مرجع فایل های تخصصی
وبلاگ برای دسترسی هم وطنان به فایل های مورد نیاز آنها در تمامی زمینه های علمی، پزشکی، فنی و مهندسی، علوم پایه، علوم انسانی و ... طراحی گردیده است.
مرجع فایل های تخصصی
وبلاگ برای دسترسی هم وطنان به فایل های مورد نیاز آنها در تمامی زمینه های علمی، پزشکی، فنی و مهندسی، علوم پایه، علوم انسانی و ... طراحی گردیده است.دانلود فایل کامل گزارش کارآموزی واحد الفین پتروشیمی اراک
| دسته بندی | فنی و مهندسی |
| بازدید ها | 0 |
| فرمت فایل | doc |
| حجم فایل | 1489 کیلو بایت |
| تعداد صفحات فایل | 79 |
گزارش کارآموزی واحد الفین پتروشیمی اراک در 79 صفحه ورد قابل ویرایش
(( فهرست مطالب ))
عنوان
صفحه
الف - پتروشیمی اراک در یک نگاه
4
- هدف
4
- سهامداران
4
- تاریخچه
5
- تولیدات مجتمع
5
- موقعیت مجتمع
5
- تاریخچه احداث
5
- اهمیت تولیدات مجتمع
6
- خوراک مجتمع
7
- نیروی انسانی
7
- مصارف تولیدات مجتمع
8
- واحدهای مجتمع
9
- واحدهای سرویس های جانبی
10
- دستاوردهای مجتمع
11
- حفظ محیط زیست
11
- اسکان و امکانات رفاهی
12
ب _ تجهیزات
14
- شیر (VALVE)
14
- ظروف یا مخازن (VESSELS)
17
- مبدل حرارتی (HEAT EXCHANGER)
18
- پمپ (PUMP)
20
- بخار آب STEAM))
25
- مولد بخار (STEAM GENERATION UNIT)
26
- برجها (TOWERS)
28
ج – آشنائی با قسمتهای مختلف واحد الفین و نحوة کارکرد و شرایط عملیاتی آن :
32
- مبنای طراحی
33
- شرح پروسس
39
- شرح کنترل واحد
45
- سرویسهای جانبی
47
- مقررات پیشگیری از حوادث
50
- مخازن محصول :
52
د – واحد هیدروژناسیون بنزین پیرولیزP.G.H :
55
جزئیات عملیات :
58
- راکتور هیدروژناسیون
61
عملیات جداسازی :
73
- برج 1001 ( DEPANTANIZER )
73
- برج 1003 (DEHEXANIZER)
80
- برج 1002 (DEHEPTANIZER)
82
- جداول
85
پتروشیمی اراک در یک نگاه
هدف:
ایجاد یک مجتمع پتروشیمی جهت تولید مواد پایه ای و میانی با استفاده از خوراک اصلی نفتا وتبدیل آنها به فراورده های نهایی پلیمری و شیمیایی.
سهامداران :
1- شرکت ملی صنایع پتروشیمی
2- شرکت سرمایه گذاری بانک ملی ایران
3- سازمان تامین اجتماعی
4- سازمان بازنشستگی کشوری
5- شرکت سرمایه گذاری تدبیر
6- سایر سهامداران
سرمایه نقدی شرکت : 600 میلیارد ریال
تاریخچه :
مجتمع پتروشیمی اراک جهت تولید مواد پایهای و میانی با استفاده از خوراک اصلی نفتا و تبدیل آنها به فراوردههای نهایی پلیمری و شیمیایی با سرمایه نقدی حدود 600 میلیارد ریال احداث گردید . سهامداران آن ، شرکت ملی صنایع پتروشیمی اراک و بانک ملی ایران که 49 % از سهام را در اختیار دارد میباشند.
تولیدات مجتمع :
در ظرفیت کامل تولیدات مجتمع بالغ بر 1108000 تن مواد پایهای ، میانی و نهایی میباشد که نیاز بخش وسیعی از صنایع داخلی را تامین و مازاد فرآوردهها به خارج از کشور صادر میگردد.
موقعیت مجتمع :
مجتمع پتروشیمی اراک در جوار پالایشگاه اراک در کیلومتر 22 جاده اراک – بروجرد و در زمینی به وسعت 738 هکتار قرار گرفته است .
تاریخچه احداث :
این مجتمع یکی از طرحهای زیربنایی و مهم میباشد که در راستای سیاستهای کلی توسعه صنایع پتروشیمی و با هدف تامین نیاز داخلی کشور و صادرات فرآوردههای مازاد ایجاد گردیده است . این طرح در سال 1363 بتصویب رسید و پس از طی مراحل طراحی و نصب و ساختمان در سال 1372 فاز اول مجتمع در مدار تولید قرار گرفت .
در ادامه کار واحدهای دیگر مجتمع تکمیل گردید و هر ساله با راهاندازی سایر واحدها ، شرکت بسوی بهبود مستمر و تولید بیشتر و متنوعتر پیش میرود . در سال 1378 با بهرهبرداری از واحد اتانول آمین زنجیره تولیدات مجتمع تکمیل گردید .
از سال 1378 با تصویب هیئت مدیره و پس از بررسیهای دقیق عملکرد مجتمع ، شرکت در بازار بورس پذیرفته شد و واگذاری سهام آن آغاز گردید .
اهمیت تولیدات مجتمع :
از مشخصه های استثنایی مجتمع پتروشیمی اراک استفاده از داننش های فنی وتکنولوژی و فرآیندهای پیشرفته میباشد . تولیدات مجتمع بسیار متنوع و عمدتا گریدهای مختلف را شامل میشود. از لحاظ انتخاب خطوط تولید کمتر مجتمعی را میتوان یافت که از مانند مجتمع پتروشیمی اراکترکیبی از تولیدات پلیمری و شیمیایی ارزشمند و حتی شاخه خاصی از تولیدات تولیدات نظیر سموم علف کش ها را یکجا داشته باشد. مجتمع پتروشبمی اراک از لحاظ تنوع , ارزش فرآورده ها و نقش حساس آن در تامین نیاز صنایع مهم کشور کم نظیر
می باشد.
خوراک مجتمع :
خوراک اصلی مجتمع نفتای سبک و سنگین است که از پالایشگاه اصفهان واراک از طریق خطوط لوله تامین می شود . خوراک دیگر مجتمع گاز طبیعی است که از خط لوله سراسری مجاور مجتمع اخذ می گردد . ضمنا حدود 6000 تن آمونیاک و حدود 153000 تن در سال اکسیژن در واحد جداسازی هوا در مجتمع تولید
می گردد.
نیروی انسانی :
کل نیروی انسانی شاغل در مجتمع بالغ بر 1847 نفر می باشد که حدود 1280 نفر فنی و 567 نفر ستادی میباشد . بر اساس سیاست کلی دولت جمهوری اسلامی ایران بخشی از کارها به بخش خصوصی واگذار گردید که در این راستا چندین شرکت شامل 1000 نفر نیرو در بخشهای خدماتی تعمیراتی وغیره در مجتمع فعالیت دارند.
مصارف تولیدات مجتمع :
مصارف تولیدات مجتمع بسیار متنوع ودارای طیف گسترده است . در بخش تولیدات شیمیایی کلیه فراورده ها شامل اکسید اتیلن / اتیلن گلایکلها – اسید استیک / وینیل استات – دو اتیل هگزانول و بوتانلها و اتانل آمینها به اضافه سموم علف کشها کاملا در کشور منحصر به فرد می باشد و نیاز صنایع
مهمی را در کشور تامین نموده و مازاد آنها به خارج صادر می شود .
در بخش پلیمری نیز فراورده های ارزشمند و استراتژیک انتخاب شده که بعنوان نمونه می توان گرید های مخصوص تولید سرنگ یک بار مصرف – کیسه سرم –بدنه باطری – گونی آرد – الیاف و همچنین ماده اولیه ساخت بشکه های بزرگ به روش دورانی و نیز گرید مخصوص تولید لوله های آب و فاضلاب و گاز و لاستیک P.B.R را می توان نام برد .
اولویت مصرف فرآورده های مجتمع برای تامین نیاز صنایع داخل کشور است . در ارتباط تولیدات مجتمع سهم بسزایی در تامین نیاز صنایع پایین دستی دارد به نحوی که نیاز بالغ بر 5000 واحد پایین دستی را تامین می کند.
« شرح پروسس »
به طور معمول نفتای سبک و سنگین از طریق دو خط مجزا از پالایشگاه مجاور دریافت می گردد. جریان نفتای سبک از طریق خط 10//-86-LG2 دریافت و توسط FQT-001 اندازه گیری ودر 8تانک سقف گنبدی به شماره های 86-TK-01A/H که ظرفیت هر کدام 3600 m3 می باشد ذخیره می گردد.
ظرفیت کل مخازن ذخیره سازی نفتای سبک طوری در نظر گرفته شده است که خوراک واحد الفین در حالت 100% رابه مدت 10 روز تأمین کند.
جریان برش C6 از واحد بوتن 1 دریافت شده وبا نفتای سبک دردرون مخازن مربوطه مخلوط می گردد تانکها طوری طراحی شده اند که فشار بخار نفتا رادر حداکثر دمای محیط بتوانند تحمل کنند به همین منظور هرمخزن به یک pressure Relief Valve مجهز گردیده که عمل تخلیه بخارات از طریق Collection header به Blow Down صورت می گیرد .فشار داخل مخازن در محدوده 0.2-0.4 bar نگهداری می شود. همچنین هر مخزن به یک شیر اطمینان مجهز شده است تادر مقابل افزایش فشار محافظت شود که این شیر اطمینان در هنگام عمل به اتمسفر باز می شود.
در فصل سرما نفتای انباشته شده در مخازن ممکن است تا دمای خیلی پایین سردشوند (حداقل دمای طراحی شده -16oc) فشار بخار نفتای سبک در دمای پائین کمتر از فشار اتمسفر می شودوبه منظور جلوگیری از ایجاد خلاء درون تانکها هر مخزن به یک شیر کنترل فشار محهز شده است که هر وقت فشار درون هر مخزن به کمتر از فشار تنظیمی شیر کنترل فشار برسد از طریق همین شیر کنترل ، نیتروژن به درون مخزن تزریق می شود . اگر چنانچه اشکالی یا نقصی در این شیر بوجودآید وعمل نکند یک Breathing Valve روی هر مخزن نصب شده است که با تزریق هوا به داخل مخزن از ایجاد خلاء جلوگیری می کند هر مخزن به نشان دهنده های سطح مایع که به صورت محلی ونیز در اطاق کنترل نصب شده اند و همچنین به سیستم اخطار سطح پایین مایع و سیستم اخطار سطح بالای مایع مجهز می باشد علاوه براین یک Very high Level Swich در نظر گرفته شده که برای بستن Solenoid Valve که روی خط تغذیه 10//-86-LG3 نصب شده است بکار می رود همچنین یک Very Lowe Level Swich در مواقعی که سطح مایع خیلی پایین است پمپ انتقال 86-p-00-01 را از سرویس خارج می کند تاپمپ در مقابل کاویتاسیون محافظت شود هر مخزن به نشاندهنده های فشار ودمای محلی و نشانده هایی ککه در اطاق کنترل نصب شده اند ونیز به سیستم اخطار فشار بالا وپایین مجهز می باشد جریان نفتای سنگین از طریق خط
8//-86-HG2 دریافت و توسط FQT-004 اندازه گیری می شود. ودر دو مخزن سقف شناور 86-TK-02 A/B که ظرفیت هر کدام 1100m3 می باشد ذخیره می گردد ظرفیت کل مخازن ذخیره سازی نفتای سنگین طوری در نظرگرفته شده است که خوراک واحدالفین رادر حالت 100% کارکرد به مدت10 روز تأمین کندهر دومخزن نفتای سنگین به نشاندهنده های سطح و سیستم اخطار بالا یا پایین بودن سطح مایع مجهز شده اند علاوه براین برای جلوگیری از خطر لبریز شدن نفتای سنگین یک Very high Level Swich در نظر گرفته شده است که باعث بسته شدن Solenoid Valve می شود دمای نفتای درون مخازن توسط دستگاههای نشاندهنده در اتاق کنترل ودر محل نشان داده می شود. نفتای سبک از طریق 12//-86-LG 22 توسط پمپهای انتقال 86-P-00-01 A / B که از نوع پمپهای عمودی سانتری فوژ هستند مکیده شده واز طریق خط 6//-86-LG 23 به واحد الفین فرستاده می شود.
خطوط تخلیه هردو پمپ بوسیله خط 2//- 86 – LG 34 به مخازن متصل
می شوند و همچنین خطوط برگشتی (Recycle) هردو پمپ که مجهزبه
فلو اریفیسهای fo-031 /032می باشند توسط خط 4//-86-LG 24 به مخازن متصل می شوند از دو خط ذکر شده هنگام راه اندازی پمپ برای تخلیه بخارات و برالی رسیدن فشار پمپ به فشار عملیاتی نرمال استفاده می شود پمپها در مقابل کاهش زیاد جریان می بایست محافظت شوند به همین منظور اگر مقدار دریافت نفتای سبک توسط واحد الفین از واحد مخازن به کمتر از حداقل ظرفیت پمپهای ارسالی نفتای سبک برسد کنترل کننده FIC-002 با بازکردن کنترل ولو FV-002 مازاد نفتای سبک مورد نیاز الفین رااز طریق خط برگشتی به مخازن برمی گرداند (منظور از حداقل ظرفیت پمپ 30% ظرفیت طراحی شده برای پمپ می باشد) نفتای سنگین از طریق خط 3// -86 –HG 9 توسط پمپهای 86-P-00-02 A/ B که از نوع پمپهای سانتری فوژی افقی می باشند مکیده شده واز طرق خط 3// -86 –HG 18 به Daily Tank واز طریق خط 3// -86 –HG 10 به واحد الفین منتقل می شود .همچنین این پمپها مانند پمپهای ارسال نفتای سبک می بایست از کاهش زیاد Flow محافظت شوند به همین منظور اگر مقدار مورد نیاز نفتای سنگین برای واحد الفین کاهش یابد کنترل کننده جریان FIC-003 از طریق خط برگشتی نفتای سنگین مازادرا به مخازن برمی گرداند در شرایط نرمال برای هر دونوع خط برگشتی نفتای سنگین مازادرا به مخازن برمی گرداند در شرایط نرمال برای هردو نوع نفتا یکی از مخازن در حال خالی شدن وهم زمان یکی دیگر در حال پرشد ن می باشد و بقیه مخازن نفتای سبک در ظرفیت کاملاً پر نگه داشته می شوند.
در حالتی که نفتا از پالایشگاه مجاور مجتمع قابل استفاده نباشد می بایست همان مقدار نفتای مورد نیاز مجتمع را از پالایشگاههای دیگر وارد کنیم به همین منظور برای دریافت نفتا از پالایشگاههای دیگر سیستم un Loding پیش بینی شده است که در این سیستم نفتا از تانکرهای جاده ای تخلیه وبه مخازن مربوطه ارسال می گردد. این سیستم شامل چهار پمپ 86-p-00-03 A /D است که ظرفیت هریک از این پمپها 60 m3/hour می باشد (معمولاً سه پمپ در سرویس و یک پمپ یدکی است) هر کدام از این پمپها مجهز به یک خط
(Suction Line) است وهر خط مکش به دو اتصال دهنده موقت که هر یک به راحتی وبه سرعت به یک تانکر جاده ای متصل می شوند مجهز می باشد به این طریق هنگامی که یک تانکر درحال خالی شدن می باشد تانکر دوم (که قبلاً به وسیله اتصال دهنده های وقت به خط مکش متصل شده است ) آماده تخلیه
می باشد حداقل زمان مجاز برای در سرویس قرارگرفتن هر پمپ 45 دقیقه درهر ساعت می باشد که مقدار دبی (Flow rate) متوسط هر پمپ برابراست با :
که در این حالت دبی کل برای سه پمپ می باشد. وچهارمین پمپ در حالت یدک (spare) قراردارد به دلایل ایمنی فشار بخار نفتای سبک واردشده به وسیله تانکرها بایستی کمتر از 0.5 bar باشد برای رعایت ایمنی سیستم یک panel محلی برای سیستم در نظر گرفته شده است که تا اتصال زمین برقرار نشود از panel نمی توان استفاده کرد واین موضوع باعث رعایت اجباری موارد ایمنی خواهد شد.
برای اینکه پمپها هنگام تخلیه تانکرها درمقابل کاویتاسیون محافظت شوند برای سیستم Lowe Flow Swich در نظر گرفته شده است. که بعد از خالی شدن تانکرپمپ را از سرویس خارج می کند. در سیستم تخلیه نفتا ، نفتای تخلیه شده ممکن است همزمان به دو مخزن ذخیره سازی نفتای سبک و سنگین فرستاده شود نفتای سبک از طریق خطهای :
10//-86-LG 1 و 10//-86-HG 2 وپس از اندازه گیری بوسیله FQT-004 به مخازن مربوطه فرستاده می شود.
اعتماد شما سرمایه ما
دانلود فایل کامل گزارش کارآموزی سیستم تلویزون
| دسته بندی | فنی و مهندسی |
| بازدید ها | 4 |
| فرمت فایل | doc |
| حجم فایل | 5774 کیلو بایت |
| تعداد صفحات فایل | 35 |
گزارش کارآموزی سیستم تلویزون در 35 صفحه ورد + 38 اسلاید قابل ویرایش
بسمه تعالی
در اجرای اصل یکصدوهفتادوپنجم قانون اساسی جمهوری اسلامی ایران که به رادیو و تلویزیون اشاره دارد و همچمنین قانون اداره صداو سیمای جمهوری اسلامی ایران مصوب هشتم دیماه 1359 مجلس شورای اسلامی اساسنامه صداوسیمای جمهوری اسلامی ایران که بشرح زیر می باشد : سازمان صدا و سیمای جمهوری اسلامی ایران سازمانی است مستقل و زیرنظر قوای سه گانه کشور که بر طبق قانون اداری صدا و سیمای جمهوری اسلامی ، قانون خط مشی و مفاد این اساسنامه اداره می شود .
اهداف : هدف اصلی سازمان صدا و سیما بعنوان یک دانشگاه عمومی ، نشر فرهنگ اسلامی ، ایجاد محیط مساعد برای تزکیه و تعلیم انسان و رشد فضائل اخلاقی و شتاب بخشیدن به حرکت تکامل انقلاب اسلامی در سراسر جهان می باشد . این اهداف در چهارچوب برنامه های ارشادی ، آموزشی ، خبری و تفریحی تامین می گردد . ریاست سازمان صداو سیما جهت وظایف خود دارای 6 حوزه معاونت می باشد که عبارتند از :
1- معاونت امور برنامه ها که مسئوولیت تهیه کلیه طرحها و برنامه های رادیویی و تلویزیونی و ارائه آن به واحد طرح و برنامه و نیز تولید و پخش آن را بر عهده دارد .
2- معاونت سیاسی که مسئوولیت تهیه ، تنظیم و پخش اخبار و گزارشها را بر عهده دارد .
3- معاونت آموزشی که مسئوولیت تربیت نیروی انسانی مورد نیاز سازمان را از طریق دانشکده صدا وسیما بر عهده دارد .
4- معاونت فنی که مسئولیت انجام کلیه امور مربوط به تجهیزات فنی سازمان شامل تهیه و تامین وسائل و دستگاههای فنی، نگهداری و تعمیرات ، گسترش پوشش رادیویی و تلویزیونی در داخل کشور را بر عهده دارد .
5- معاونت اداری مالی که مسئولیت تنظیم و اجرای بودجه تامین نیروی انسانی ، امور اداری و حقوقی را بر عهده دارد .
6- معاونت برون مرزی که مسئوولیت تهیه طرح های رادیویی و تلویزیونی برون مرزی را بر عهده دارد .
معاونت فنی سازمان صدا و سیما خود دارای حوزه های زیر می باشد :
1- اداره کل پشتیبانی فنی
2- اداره کل فرستنده های تلویزیونی
3- اداره کل فرستنده های رادیویی
4- اداره کل تاسیسات
واحد پشتیبانی فنی سازمان صداوسیمای اراک زیر نظر اداره کل پشتیبانی فنی سازمان صداوسیما قرار دارد وکارآموزی اینجانب در آنجا انجام شد .
این واحد دارای وظایفی به شرح زیر می باشد :
1- تعمیرات و نگهداری کلیه تجهیزات استودیویی و پرتابل الکترونیک رادیویی و تلویزیونی .
2- ارائه خدمات الکترونیک جهت ضبط و پخش برنامه های رادیویی و تلویزیونی .
3- فراهم آوردن امکان ارتباط مستقیم تلویزیونی و رادیویی از اراک به سایر نقاط کشور .
4- استفاده از تجهیزات و تکنولوژی های جدید برای انجام امورات فوق .
در طول دوره سه مبحث مورد بررسی واقع شد :
1- نمونه برداری ازسیگنال تصویر
2-کوانتایی سازی سیگنال تصویر
3- اصول فشرده سازی تصویر
فصل اول نمونه برداری از سیگنال تصویر
ضبط اطلاعات تصویری:
دستگاه ضبط مغناطیسی تصویر در واقع از اطلاعات تصویری یک کپی برروی نوار مغناطیسی می کشد. لذا می توان آن را مشابه باحالتی فرض کرد که نقاشی بخواهد ازیک تابلوی اصلی نسخه برداری کند. بنابراین هرقدر در صحت کشیدن دقت بیشتری داشته باشد. تابلوی کپی شباهت بیشتری به اصل خواهد داشت. اما اگر دراین نقاشی از تکنیکهای ضعیف، دستهای لرزان، قلم موهای نامناسب وسنگین اشتفاده شود کپی تهیه شده همراه با خطاهای زیاد بوده و در جزئیات ، باکار اصلی متفاوت خواهد بود. در دستگاههای ضبط تصویر قیاسی هنگامی که از تصویر اصلی برروی نوار مغناطیسی نسخه برداری های مکرر انجام می شود، عدم کیفیت مطلوب تصویری رابه دنبال خواهد داشت. همانطور که بهترین هنرمند هاهم نمی توانند چنین ادعایی داشته باشند. مضافا این که بخواهیم دوباره کپی دیگری از کپی اولی تهیه کنیم. واضح است که تفاوتها بازهم بیشتر خواهند شد وکاهش فوق العاده کیفیت تصویری رادرپی خواهند داشت.
ضبط رقمی اطلاعات تصویری:در ضیط تصویر رقمی، سیگنال تصویر پیوسته متناوبا در زمانهای معینی اندازه گیری می شود. هریک از این نقاط اندازه گیری شده که در طول عمل نمونه برداری بدست می ایند، توسط یک عدد بیان می شوند. حال، این مقدار عددبیان شده است که روی نوار ضبط می شود نه خود سیگنال تصویری. می توان تصور کرد بجای این که از روی یک اثر هنری رنگارنگ با جزئیات فراوان نقاشی کشیده شود، از روی تعدادی عددکپی برداری گردد. بخصوص آن که جزئیات تصویری به ارزش عددی هر عدد بستگی داشته باشد ونه به خوش خط یابد خط نوشتن اعداد. از آنجا که در فن آوری رقمی هرعدد به صورت دودویی بیان می شود، باکمی دقت می توان اعداد صفر ویک رااز هم تشخیص داد. دراین صورت کپی کاملا شبیه اصل و عملیات کپی برداری بدون افت کیفی خواهد بود.
اصول نمونه برداری تصویر:
نمونه برداری عبارت از اندازه گیری متناوب مقادیر سیگنال تصویر قیاسی به جهت تولید نمونه های تصویری می باشد. تمام سیستمهای فیلم وتصاویر الکترونیکی از نمونه برداری به مقدار وسیع استفاده می کنند. وضوح فاصله ای در فیلم توسط عناصر رنگی حساسی به نور تعداد نمونه های تصویر محدود می شود، در صورتی که وضوح گذری توسط سرعت فریم وزاویه نوربند محدود می شود. سیگنال تصویر قیاسی اغلب به صورت عمودی نمونه برداری می شود واین عمل به خاطر روش پویش سیگنال می باشد. در سیستم تلویزیون ، تصویر از تعدادی خطوط افقی تشکیل می شود. تعداد این خطوط در سیستم 50 هرتز 625 خط ودر سیستم 60هرتز 525 خط می شاد. در روش پویش خطوط افقی تصویر، وضوح ایستا ووضوح پویا به وسیله چندین عامل تعریف شده اند:
الف- وضوح افقی توسط پاسخ فرکانسی وسرعت فریم مجدود می گردد.
ب- وضوح عمودی توسط بسامد نمونه برداری ونسبت تعداد خطوط یک میدان ویا یک فریم وهمچنین توسط سرعت فریم ها محدود می شود.
برای رقمی سازی یک تصویر باید سیگنال تصویری حاصل از پویش لامپ دوربین یا حسگرهای دسته بندی شده رادریک خط یادریک فریم نمونه برداری نماییم. هردودسته حسگرهای خطی وفرعی، تصویر رادر سه بعد نمونه برداری می کنند. این سه بعد عبارتند از: افقی ، عمودی وحوزه زمان. وضوح ایستا وووضوح پویا دریک تصویر رقمی شده ره بسامد نمونه برداری وسطوح کوانتش مربوط به هر نمونه بستگی کامل دارد. سیگنال تصویر قیاسی ازدونظر پیوسته می باشد: پیوستگی در حوزه زمان – پیوستگی از نظر مقدار واندازه . اما سیگنال رقمی از نظر زمان ومقدار گسسته می باشد. علاوه برآن از نظر زمان فقط در زمانهای معینی تعریف شده است واز نظر مقدار فقط می تواند اندازه های کاملا مشخصی را دارا باشد. یک سیگنال تصویر رقمی ازیک سری اعداد دودویی دنبال هم تشکیل شده که هر یک ازاین اعداد نماینده یک نمونه اندازه گیری شده مشخصی می باشند. مقدار هرکدام ازاین اعداد، ترکیبی از بیتهای صفر ویک هستند. شکل بیت خلاصه شده رقم دودویی نام دارد. برای تبدیل یک سیگنال پیوسته زمانی به سیگنال گسسته, می بایست در زمانهای مشخصی از آن نمونه گرفت که در نتیجه سیگنال پیوسته زمانی به صورت گسسسته ومنقطع درمی آید. حال اگر این نمونه های زمانی به تعداد کافی موجود باشند سیگنال مقطع اطلاعاتی رااز دست نخواهد داد. شکل 1 نشان دهنده یک نمونه ایجاد وذخیره اطلاعات تصویر رقمی تک رنگ می باشد این نمونه شامل یکسرس نقاط مرتبی می شود که عموما مستطیل شکل هستند. مقدار روشنایی در آن نقاط به عنوان یک عدد ذخیره می گردد. نقاط مذکور به عنوان عناصر تصویری هستند که عموما آنها راپیکسل می گویند. ترتیب چیدن عناصر تصویری به وصرت ستونی وردیفی است. باکم کردن فاصله بین عناصر تصویری می توان امیدوار بود که ببیننده تصویری پیوسته را مشاهده کند. مسلما با بهبود ابعاد عناصر تصویر مقدار وضوح تصویری بهتر خواهد شد. دراین صورت مقدار داده های رقمی لازم برای ذخیره یک تصویر، به نسبت مربع توان دوم وضوح تصویری افزایش می یابد. هر عنصر تصویری حتی در تصاویر رنگی اضافه برمیزان روشنایی مقدار دیگری ندارد، اماهر نقطه از تصویر شامل برداری است که میزان روشنایی ورنگ مایه ودرجه اشباع رنگ را تشکیل می دهد. دراین صورت مقدار داده ها با همه دشواریها افزایش می یابد. شکل1 نشان می دهد که تصاویر می توانند به صورت رقمی وتوسط نسبت دادن میزان روشنایی هرنقطه به صورت عددی دودویی ذخیره گردند. نمونه برداری اغلب به صورت ردیفی و ستونی می باشد. در این صورت چنانچه خطوط عمودی وافقی همانند هم وبه یک فاصله باشند بیشترین بازدهی تصویری را خواهیم داشت.
فصل دوم :کوانتایی سازی سیگنال تصویر
برای ضیط سیگنال تصویر به صورت رقمی، نخست باید سیگنال قیاسی به رقمی تبدیل گردد. در فصل قبل توسط عمل نمونه برداری، سیگنال قیاسی به نمونه های تصویری تبدیل شد. حال لازم است که برروی این نمونه های تصویری عمل کوانتایی سازی انجام گیرد. در طی این عمل، دامنه هریک از نمونه ها با سطوح ولتاژ مشخصی به تقریب زده می شوند.هریک ازاین سطوح ولتاژ توسط یک عدد دودویی بیان می گردد. ازاین مرحله به بعد هرنوع پردازشی که سیگنال تصویر لازم دارد، برروی این اعداد دودویی صورت می گیرد. از آنجائی که تعداد سطوح کوانتش رابطه ای مستقیم با کیفیت تصویر دارد، محاسبه تعداد سطوح بسیار مهم می باشد. هرچه تعداد سطوح کوانتش بیشتر وفاصله سطوح از یکدیگر کمتر باشد. عمل تقریب زدن دامنه نمونه های تصویر، دقیقتر خواهد بود. این بدان معنی است که خطای کوانتش کمتر شده وعمل کوانتائی سازی بادقت بیشتر انجام می شود. امااز طرف دیگر، تعداد سطوح بیشتر به معنی نیاز به تعداد بیت زیادتر است.هرچه تعداد بیتها افزوده شود، نرخ داده های تصویر هم بیشتر می شود. ماهمواره به دنبال آن هستیم تاضمن داشتن کیفیت تصویر خوب، نرخ بیت راکاهش دهیم. دراین فصل ابتدا برروی اصول کوانتایی سازی، کوانتش یکنواخت وغیریکنواخت مطالعه می شود. سپس سطوح کوانتش وتعداد بیتهای لازم رامورد توجه قرار می دهیم و رابطه ای بین کیفیت تصویر وتعداد بیتها بدست می آوریم. توسط این رابطه وبادر نظر گرفتن مقدار سیگنال به نویز تصویر، تعداد بیتهای لازم را محاسبه می نمائیم. در پایان این فصل با مقدار بدست آمده برای تعداد بیتهای لازم، به محاسبه نرخ داده های تصویر در کانال تلویزیونی می پردازیم.
اعتماد شما سرمایه ما
دانلود فایل کامل گزارش کارآموزی کشف نفت در منطقه غرب
| دسته بندی | فنی و مهندسی |
| بازدید ها | 0 |
| فرمت فایل | doc |
| حجم فایل | 135 کیلو بایت |
| تعداد صفحات فایل | 115 |
گزارش کارآموزی کشف نفت در منطقه غرب در 115 صفحه ورد قابل ویرایش
فهرست مطالب
عنوان صفحه
مقدمه 1
تاریخچه 2
کشف نفت درمنطقه غرب 4
تاسیس پالایشگاه کرمانشاه 4
آشنایی باواحدهای مختلفutility 7
شرح کاردستگاه api 8
آب صنعتی 11
واحد تولید برق 16
کمپروسورهای تولید هوا 17
تولیدات پالایشگاه 22
واحدهای تقطیر 25
محصولات پالایشگاه 52
بنزین موتور 53
MTBE 54
عدد اکتان 57
نفت سفید 59
نفت گاز 60
نفت کوره 61
آشنایی باواحدهای مختلف آزمایشگاه 62
مفاهیم واختصارات 65
انواع وچگونگی انجام آزمایشات 68
آزمایشات انجام شده درآزمایشگاه 71
فهرست مطالب
عنوان صفحه
تعین مقدار TDS 82
تعین درجه خلوص کاستیک سودا 89
اندازه گیری نمک درنفت خام 96
نقطه ریزش 99
اندازه گیری نقطه اشتعال 102
اندازه گیری رنگ مواد نفتی 104
اندازه گیری کل سختی 107
اندازه گیری PHENOL 109
آزمایش کلرین 114
تقطیر 115
مقدمه
عظمت صنایع نفت که زمانی کوتاه در صف بزرگ ترین صنایع سنگین جهان قرار گرفته است ، مدیون تکنولوژی پیشرفته ی آن است که تمام قدرت علمی و دانش بشری قرن بیستم را به خدمت گمارده است . خصوصیات واحدهای پالایش نفت را شاید بتوان در پیچیدگی ماده ی اولیه آن به لحاظ شیمیایی و حجم زیاد ماده ی اولیه از نظر فیزیکی خلاصه کرد . همین خصوصیات تکنولوژی خاصی را برای صنایع پالایش نفت به وجود آورده که آن را از تکنولوژی عمومی صنایع شیمایی متمایز می سازد .
در حال حاضر مشکل می توان قسمت هایی از زندگی انسانی را نام برد که مشتقات نفت در آن مستقیم یا غیر مستقیم نقشی نداشته باشد . نیروی محرکه ی ماشین ها و موتور های دیزل به وسیله ی بنزین و نفت گاز تأمین می شود . کلیه قسمت های متحرک موتورها از روغن های نفتی استفاده می کنند . در داروسازی کاربرد فراوده های نفتی هر روز زیادتر می شود و بالاخره صنایع عظیم پتروشیمی از گازها و سایر فراورده های نفتی مایه می گیرد .
سال 1859 به عنوان سال تولد صنعت نفت ذکر شد ، لیکن تاریخ استفاده از فراورده های نفتی به شکلی که در طبیعت وجود دارد و به شکل محدود آن خیلی قدیمی تر است .استفاده از نفت به قدیمی ترین تمدن های بشری در کشورهایی که نفت و قیر در سطح زمین پیدا می شده ،بر می گردد.
ثابت شده که در چین در حدود 200 سال قبل از میلاد مسیح برای استخراج آن تا اعماق قابل ملاحظه و با روش ضربه ای که هنوز نیز مورد استفاده است حفاری کرده اند . ولی با وجود این آشنایی بشر به نفت و موارد کاربرد آن علت عقب ماندگی این صنعت را معلول به عواملی چند دانسته اند که مهمترین را باید در نقص دستگاه های تقطیر دانست ، زیرا در اواخر قرن 18 بود که دستگاه های تقطیر به سبب پیشرفت تنوری های جدید حرارتی تکمیل شد و در مقیاس صنعتی مورد استفاده قرار گرفت .
نکته ی دیگر آنکه پیشرفت صنعت نفت و تولید زیاد مواد نفتی محتاج مصرف و در نتیجه تفاضای زیاد برای فرآورده های نفتی بود . ابتدا در مناطق نفت خیز تنها فراورده ی مورد استفاده که به مقیاس تجاری تولید شده نفت چراغ بود ، که جای روغن های نباتی حیوانی را که قبلاً برای روشنایی استفاده می شد ،گرفت ( برش نفت چراغ به طور متوسط فقط در حدود 10% از کل نفت خام را تشکیل می دهد ) . قسمت بنزین و باقی مانده ی تقطیر یعنی سوخت موتور ها و سوخت های مایع که حال ، یکی از مهمترین و با ارزش ترین فرآورده های نفتی است ، هیچ گونه ارزشی نداشت
فرآورده های دیگر نفتی مانند بنزین ، نفت گاز ، روغن ها و موم ها ، سوخت های مایع و مواد آسفالتی کم کم در طول سال ها مورد استفاده پیدا کرد . لیکن صنعت نفت مدت های مدیدی هنوز شکل ابتدایی داشت . افزایش ناگهانی مصرف بنزین به عنوان سوخت موتورها ی درون سوز ، پیشرفت های فنی زیادی را ایجاب کرد تا تولید بتواند جواب گوی تقاضا و مصرف باشد . به این ترتیب می توان گفت که افزایش زیاد ماشین های سواری محرک اصلی پیشرفت سریع صنعت نفت در قرن ماست .
تاریخچه
یک ربع قرن پس از تأسیس پالایشگاه آبادان دومین پالایشگاه کشور در سال 1314 در مجاورت شهر تاریخی کرمانشاه تأسیس گردید . علت اصلی انتخاب کرمانشاه ، کشف ذخایر نفت در منطقه مرزی « نفت شاه سابق » به شمار می آمد ، اما این ذخایر بسیار قلیل بود و هیچ گاه قابل مقایسه با ذخایر جنوب غربی نبود وچنانچه منطقه ی غرب از ذخایر نفت قابل ملاحضه برخوردار می بود ، چه بسا که کرمانشاه به جای آبادان پایتخت نفت ایران می شد . لازم به تذکر است که کاشف نفت ایران « ژرژ برنارد رینولز »نخست کار اکتشافی خود را در منطقه غرب و در نزدیکی شهر مرزی قصر شیرین آغاز نمود .
تاریخ اکتشاف اولیه ی نفت در غرب کشور
در محافل علمی اروپا ، موضوع نفت در غرب ایران نخستین بار توسط باستان شناس فرانسوی ، ژاک دمورگان مطرح گردید . او در طی اکتشاف خود در دهه ی 1270 در غرب ایران به نشتی های نفتی در محل چیاه سرخ در مجاورت کوه بوزینان برخورد نمود ومشاهدات خود را در گزارشی عیناً منعکس کرد . رینولز در بدو ورود به ایران در اواخر سال 1281 اولین چاه اکتشافی خود را در محل چیاه سرخ به زمین زد که چاه اولیه خشک بود . سپس در سال 1282 به زدن چاه دوم مبادرت ورزید و این بار در عمق 330 متری به لایه ی نفتی رسید . تولید اولیه این چاه بالغ بر 120 بشکه در روز بود ، اما به مرور زمان تولید این چاه روبه تنزل گذاشت و در اولین تابستان 1283 هنگامی که تولید این چاه به 20 بشکه در روز رسیده بود . وی دستور بستن چاه را داد و تصمیم گرفت به جنوب غرب کشور و کوهپایه هی زاگرس عزیمت نماید . او بالاخره در مسجد سلیمان موفق گردید به نفت خام بصورت تجاری دست یابد .
کشف نفت در منطقه ی غرب
پس از کشف تاریخی رینولز در مسجد سلیمان ، منطقه ی غرب کشور کاملاًبه فراموشی سپرده شد و تنها از پایان جنگ جهانی اول بود که مجدداً این منطقه نیز شامل برنامه های اکتشافی شرکت نفت ایران و انگلیس قرار گرفت .متخصصین این شرکت در چارچوب شرکت اکتشافی فرعی موسوم به شرکت اکتشافی مارسی روانه ی منطقه ی غرب کشور شدند و در سال 1302 اولین کشف خود را در منطقه ی نفت خیز عراق به ثبت رساندند . در سال 1306 در منطقه ی نفت شاه ایران نیز موفق به کشف نفت شدند .
در بخش ایران پیشرفت اکتشافات بسیار کند بود و کار اجرایی در نفت شهر تنها پس از قرارداد 29 آوریل 1933 (سال 1312 ) بین دولت وقت ایران و شرکت نفت ایران و انگلیس رونق گرفت . ماده ی نهم آن قرارداد با شرکت مذکور ، این شرکت را مؤظف به توسعه ی میدان نفت شاه نموده بود ، بنابراین فوراً تدارکات لازم به وسیله یک شرکت فرعی برای استخراج و تصفیه نفت ایالت کرمانشاه آغاز شد .
تاًسیس پالایشگاه کرمانشاه
پیرو قرارداد سال 1312 ، در سال 1313 یک شرکت فرعی به نام شرکت نفت کرمانشاه با سرمایه ی اولیه بالغ بر 750 هزار لیره استرلینگ توسط شرکت نفت ایران و انگلیس تأسیس گردید و بلافاصله شروع به فعالیت نمود .
پالایشگاه کرمانشاه در فاصله ی هفت کلیومتری از شهر تاریخی کرمانشاه و در محلی مشرف بر رودخانه قره سو ساخته شد . ( البته به علت توسعه ی شهر ، این پالایشگاه در حال حاضر تقریباًدر میانه ی شهر واقع شده است .)
خوراک این پالایشگاه ، از طریق خطوط لوله ای به قطر 3 اینچ و به طول 237 کیلومتر از چاه های نفت شهر تأمین می شد که یک سال پیش از آن احداث شده بود . البته هم اکنون خوراک مصرفی پالایشگاه کرمانشاه از سه شهر نفت شهر ، قصر شیرین و اهواز تأمین می شود که از کل ظرفیت پالایشگاه که حدود 25 هزار بشکه در روز است ، حدود 13 هزار بشکه از اهواز آورده می شود و 9-7 هزار بشکه از نفت شهر وارد می شود که کم وزیاد شدن این مقدار را خطوط لوله کنترل می کند .
ابتدا واحد های تولیدی پالایشگاه کرمانشاه بسیار ساده و شامل یک برج تقطیر در جو و دو واحد تصفیه ی بنزین موتور و تصفیه ی نفت سفید بود . خدمات رفاهی این پالایشگاه نیز بسیار محدود و قلیل بود .
در اواسط دهه ی 1340 طرح توسعه ی پالایشگاه کرمانشاه در شرکت ملی نفت ایران مطرح گردید . از یک سو تأسیسات موجود حدود 30 سال قدمت داشت و از سوی دیگر با رشد جمعیت ، تصفیه حدود 4500 تا 5000 بشکه در روز حتی مصرف غرب کشور را دیگر تأمین نمی کرد .
پس از انجام بررسی های مقدماتی ، طرح توسعه ی این پالایشگاه مورد تصویب شرکت ملی نفت ایران قرار گرفت و مقررشد که پالایشگاه جدیدی با ظرفیت 15000 بشکه در روز ( حداکثر ظرفیت ممکن با توجه به محدومیت تولید نفت خام از هشت چاه نفت شهر ) احداث شود . متعاقب این تصمیم اساسی ، شرکت ملی نفت ایران در سال 1347 ، شرکت آمریکایی J.O.P را به عنوان طرح پالایشگاه جدید و شرکت هلندی کانتینال را برای کارهای مهندسی و ساختمان آن انتخاب کرد .
در تابستان سال 1350 ، برج تقطیر قدیمی تعطیل شد و چند ماه بعد کل پالایشگاه قدیمی برای همیشه ازکار ایستاد و از تاریخ 27 اردیبهشت سال 1351 پالایشگاه جدید رسماً افتتاح شد و آغاز به کار کرد . در طی سال اول بهره برداری این پالایشگاه موفق شد روزانه 14750 بشکه نفت خام را تقطیر نماید .
دوران جنگ تحمیلی
در اوایل مهر ماه 1359 به علت اشغال منطقه ی نفت شهر توسط عراق ، فعالیت های تولیدی پالایشگاه کرمانشاه به علت نداشتن خوراک به کلی متوقف گردید. جهت راه اندازی مجدد پالایشگاه لازم بود خوراک جدیدی از منبع دیگری تأمین شود و برنامه ریزان شرکت ملی نفت ایران ، پس از انجام بررسی های لازم با این نتیجه رسیدند که بهترین را حل برای تأمین خوراک جدیدپالایشگاه ، کشیدن خطوط لوله ی فرعی به طول 172 کیلومتر از خط اصلی اهواز – ری در نقطه ای به نام افرینه به طرف پالایشگاه است . این خط لوله 16 اینچ ظرف مدت کمتر از سه سال با موفقیت احداث گردید .به طوری که در آبان ماه سال 1362 پالایشگاه با نفت خام اهواز بار دیگر فعال گشت و از فرآورده های حاصله جهت تأمین نیاز نیروهای مصلح در جبهه های غرب کشور استفاده شد.
آب صنعتی
همان طور که می دانیم در یک پالایشگاه ، آبی که جهت بخار ، خنک کردن دستگاه ها وسایر موارد تولید می شود ، باید دارای شرایط خاصی باشد . وظیفه ی واحد آب صنعتی را می توان تهیه ی آب مورد نیاز برای واحد بخار ، تهیه ی آب مورد نیاز ظرف نمک گیر (Desalter) و نیز تهیه ی آب مورد نیاز جهت خنک کردن دستگاه های واحد پالایش و در انتها فراهم نمودن آب جهت مصارف آشامیدن بیان نمود .
حال به طور اجمالی به شرح عملیات واحد آب صنعتی می پردازیم :
خوراک ورودی این واحد در فصول پر آب سال که رودخانه دارای آب فراوان باشد از آب رودخانه تأمین می گردد و در مواقعی که آب رودخانه جواب گوی نیاز این واحد نباشد ، از آب چاه استفاده می گردد . سختی آب رودخانه به طور معمول در حدود PPM 300 و این میزان برای آب چاه به دلیل وجود املاح معدنی بیشتر در حدوPPM 600 می باشد .
آب در ابتدای ورود به این واحد وارد یک مخزن می شود . این مخزن که شماره ی 1 نام دارد دارای یک سری دیواره می باشد که در مسیر جریان آب قرار می گیرند . این دیواره ها دو خاصیت مهم دارند، اول این که جریان آب پس از برخورد با این دیواره ها ، تلاطم خود را از دست می دهد و آرا م می شود و مواد معلق در آب توسط این عمل سریع تر ته نشین می گردند ، دوم این که مسیر عبور آب طولانی تر می شود و این خاصیت نیز به ته نشینی بیشتر ذرات معلق کمک می کند .
در ابتدای ورود آب به این مخزن ، به میزان لازم به آن زاج یا Al2(So4) تزریق می کنند ، علت این کار را می توان چنین بیان نمود که : ذراتی که در آب وجود دارند و باعث سختی آن می گردند دارای جزیی بار منفی هستند . وجود زاج باعث می شود که محیط حدودی خاصیت قطبی پیدا کند ، در این چنین محیطی ذرات بیشتر به هم نزدیک می شوند و ذرات درشت تر ی را تولید می کنند و مشخصاً ذرات درشت تر ، سریع تر ته نشین خواهند شد .
پس از عبور آب از مخزن شماره 1 ، وارد مخزن شماره 2 می شود . ساختمان این مخزن نیزکاملاًشبیه به مخزن شماره1 می باشد اما در این مخزن دیگر به آب زاج اضافه نمی گردد . در این مخزن نیز ادامه عمل ته نشینی صورت می پذیرد . پس از اینکه اکثر مواد معلق در آب در این دو مخزن به صورت ته نشین در آمد ، سپس این آب به تانک خوراک «feed tank» وارد می گردد . این تانک اصولاًبرای نگه دارای آب استفاده می شود تا همیشه مقداری آب به صورت ذخیره وجود داشته باشد . از این تانک ، آب توسط دو عدد پمپ (P-2009 ) به دو شاخه جداگانه پمپ می گردد. یک شاخه آب را به سمت ظرف نمک گیر (Desalter) و همچنین برای خنک کردن دستگاه ها و به خصوص پمپ ها می برد . شاخه دوم آب را جهت تصفیه بیشتر (سختی گیری ) به برج انفعالات شیمایی (Reaction tower) می برد . به این برج از طریق دو مخزن و دو پمپ که یکی از پمپ ها معمولاً از سرویس خارج است ، آهک و سوداتزریق می گردد . تزریق این مواد باعث می شود که سختی های دائم و موقت موجود در آب ، تا حدود زیادی گرفته شود .مواد رسوبی از پایین این برج تخلیه می شود . ظرفیت این برج در حدود 27 متر مکعب در ساعت است .
واحد های تقطیر
Unit 100 (unit distillation oil crude )
همانطور که قبلاً گفته شد نفت خام در چهار مخزن 1024 ، 1025 ، 1026 و 1027 ذخیره می شود و مقداری آب و املاح و نمک آن ته نشین می شود که باید آنها را تخلیه نمود . هر لیتر آب در اثر حرارت کوره حجمش 1700 برابر می شود که باعث افزایش فشار و از بین رفتن سینی های برج تقطیر می شود ، این آب اگر همراه نفت وارد برج تقطیر انرژی لازم دارد که خارج شود ، آب رطوبت ایجاد می کند ، رطوبت وارد محصولات می شود و مشکل ایجاد می کند و همین طور فشار برج را بالا می برد . نمک ها که شامل کلریدها و ... می باشند ، یک سری رسوب کرده و روی مبدلها می نشینند و باعث اتلاف انرژی می شوند و یک سری با هیدرولیز شدن ، ترکیب اسیدی داده و باعث خوردگی می شوند . این نفت خام بوسیله پمپ های A,B,C,D 107 که دو تای آنها در حال کار و دو تای دیگر خارج از سرویس هستند از مخازن گرفته می شود . فشار تولیدی این پمپ ها در حدود Psi 400 می باشد . این پمپ ها نفت خام را از طریق یک لوله به سمت مبدلها می فرستند . نخستین مرحله پالایش ، تقطیر نفت خام در فشار نزدیک به جو می باشد . برای انجام این کار نفت خام را از مخازن پالایشگاه توسط تلمبه به کوره ای فرستاده و آنرا حرارت می دهیم تا گرم شود و به راحتی بتوان مواد سبک آنرا از مواد سنگین جدا نمود. اما قبل از آنکه نفت خام را وارد کوره نمائیم آنرا از یکسری مبدل حرارتی عبور می دهیم که قدری آنرا گرم کنیم . این مبدل های حرارتی مبدل هایی هستند که برای سرد نمودن فرآورده های برج تقطیر استفاده می شوند . بوسیله این مبدل ها که شباهت به لوله های دو جداره دارند ( مبدل Shell & Tube ) ما فرآورده ای را که قرار است خنک شود و به مخزن فرآورده ها هدایت شود سرد کرده و نفت خام را که قرار است حرارت دیده و گرم شود گرم می کنیم . بدین طریق ما در مقدار سوخت لازم جهت افزایش دمای نفت خام صرفه جویی می کنیم . دمای نفت خام در لحظه ورود به برج تقطیر در اتمسفر یک حدود 325 درجه فارنهایت می باشد. اگر نفت خامی که وارد کوره می شود دمایش پایین باشد قطعاً تلفات گرمایی فراوان خواهیم داشت ، در ضمن ممکن است به خطوط لوله آسیب برسد ، به همین دلیل سع می شود دمای نفت خام قبل از ورود به کوره به حدود 300 الی 400 درجه فارنهایت برسد. نفت خام پمپ شده به سمت مبدل 105 می رود ، اما قبل از ورود به این مبدل باید از طریق یک لوله فرع به آن آب تزریق شود به دلیل اینکه در نفت خام مقداری نمک وجود دارد و باید این نمک از نفت خام جدا شود. زیرا نمک باعث خوردگی لوله ها و یا رسوب و انسداد در برخی مجار می شود . آب بصورت دستی اضافه می شود مقدار مصرفی آب را آزمایشگاه مشخص می کند ولی چون معمولاً مقدار نمک موجود در نفت خام زیاد است حداکثر مقدار آب اضافه می شود . اگر بخواهیم رنجی را برای آب اضافه شده به نفت در نظر بگیریم ، بین 3تا 10 در صد حجمی می باشد که بستگی به API ( دانسیتیه نفت خامی است که به وسیله یک هیدرومتر تعیین می شود که این هیدرومتر درجه بندی اش توسط موسسه نفت آمریکا تعیین شده است ) دارد . هر قدر API کمتر باشد چون دانسیته نفت خام بیشتر است درنتیجه مقدار اب اضافه شده نیز بیشتر خواهدبود. نمک هایی که در نمک گیر جدا نمی شود را باید جدا کرد که برای این کار از سود سوزاور 14 تا 20 درصد استفاده می شود ، پس از آن نفت خام وارد مبدل 105 می شود و در قسمت لوله های آن جریان جریان پیدا می کند . از قسمت پوسته این مبدل گازوئیل محصول استریپر (102-V) که در قسمت بعد راجع به آن توضیح داده می شود می گذرد . دمای نفت خام در این مبدل از حدود 78 درجه فارنهایت به 100 درجه می رسد و سپس وارد مبدل 104 می شود و از قسمت لوله های آن می گذرد . از قسمت پوسته این مبدل نفت سفید محصول (103-V) عبور می کند . پس از عبور نفت خام از مبدل 104 این نفت خام از طریق لوله به سمت دو مبدل A,B 103 پیش می رود و قبل از ورود به آنها دو شاخه می شود . یک شاخه وارد مبدل A 103 و شاخه دیگر وارد مبدل B 103می شود و از قسمت لوله های این دو مبدل عبور می کند ، از قسمت پوسته این دو مبدل نفت سفید به عنوان reflax برج تقطیر عبور داده می شود
شرح عملیات واحد یونیفاینر
بنزین سنگین پس از عبور از یک مبدل حرارتی وارد کوره می شود . که قبل از ورود به کوره و عبور از مبدل حرارتی به آن هیدروژن به عنوان کمک کاتالیزور تزریق می شود و باعث می شود که واکنش های شکستن هیدرو کربونها برگشت نداشته باشد . در کوره حدود 635-610 درجه حرارت می بیند . که در همین حین ساختار مولکولی هیدرو کربونهای حاوی گوگرد و ازت شکسته و S و N، جدا می شوند . که با هیدروژن تزریق شده واکنش داده و H2S و NH3 تولید می کنند . اکسیژن نیز آب تولید می کند . ترکیب وارد فن های هوایی یا A.E( air exchanger) می شود . که قبل از ورود ترکیب به آن به ترکیب آب اضافه می کنیم . چون A.E لوله های باریکی وجود دارد که مواد موجود در ترکیب ( بنزین و آب ترش ) باعث انسداد این لوله ها می شود . به همین جهت به آن آب اضافه می کنیم . سپس بخار آب نیز اضافه می شود تا H2S و دیگر ناخالصی ها با بخار آب جدا شده و به صورت آب ترش یا سولواتر در می آید که در یک ظرف جدا کنندهافقی در قسمت moot آن آب و محلول آمونیاک جمع و در بالای آن بنزین همراه مقداری گازهای سبک و H2S نیز در بالا قرار می گیرند . فشار در این قسمت باید کنترل شود . چون اگر فشار کم شود ممکن است آب و بنزین با هم مخلوط شود . آب ترش و آمونیاک محلول از قسمت پایین بصورت تدریجی خارج می شود ( بطور دستی ) و بنزین از مخزن خارج شده و به سمت استریپر می رود . تا اگر احتمالاًمقداری ناخالص و گوگرد در آن باقی مانده است در استریپر گرفته شود . بنزینی که از استریپر خارج می شود charge plat نامیده می شود . ناخالصی های معلق جدا شده و سوزانده می شوند . ورود به استریپر آخرین مرحله واحد یونیفاینر می باشد .بنزین خارج شده از واحد یونیفاینر تقریباًعاری از ناخالصی های معلق جدا شده و سوزانده می شوند . ورود به استریپر آخرین مرحله واحد یونیفا ینر می باشد . بنزین خارج شده از واحد یونیفاینر تقریباً عاری از ناخالصی می باشد . که حاوی ppm ./2 گوگرد ، حداکثر مقدار T.S( totall sulfur) 74 گرم و ازت کمتر از ppm ./1 . ازت تولید نشادر می کند . در جاهای سرد بصورت جامد در می آید و لوله ها را مسدود می کند . کاتا لیست واحد پلاتفرمر که U .O.P آمریکا آنرا مشخص کرده و در این پالایشگاه استفاده می شود ، R62 میباشد ( پلاتین – رنیوم ) که از نظر کارایی بسیار خوب است ولی قبلاًاز کاتالیست R11 استفاده می شده است ، که در صد بالاتری از آن پلاتین بوده است . آب ترش که حاو ی SNH4 می باشد در این پالایشگاه به رودخانه ریخته می شود . ولی فبل از آن در واحد SRR گوگردزدایی می شود . در این واحد پلاتفرمر صورت می گیرد از پلاتین و رنیوم استفاده می شود . که این کاتالیزرور حاوی مقداری کلر می باشد ، 1-1/5 درصد .
اعتماد شما سرمایه ما
دانلود فایل کامل گزارش کارآموزی پتروشیمی اراک در یک نگاه
| دسته بندی | فنی و مهندسی |
| بازدید ها | 5 |
| فرمت فایل | doc |
| حجم فایل | 81 کیلو بایت |
| تعداد صفحات فایل | 55 |
گزارش کارآموزی پتروشیمی اراک در یک نگاه در 55 صفحه ورد قابل ویرایش
1 فهرست مطالب :
1- پتروشیمی اراک در یک نگاه ................................................................................................................... 1
2- واحد دو اتیل هگزانول .............................................................................................................................. 4
3- مقدمه ........................................................................................................................................................... 8
4- تولید گاز سنتز ........................................................................................................................................... 9
1-4 گوگرد زدایی از گاز طبیعی .................................................................................... 11
2-4 ریفرمینگ و باز یافت حرارت اتلافی .................................................................... 12
3-4 جدا سازی دی اکسید کربن .............................................................................. 15
4-4 تقویت فشار گاز سنتز .......................................................................................... 18
5-4 سیستم بخار ........................................................................................................... 18
5- تولید بوتیر آلدئید ..................................................................................................................................... 20
1-5 خالص سازی خوراک ........................................................................................... 22
2-5 سیستم واکنش OXO ...................................................................................... 25
3-5 عریان سازی،پایدار سازی و جدا سازی ایزومر .............................................. 28
4-5 تهیه ،تغلیظ و دوباره فعال کردن محلول کاتالیست .................................... 31
5-5 مخازن سوخت و بوتیر آلدئید .......................................................................... 36
6- عملیات تولید دو اتیل هگزانول .............................................................................................................. 40
1-6 آلدولیزاسیون نرمال بوتیر آلدئید به EPA .................................................. 40
2-6 هیدروژناسیون EPA به دو اتیل هگزانول .................................................. 42
3-6 سیستم تصفیه دو اتیل هگزانول ..................................................................... 44
4-6 سیستم تقطیر منقطع دو اتیل هگزانول ....................................................... 47
5-6 سیستم جدا سازی آب دو اتیل هگزانول و سیستم خلاء ....................... 49
6-6 مخازن دو اتیل هگزانول ..................................................................................... 50
7-عملیات تولید بوتانول (نرمال یا ایزو) ..................................................................................................... 51
1-7 هیدروژناسیون بوتیر آلدئید به بوتانول .......................................................... 51
2-7 سیستم تصفیه بوتانول ...................................................................................... 51
3-7 سیستم تقطیر منقطع بوتانول ........................................................................ 52
4-7 سیستم جدا سازی آب بوتانول ...................................................................... 53
5-7 مخازن بوتانول ..................................................................................................... 54
- پتروشیمی اراک در یک نگاه
هدف
ایجاد یک مجتمع پتروشیمی جهت تولید مواد پایه ای و میانی با استفاده از خوراک اصلی نفتا و تبدیل آنها به فرآورده های نهایی پلیمری و شیمیایی.
تولیدات
در ظرفیت کامل تولیدات مجتمع بالغ بر 1138020 تن مواد پایه ای،میانی و نهایی می باشد که نیاز بخش وسیعی از صنایع داخلی را تامین و مازاد فرآورده هابه خارج صادر می شوند.
تاریخچه و انگیزه احداث
مجتمع پتروشیمی اراک یکی از طرههای زیربنائی و مهم می باشد که در راستای سیاستهای کلی توسعه صنایع پتروشیمی و با اهداف تامین نیاز داخلی کشور و صادرات، ایجاد و به بهره برداری رسیده است.
این طرح در سال 1363 به تصویب رسید و پس از طی مراحل طراحی و نصب و ساختمان در سال 1372 فاز اول مجتمع در مدارتولید قرارگرفت.در ادامه کار به منظور بهبود مستمر و تولید بیشتر و متنوع تر،واحدهای دیگرمجتمع تکمیل و واحد اتوکسیلات بعنوان آخرین واحد مجتمع در سال 82 راه اندازی و در مدار تولید قرار گرفت.
از سال 79 همزمان با تکمیل واحدها،طرههای توسعه ای مجتمع نیز با هدف افزایش ظرفیت مجتمع آغاز گردیده است.از سال 1378 با تصویب هیئت مدیره و پس از بررسی های دقیق عملکرد مجتمع،شرکت در بازار بورس پذیرفته شد و واگذاری سهام آن آغاز گردید.
اهمیت تولیدات مجتمع
از مشخصه های پتروشیمی اراک استفاده از دانش فنی ،تکنولوژی و فرآورده های پیشرفته می باشد.تولیدات مجتمع بسیار متنوع و عمدتا گریدهای مختلف را شامل میشوند.از لحاظ انتخاب خطوط تولید کمتر مجتمعی را می توان یافت که مانند مجتمع اراک ترکیبی از تولیدات پلیمری و شیمیایی ارزشمند و حتی شاخه خاصی از تولیدات نظیر سموم،علف کش ها را یکجا داشته باشد.مجتمع پتروشیمی اراک از لحاظ تنوع،ارزش فرآورده ها و نقش حساس آن در تامین نیاز صنایع مهم کشور کم نظیر می باشد.
خوراک مجتمع
خوراک اصلی مجتمع نفتای سبک و سنگین است که از پالایشگاههای اصفهان و اراک از طریق خط لوله تامین می شود.خوراک دیگر مجتمع گاز طبیعی است که از خط لوله سراسری مجاور مجتمع اخذ می گردد.ضمنا حدود 6000 تن آمونیاک و حدود 350 میلیون متر مکعب در سال مصرف گاز طبیعی مجتمع می باشد که از خط سوم سراسری تامین می گردد.
مصارف تولیدات مجتمع
مصارف تولیدات مجتمع بسیار متنوع و دارای طیف گسترده است.در بخش تولیدات شیمیایی کلیه فرآورده ها شامل اکسید اتیلن/ اتیلن گلیکلها-اسید استیک/وینیل استات-دواتیل هگزانول-بوتانولها-اتانول امین ها و اتوکسیلاتها به اضافه سموم علف کش هاکاملا در کشور منحصر به فرد میباشد و نیاز صنایع مهمی در کشور را تامین نموده و مازاد آنها به خارج صادر میشود.در بخش پلیمری نیز فرآورده های ارزشمند و استراتژیک انتخاب شده اند که بعنوان نمونه می توان گریدهای مخصوص تولید سرنگ یک بار مصرف-کیسه سرم-بدنه باطری-گونی آرد-الیاف و همچنین مواد اولیه ساختبشکه های بزرگ به روش دورانی ونیز گرید مخصوص تولید لوله های آب-فاضلاب و گاز و لاستیک پی بی آر را نام برد.
اولویت مصرف فرآورده های مجتمع برای تامین نیاز صنایع داخل کشور است در این ارتباط تولیدات مجتمع سهم به سزایی در تامین نیاز صنایع پایین دستی دارد به نحوی که نیاز بالغ بر 5000 واحد پایین دستی را تامین می نماید.
واحد های مجتمع
الف- واحدهای فرآیندی:واحد های فرآیندی مجتمع شامل 19 واحد میباشد.
ب- واحدهای سرویسهای جانبی:
- آب بدون املاح:ظرفیت 450 متر مکعب در ساعت
- واحد تولید بخار:ظرفیت 500 تن در ساعت
- واحد نیروگاه:ظرفیت کل تولید125 مگا وات
- برجهای خنک کننده:شامل 9 برج
- واحد هوای فشرده یا هوای ابزار دقیق: 5 کمپرسور هر کدام26000 نرمال متر مکعب در ساعت به ظرفیت کل 130000 نرمال متر مکعب
- واحد تفکیک نیتروژن و اکسیژن از هوا :ظرفیت اکسیژن14500 نرمال متر مکعب و نیتروژن6000 نرمال متر مکعب در ساعت
ج- واحدهای عمومی(آفسایت):شامل مخازن مواد شیمیایی،سیستم بازیافت کاندنس ها، سیستم آب خام، سیستم گاز، سیستم سوخت مایع، مخازن خوراک، مخازن محصولات مایع، سیستم آتش نشانی، مخازن گاز هیدروژن، سیستم مشعل مجتمع، واحد تصفیه پساب صنعتی، سیستم توزیع شبکه برق، شبکه مخابرات، اتصالات بین واحدها و سیستم جمع آوری و دفع آبهای زائد.
موقعیت جغرافیایی
مجتمع پتروشیمی اراک در جوار پالایشگاه اراک در کیلومتر 22 جاده اراک- بروجرد و در زمینی به وسعت 523 هکتار قرار دارد.
2- واحد دواتیل هگزانول
نرم کننده ها موادی هستند که برای بالا بردن قابلیت قالب زنی و شکل پذیری پلاستیکها به کار می روند.برای استفاده از پلاستیک پلی وینیل کلراید (پی.وی.سی)که یکی از مواد با ارزش و پر مصرف در صنایع پایین دستی می باشد از روغن نرم کننده ای به نام دی اکتیل فتالات(دی.او.پی)استفاده می شود.اهمیت این ماده به حدی است که بر حسب شرایط مورد نیاز برای استفاده از پی.وی.سی تا حدود 40 درصد وزنی از این ماده مورد مصرف قرار می گیرد.
دی.او.پی از سال 1365 در پتروشیمی فارابی واقع در بندر امام خمینی(ره)تولید میشود ولی یکی از عمده ترین مواد اولیه آن که 2-اتیل هگزانول میباشد از خارج وارد می گردید.
به منظور تأمین این ماده اولیه باارزش برای واحد پتروشیمی فارابی ،طرح تولید 2-اتیل هگزانول در مجتمع پتروشیمی اراک در نظر گرفته شد.فرایند آکسو متعلق به شرکت انگلیسی(دی.پی.تی)davy process technology برای این واحد انتخاب و طراحی و مهندسی آن نیز توسط شرکت مزبور صورت پذیرفت.خرید ماشین آلات و تجهیزات از طریق شرکت بلژیکی abay engineering انجام گردیده و کار های نصب و ساختمان و راه اندازی آن کلاً توسط پیمانکاران داخلی و کارکنان مجتمع انجام شد.در این واحد همچنین فرآورده های نرمال و ایزو بوتانول تولید می شود که در صنایع تولید حلالها،نرم کننده ها،عطرها،اسانسها،سموم، و نظایر آن و در صنایع نساجی و چرم سازی و غیره مورد مصرف دارند.به طور کلی واحد 2-اتیل هگزانول از نظر تکنولوژی و تنوع محصولات یکی از بهترین واحد های مجتمع پتروشیمی اراک می باشد.
فرآیند تولید
فرایند تولید 2-اتیل هگزانول و بو تانول ها از چند مرحله شامل تولید گاز سنتز،بوتیرآلدئیدها و نهایتاً تولید 2-اتیل هگزانول و بوتانول ها تشکیل یافته است.در مرحله اول گاز طبیعی در یک واکنش گرماگیر در حضور بخار آب و کاتالیزور به گاز سنتز شامل منواکسیدکربن و هیدروژن تبدیل می شود.خوراک مرحله دوم،پروپیلن و گاز سنتز است که طی واکنش هیدروفرمیلاسیون در حضور کمپلکس رودیم به عنوان کاتالیزور و در فاز مایع در راکتور با هم ترکیب می شوند.واکنش گرمازا بوده و مخلوطی از نرمال وایزوبوتیرآلدئید تولید می گردد.نرمال بوتیر آلدئید در واحد آلدولیزاسیون به 2-اتیل هگزانال تبدیل می شود که بعداز هیدروژناسیون محصول نهایی 2-اتیل هگزانول بدست می آید.
نرمال و ایزوبوتیرآلدئید نیز به طور جداگانه بعد از هیدروژناسیون به نرمال و ایزوبوتانول تبدیل شده که این فرآورده ها نیز مستقلاً قابل عرضه به بازار هستند.2-اتیل هگزانول دارای درجه خلوص 5/99 درصد می باشد و این واحد برای تولید 45000 تن در سال از این محصول طراحی شده است.مقدار تولید نرمال و ایزوبوتانول به ترتیب 5000 و 5700 تن در سال است.
اهمیت واحد 2-اتیل هگزانول
با توجه به تولید مقدار 180000 تن در سال پی.وی.سی در پتروشیمی بندر امام و طیف وسیع مصرف این ماده پلاستیکی در داخل کشور،و همچنین وجود کارخانه پتروشیمی فارابی جهت تولید ماده نرم کننده دی.او.پی که مهمترین ماده اولیه آن یعنی 2-اتیل هگزانول وابسته به خارج بوده است،با بهره برداری از این واحد گام بزرگی در جهت صرفه جویی ارزی و تأمین یک ماده بسیار مهم و با ارزش مورد نیاز در صنایع پلاستیک پائین دستی برداشته شده است.علاوه بر تأمین نیاز پتروشیمی فارابی سالیانه حدود 20000تن 2-اتیل هگزانول و حدود 10000 تن بوتانول ها مازاد بر مصرف می باشد که می توان در صنایع جدید داخلی از آنها برای تولید فرآورده های مختلف استفاده کرد و یا اقدام به صادرات آنها نمود.
از مهمترین برجستگی احداث واحد 2-اتیل هگزانول نحوه اجرای نصب و ساختمان آن می باشد که با توجه به تجربیات به دست آمده از نصب و ساختمان سایر واحد های مجتمع،این واحد کلاً توسط پیمانکاران داخلی و تحت سرپرستی و نظارت کارکنان مجتمع اجرا و راه اندازی گردید.از لحاظ نظارت نیز اطمینان از اجرای پروژه مطابق با استانداردها و کیفیت مطلوب،از مجموع 691 نفر ماه پیش بینی شده توسط پیمانکار خارجی برای نظارت عملاً حدود 89 نفر ماه استفاده شده است.از نظر زمان اجرای پروژه نیز این واحد نسبت به دیگر واحد های مجتمع در زمان بسیار کمتری به بهره برداری رسید.
2001، از میعان کننده و دریافت کننده، کشیده می شود.
برج تصفیه نیز، جهت جداسازی محصول 2-EH از محصولات جانبی آلی سنگین، تحت خلاء کار می کند. بالاسری برج تصفیه در فشار و دمای تقریبی 0.17bar و 130 0C کار می کند و دمای پایین برج 152 0C است.
بخشی از جریان بالاسری در میعان کننده برج تصفیه(Refining Column Condenser)، 34-E-2012، میعان می شود. جریان غیر میعان شده در میعان کننده برج ابتدایی(Forecolumn Vent Condenser)، 34-E-2009، بیشتر سرد می شود تا اتلاف محصول در جریان تخلیه را به حداقل برساند.
هوا و مواد بی اثر در نتیجه نشت، به سیستم خلاء بخش تصفیه (Refining System Vacuum Package) تخلیه می شوند.
جریان بالاسری میعان شده به دو جریان تقسیم می شود. بخشی از آن به برج به عنوان رفلاکس برگشت داده می شود، در حالی که محصول 2-EH در خنک کننده محصول (Product Cooler)، 34-E-2013، خنک شده و سپس در تانک 2-EH (2-EH Shift Tank)، 34-TK-2001A/B، ذخیره می شود.
جریان پایینی که دارای 2-EH و برشهای سنگین است، بعد از عبور از خنک کننده مواد باقیمانده اتلافی (Waste Residue Cooler)، 34-E-2014، وارد تانک برشهای سنگین تقطیر منقطع (Batch Still Heavies Tank)، 34-TK-2007، می شود تا مقداری از 2-EH در برج تقطیر منقطع (Batch Still )، 34-T-2003 بازیافت گردد.
4-6 سیستم تقطیر 2-اتیل هگزانول (2-Ethyl Hexanol Batch Still System):
سیستم تقطیر منقطع، در طی عملیات تولید 2-EH جریانهای ذیل را تحت پروسس قرار می دهد: برشهای سبک برج ابتدایی(Forecolumn)، برش پایینی برج تصفیه، جریان خارج شده از تبخیر کننده، جریان مواد آلی برج جداکننده آب و پسآبهای 2-EH، جریان پایینی برج تصفیه به تانک برشهای سنگین تقطیر منقطع 34-TK-2007 ارسال می گردد در حالی که جریانهای باقیمانده به تانک برشهای سبک تقطیر منقطع 34-TK-2006 فرستاده می شود.
برج تقطیر منقطع دارای 30 سینی شیردار (Valve tray)است. در طی عملیات سیستم، برج تقطیر منقطع 34-T-2003 توسط موجودی یکی از تانکها تحت عملیات قرار می گیرد. موجودی برج، تحت خلاء توسط چرخش اجباری و عبور از جوشاننده برج تقطیر منقطع (Batch Still Reboiler)، 34-E-2015، تبخیر می گردد. اجزای سبک تر که از بالاسری برج تقطیر منقطع خارج می شوند، میعان شده و در دریافت کننده برج تقطیر منقطع (Batch Still Receiver)، 34-V-2008 جمع می گردند. بخشی از جریان بالاسری بعنوان رفلاکس به برج برگشت داده می شود و باقیمانده به عنوان محصول در خنک کننده محصول برج تقطیر منقطع (Batch Still Product Cooler)، 34-E-2017، خنک شده و به یکی از تانکهای برج تقطیر منقطع هدایت می شود.
در صورتی که محصول بالاسری دارای مخلوطی از آب و مواد آلی باشد، بعد از عبور از خنک کننده محصول، جریان میعان شده به دکانتور برج تقطیر منقطع (Batch Still Decanter)، 34-V-2009 پمپ می گردد. لایه آبی به تانک جریانهای آبی (Aqueous Effluent Tank)، 34-TK-2012، فرستاده می شود. در حالی که لایه آلی بین جریان رفلاکس و محصول بالاسری تقسیم می گردد.
در طی عملیات تحت خلاء، نشت هوا و گازهای حل شده به سیستم خلاء، توســط سیـستم خلاء برج تقطیر منقطع (Batch Still Vacuum Package)، 34-W-2002، از طریق کندانسور و دریافت کننده برج، گرفته می شوند.
موجودی تانکهای برشهای سنگین و سبک بطور نرمال، بصورت جدا در برج تحت پروسس قرار می گیرند، بدین ترتیب که اجزای سنگین باقیمانده، بعد از تحت پروسس قرار دادن برشهای سبک، با برشهای سنگین بعدی تحت عملیات قرار می گیرند.چون در هر برش شرایط تغییر می کند تنظیم فشار به وسیله تزریق نیتروژن به ورودی اژکتور یا دفع مقداری گاز از کندانسور صورت می گیرد.
دو برش از تحت پروسس قرار گرفتن موجودی تانک برشهای سبک تقطیر منقطع، 34-TK-2006 حاصل می شوند.
برش اول که دارای نرمال بوتانول و آب است تحت خلاء 0.4bar تقطیر شده است.
جریان بالاسری میعان شده به سرریز کننده (Decanter) فرستاده می شود و لایه آلی موجود بین رفلاکس و محصول تقسیم می شود. محصول وارد تانک برش بوتانول (Butanol Cut tank)، 34-TK -2011، شده و از آنجا به تانک پسآبهای نرمال بوتانول(N-Butanol Slops Tank)، 34-TK-2004، ارسال می گردد تا در طی عملیات بعدی تولید بوتانول به سیستم برگشت داده شود.
لایه آبی به تانک جریانهای مایع 34-TK-2012 فرستاده می شود.
برش دوم که عمدتاً دارای EPA است، تحت خلاء 0.08bar تقطیر شده است. محـصول تقطیر شده به تانک خوراک تبخیرکننده (Vaporiser Feed Tank)، 34-TK-2009، رهنمون و از آنجا به تبخیر کننده 34-V-2002 برگشت داده می شود.
مواد باقیمانده در برج طی عملیات بعدی با برشهای سنگین تحت پروسس قرار می گیرند. دراین حالت تنها یک برش (شامل 2-EH) وجود دارد و عملیات تقطیر تحت خلاء 0.08bar صورت می پذیرد. محصول تقطیر شده به تانک خوراک برج ابتدائی (Forecolumn Feed Tank)، 34-TK-2010، فرستاده می شود.
از اینجا 2-EH یا می تواند به برج ابتدائی (34-T-2001) برگشت داده شود و یا قادر است با EPA موجود در تانک خوراک تبخیر کننده 34-TK-2009 مخلوط شده و به تبخیر کننده برگشت داده شود.
مواد باقیمانده در برج، در انتهای عملیات برشهای سنگین، توسط پمپ رفلاکس برج تقطیر منقطع (Batch Still Reflax Pump)، 34-P-2015A/B، و پس از عبور از خنک کننده محصول برج تقطیر منقطع (Batch Still Product Cooler)، 34-E-2017، به تانک مایعات اتلافی قابل سوخت (Waste Liquids Fuel Tank)، 34-TK-1004، فرستاده می شوند.
بمنظور جلوگیری از آلودگی برشهای مختلف توسط مواد سبک و سنگین، برشهای انتقالی (Transition Cuts) بین هر برش اصلی گرفته می شود. این برشهای انتقالی به تانک های خوراک تقطیر منقطع مناسب برگشت داده می شوند.
5-6 سیستم جدا سازی آب 2- اتیل هگزانول و سیستم خلاء
(2-Ethyl Hexanol Water Stripper and Vacuum System)
برج جداکننده آب (Water Stripper)، 34-T-2004، دارای 20 سینی از نوع سینی های شیردار (Valve tray)است و جریانهای ذیل را طی عملیات تولید 2-EH تحت پروسس قرار می دهد: جریان آبی خروجی از دکانتور برج ابتدایی (Forecolumn Decanter)، میعان شده های اژکتور سیستمهای خلاءسازی برج های تقطیر منقطع (Batch Still Decanter)و برج جداکننده آب، 34-T-2004، از تانک جریانهای آبی(34-TK-2012)، تغذیه می شود. مواد آلی از خوراک فاز مایع، با تزریق مستقیم بخار فشار پایین (LP) به پایین برج جداکننده آب، جدا می شوند. فشار و دمای
تقریبی بالاسری برج 2bar و 117 0C می باشد. مواد آلی جدا شده، میعان شده و در دکانتور برج جدا کننده آب(Water Stripper Decanter)، 34-V-2011، جمع می گردند. میعان شده های اژکتور از سیستمهای خلاء سازی به دکانتور، جهت جداسازی مواد اولیه آلی، ارسال می گردند. لایه آلی ازاین ظرف به تانک برشهای سبک تقطیر منقطع(34-TK-2006) جهت بازیافت الکلها، ارسال می گردد. در حالی که لایه آبی به تانک جریانهای آبی (34-TK-2012)، فرستاده می شود. جریانهای مایع از دکانتورهای برجهای ابتدایی و تقطیر منقطع، به تانک جریانهای آبی اضافه می شود. آب اتلافی جدا شده از پایین برج جداکننده آب، به مجرای فاضلاب تخلیه می شود.
6-6 مخازن 2-اتیل هگزانول (2-Ethyl Hexanol Storage):
محصول 2-EH سرد شده از طریق پمپ رفلاکس برج تصفیه (Refining Column Reflax Pump)، 34-P-2008A/B، به یکی از تانکهای 2-EH (2-EH Shift Tanks)، 34-TK-2001A/B، فرستاده می شود. هر دو تانک از طریق یک زانویی به اتمسفر راه دارند. محصول 2-EH می تواند از طریق پمپ محصول 2-EH (2-EH Product Pump)، 34-P-2010A/B، در محدوده مخازن به چرخش در آید. یابه تانک پسابهای 2-EH (2-EH Slops Tank)، 34-TK-2003، جهت ارسال مجدد برای پروسس فرستاده شود و یا اینکه به مخازن محصول آفسایت ارسال گردد. بطور نرمال، یکی از پمپها برای به گردش در آوردن موجودی تانک و یا ارسال به مخازن نهایی مورد استفاده قرار می گیرد و دومی یا برای به گردش در آوردن موجودی تانک یا ارسال محصول به مخزن پساب استفاده می شود. این مسأله قابلیت انعطاف بیشتری را در محدوده مخازن فراهم می آورد، بدین ترتیب که در حالیکه موجودی یکی از تانکها در حال چرخش یا ارسال به پروسس مجدد است، موجودی تانک دیگر به خارج از محدوده واحد فرستاده می شود.
7- عملیات تولید بوتانول (نرمال یا ایزو) (Butanol(Normal or Iso) Campaign):
مقدمه
خط سیر پروسس برای تولید ایزوبوتانول (I-BuoH) و نرمال بوتانول(n-BuoH) شبیه به پروسس تولید 2-EH، با بکارگیری همان تجهیزات اساسی می باشد. هرچند که بعضی از اختلاف ها در نحوه پروسس وجود دارد که بطور خلاصه در زیر به آن اشاره می شود.
آلدئیدیِِِِ که به شکل بوتانول هیدروژنه می شود، بوتیرآلدئید است. لذا به سیستم آلدولیزاسیون نیازی نیست.
1-7 هیدروژناسیون بوتیرآلدئید به بوتانول(Hydrogenation of Butyraldehyde to Butanol):
خط سیر پروسس بخش VPH شبیه به عملیات تولید 2-EH است هر چند که شرایط پروسس اندکی متفاوت می باشد.
خوراک آلدئید مانند قبل بین دو بستر آکنه دار تبخیر کننده تقسیم می شود. اما هیچ جریانی از برشهای سنگین در هنگام تولید ایزوبوتانول (I-BuoH)،از پایین برج گرفته نمی شود.
بخار تولید شده در تبدیل کننده، جهت استفاده در پروسس دارای فشار بسیار پایینی است و لذا به ظرف تبخیر ناگهانی (میعان شده های بخار) فشار پایین (LP Refining Drum) فرستاده می شود.
اعتماد شما سرمایه ما