستم air washer...................................................................................................43
2-سیستم خنک کننده media.......................................................................................43
3-سیستم فشار قوی fog................................................................................................44
سیستمهای خنک کننده برودتی.................................................................................46
1-چیلرهای تراکمی..................................................................................................46
2-چیلرهای جذبی.....................................................................................................47
سیستمهای ذخیره سازی سرما.....................................................................................49
فصل چهارم..............................................................................51
سیستم تماس مستقیم..................................................................................................53
سیستم غیر تماسی......................................................................................................54
خنک سازی تبخیری به وسیله فاگینگ(مه پاشی)......................................................54
تولید fog..................................................................................................................61
توزیع اندازه ذرات.....................................................................................................61
ملاحظات خوردگی در کمپرسورهای توربین گاز.....................................................61
نحوه توزیع fog-فاکتور موثر بر تبخیر.......................................................................62
سیستم کنترل..............................................................................................................63
مکان نازلها در توربین گازی......................................................................................64
کیفیت اب مصرفی....................................................................................................65
نمودار رطوبت سنجی پاشش ورودی.........................................................................66
شرایط محیطی و قابلیت کاربرد پاشش fog در ورودی .............................................68
اسیب FOD.............................................................................................................69

موارد یخ زدگی........................................................................................................70
تحریک کمپرسور.....................................................................................................70
تغییر شکل حرارتی ورودی........................................................................................71
مسایل مربوط به خراب شدن.....................................................................................71
خوردگی در مجرای ورودی....................................................................................72
فرسودگی روکش کمپرسور.....................................................................................73
انتخاب سیستم مناسب..............................................................................................74.
بررسی اقتصادی.......................................................................................................74
 خنک سازی هوای دهانة ورودی - ویژگی طراحی و عوامل اقتصادی....................83
امور اقتصادی و مالی (تأمین بودجه).......................................................................94
راه حل  b/o /o در polar works......................................................................95
سرمایه گذاری بلند مدت در مقابل سرمایه گذاری کوتاه مدت ..............................101
راهکار POLAR WORKS...........................................................................110
مقایسه تکنولوژی فاگینگ در مقابل سیستم POLAR........................................113
ظرفیت و گنجایش اضافی و عوامل اقتصادی و اعتباری آن .................................128
 ارزیابی بهینه سازی پروژه های نیروی جدید با خنک کردن هوای ورودی به توربین گازی..................................................................................................................128
سیستم خنک کننده مهی با روش نوری برای توربین گازی...................................157
خنک سازی دهانه هوا برای توربینهای گازی با سیستم optiguide.......................160
تزریق  swirl flashبرای بهبود کارکرد نیروگاه...................................................167
فصل پنجم........................................................................186
راه هوشمندانه‌ای برای رسیدن به قدرت بیشتر از یک توربین گازی وجود دارد
چکیده مطالب......................................................................................................187
خنک سازی ورودی............................................................................................190
مه پاشی((fogging............................................................................................191
اثر فاگینگ در نیروگاه قم....................................................................................197
پیوست...............................................................................................................235
منابع..................................................................................................................241

فصل اول

انواع نیروگاهها:

    نیروگاههایی که به منظور تولید انرژی الکتریکی به کار برده می‌شوند را می‌توان به انواع زیر طبقه‌بندی کرد:

1-1- نیروگاه آبی

2-1- نیروگاه بخاری

3-1- نیروگاه هسته ای

4-1- نیروگاه اضطراری

5-1- نیروگاه گازی

1-1- نیروگاه آبی

    تبدیل نیروی عظیم آب به نیروی الکتریکی از بدو پیدایش صنعت برق مورد توجه خاص قرار داشته است زیرا علاوه بر این که آب رایگان در اختیار نیروگاه و صنعت قرار می‌گیرد تلف نیز نمی‌شود و از بین نمی‌رود بخصوص موقعی که بتوان پس از تبدیل انرژی جنبشی آب به انرژی الکتریکی، در کشاورزی نیز از آن استفاده کرد ارزش چنین نیروگاهی دو چندان می‌شود.

    آن چیز که استفاده از نیروی آب را برای تولید انرژی الکتریکی محدود می‌کند و به آن شرایط خاصی می‌بخشد گرانی قیمت تأسیسات (سد و کانال کشی و غیره) می‌باشد. از این جهت است که در کشورهای مترقی و پیشرفته و صنعتی با وجود رودخانه‌های پر آب و امکانات آب فراوان هنوز قسمت اعظم انرژی الکتریکی توسط نیروگاههای حرارتی تولید می‌شود و نیروگاههای آبی فقط در شرایط خاص می‌تواند از نظر اقتصادی با نیروگاههای حرارتی رقابت کند.

    اگر برای به حرکت در آوردن توربین آبی در هر ثانیه   Q متر مکعب آب (QKg/sec * 1000) با ارتفاع ریزش H متر موجود باشد قدرت تولید شده برابر است با:

    راندمان ماشین آبی است که اگر برابر 75/0= فرض شود (اغلب راندمان ماشین‌های آبی در حدود %95-85 می‌باشد) می‌توان رابطه 1 را به صورت ساده زیر نوشت:

چنانچه دیده می‌شود قدرت توربین‌های آبی متناسب با ارتفاع ریزش مؤثر آب می‌باشد. که در آن H ارتفاع ریزش آب Q: مقدار ریزش آب و N عده دور توربین است.

استفاده از توربین‌های با عده دور مخصوص زیاد در ارتفاع ریزش آب زیاد بی‌حاصل است زیرا در اثر سرعت زیاد سیال، تلفات دستگاه زیاد و راندمان آن کم خواهد شد. لذا نیروگاههای آبی متناسب با ارتفاع ریزش آب به سه دسته زیر تقسیم می‌شوند:

نیروگاه آبی با فشار کم

نیروگاه آبی با فشار متوسط

نیروگاه آبی با فشار زیاد

نیروگاههای آبی را از نظر نوع آب به دو دسته زیر تقسیم میکنند :

الف: نیروگاه آب رونده

ب: نیروگاه انباره‌ای

نیروگاه آب رونده نیروگاهی است که از همان مقدار آب دائمی موجود در رودخانه و یا آبی که به دریاچه می‌ریزد بهره می‌گیرد و بدین جهت باید دائماً کار کنند و برق پایه شبکه را تأمین کند...