پروژه گزارش کارآموزی كشف نفت درمنطقه غرب در pdf

توضیحات

  گزارش کارآموزی كشف نفت درمنطقه غرب در pdf دارای 130 صفحه می باشد و دارای تنظیمات در microsoft word می باشد و آماده پرینت یا چاپ است

فایل ورد گزارش کارآموزی كشف نفت درمنطقه غرب در pdf  کاملا فرمت بندی و تنظیم شده در استاندارد دانشگاه  و مراکز دولتی می باشد.

توجه : در صورت  مشاهده  بهم ریختگی احتمالی در متون زیر ،دلیل ان کپی کردن این مطالب از داخل فایل ورد می باشد و در فایل اصلی گزارش کارآموزی كشف نفت درمنطقه غرب در pdf،به هیچ وجه بهم ریختگی وجود ندارد

بخشی از متن گزارش کارآموزی كشف نفت درمنطقه غرب در pdf :

گزارش کارآموزی كشف نفت درمنطقه غرب در pdf

مقدمه

عظمت صنایع نفت كه زمانی كوتاه در صف بزرگ ترین صنایع سنگین جهان قرار گرفته است ، مدیون تكنولوژی پیشرفته ی آن است كه 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 فیزیكی خلاصه كرد . همین خصوصیات تكنولوژی خاصی را برای صنایع پالایش نفت به وجود آورده كه آن را از تكنولوژی عمومی صنایع شیمایی متمایز می سازد .

در حال حاضر مشكل می توان قسمت هایی از زندگی انسانی را نام برد كه مشتقات نفت در آن مستقیم یا غیر مستقیم نقشی نداشته باشد . نیروی محركه ی ماشین ها و موتور های دیزل به وسیله ی بنزین و نفت گاز تأمین می شود . كلیه قسمت های متحرك موتورها از روغن های نفتی استفاده می كنند . در داروسازی كاربرد 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 ذكر شد ، لیكن تاریخ استفاده از فراورده های نفتی به شكلی كه در طبیعت وجود دارد و به شكل محدود آن خیلی قدیمی تر است .استفاده از نفت به قدیمی ترین تمدن های بشری در كشورهایی كه نفت و قیر در سطح زمین پیدا می شده ،بر می گردد.
ثابت شده كه در چین در حدود 200 سال قبل از میلاد مسیح برای استخراج آن تا اعماق قابل ملاحظه و با روش ضربه ای كه هنوز نیز مورد استفاده است حفاری كرده اند . ولی با وجود این آشنایی بشر به نفت و موارد كاربرد آن علت عقب ماندگی این صنعت را معلول به عواملی چند دانسته اند كه مهمترین را باید در نقص دستگاه های تقطیر دانست ، زیرا در اواخر قرن 18 بود كه دستگاه های تقطیر به سبب پیشرفت تنوری های جدید حرارتی تكمیل شد و در مقیاس صنعتی مورد استفاده قرار گرفت .
نكته ی دیگر آنكه 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 كه به مقیاس تجاری تولید شده نفت چراغ بود ، كه جای روغن های نباتی حیوانی را كه قبلاً‌ برای روشنایی استفاده می شد ،گرفت ( برش نفت چراغ به طور متوسط فقط در حدود 10% از كل نفت خام را تشكیل می دهد ) . قسمت بنزین و باقی مانده ی تقطیر یعنی سوخت موتور ها و سوخت های مایع كه حال ، یكی از مهمترین و با ارزش ترین فرآورده ه

ای 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 كم كم در طول سال ها مورد استفاده پیدا كرد . لیكن صنعت نفت مدت های مدیدی هنوز شكل ابتدایی داشت . افزایش ناگهانی مصرف بنزین به عنوان سوخت موتورها ی درون سوز ، پیشرفت های فنی زیادی را ایجاب كرد تا تولید بتواند جواب گوی تقاضا و مصرف باشد . به این ترتیب می توان گفت كه افزایش زیاد ماشین های سواری مرك اصلی پیشرفت سریع صنعت نفت در قرن ماست .

تاریخچه

یك ربع قرن پس از تأسیس پالایشگاه آبادان دومین پالایشگاه كشور در سال 1314 در مجاورت شهر تاریخی كرمانشاه تأسیس گردید . علت اصلی

انتخاب كرمانشاه ، كشف 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 كه كرمانشاه به جای آبادان پایتخت نفت ایران می شد . لازم به تذكر است كه كاشف نفت

ایران « ژرژ برنارد رینولز »‌نخست كار اكتشافی خود را در منطقه غرب و در نزدیكی شهر مرزی قصر شیرین آغاز نمود .

تاریخ اكتشاف اولیه ی نفت در غرب كشور

در محافل علمی اروپا ، موضوع نفت در غرب ایران نخستین بار توسط باستان شناس فرانسوی ، ژاك دمورگان مطرح گردید . او در طی اكتشاف خود در دهه ی 1270 در غرب ایران به نشتی های نفتی در محل چیاه سرخ در مجاورت كوه بوزینان برخورد نمود ومشاهدات خود را در گزارشی عیناً‌ منعكس كرد . رینولز در بدو ورود به ایران در اواخر سال 1281 اولین چاه اكتشافی خود را در محل چیاه سرخ به زمین زد كه چاه اولیه خشك 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 بشكه در روز بود ، اما به مرور زمان تولید این چاه روبه تنزل گذاشت و در اولین تابستان 1283 هنگامی كه تولید این چاه به 20 بشكه در روز رسیده بود . وی دستور بستن چاه را داد و تصمیم گرفت به جنوب غرب كشور و كوهپایه هی زاگرس عزیمت نماید . او بالاخره در مسجد سلیمان موفق گردید به نفت خام بصورت تجاری دست یابد .

كشف نفت در منطقه ی غرب

پس از كشف تاریخی رینولز در مسجد سلیمان ، منطقه ی غرب كشور كاملاً‌به فراموشی سپرده شد و تنها از پایان جنگ جهانی اول بود كه مجدداً‌ این منطقه نیز شامل برنامه های اكتشافی شركت نفت ایران و انگلیس قرار گرفت .متخصصین این شركت در چارچوب شركت اكتشافی فرعی موسوم به شركت اكتشافی مارسی روانه ی منطقه ی غرب كشور شدند و در سال 1302 اولین كشف خود را در منطقه ی نفت خیز عراق به ثبت رساندند . در سال 1306 در منطقه ی نفت شاه ایران نیز موفق به كشف نفت شدند .
در بخش ایران پیشرفت اكتشافات بسیار كند بو

د و كار اجرایی در نفت شهر تنها پس از قرارداد 29 آوریل 1933 (سال 1312 ) بین دولت وقت ایران و شركت نفت ایران و انگلیس رونق گرفت . ماده ی نهم آن قرارداد با شركت مذكور ، این شركت را مؤظف به توسعه ی میدان نفت شاه نموده بود ، بنابراین فوراً‌ تداركات لازم به وسیله یك شركت فرعی برای استخراج و تصفیه نفت ایالت كرمانشاه آغاز شد .

تاًسیس پالایشگاه كرمانشاه

پیرو قرارداد سال 1312 ، در سال 1313 یك شركت فرعی به نام شركت نفت كرمانشاه با سرمایه ی اولیه بالغ بر 750 هزار لیره استرلینگ توسط شركت نف

ت ایران و انگلیس تأسیس گردید و بلافاصله شروع به فعالیت نمود .
پالایشگاه كرمانشاه در فاصله ی هفت كلیومتری از شهر تاریخی كرمانشاه 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 .)
خوراك این پالایشگاه ، از طریق خطوط لوله ای به قطر 3 اینچ و به طول 237 كیلومتر از چاه های نفت شهر تأمین می شد كه یك سال پیش از آن احداث شده بود . البته هم اكنون خوراك مصرفی پالایشگاه كرمانشاه از سه شهر نفت شهر ، قصر شیرین و اهواز تأمین می شود كه از كل ظرفیت پالایشگاه كه حدود 25 هزار بشكه در روز است ، حدود 13 هزار بشكه از اهواز آورده می شود و 9-7 هزار بشكه از نفت شهر وارد می شود كه كم وزیاد شدن این مقدار را خطوط لوله كنترل می كند .
ابتدا واحد های تولیدی پالایشگاه كرمانشاه بسیار ساده و شامل یك 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 كرمانشاه در شركت ملی نفت ایران مطرح گردید . از یك سو تأسیسات موجود حدود 30 سال قدمت داشت و از سوی دیگر با رشد جمعیت ، تصفیه حدود 4500 تا 5000 بشكه در روز حتی مصرف غرب كشور را دیگر تأمین نمی كرد .
پس از انجام بررسی های مقدماتی ، طرح توسعه ی این پالایشگاه مورد تصویب شركت ملی نفت ایران قرار گرفت و مقررشد كه پالایشگاه جدیدی با ظرفیت 15000 بشكه در روز ( حداكثر ظرفیت ممكن با توجه به محدومیت تولید نفت خام از هشت چاه نفت شهر ) احداث شود . متعاقب این

تصمیم اساسی ، شركت ملی نفت ایران در سال 1347 ، شركت آمریكایی J.O.P را به عنوان طرح پالایشگاه جدید و شركت هلندی كانتینال را برای كارهای مهندسی و ساختمان آن انتخاب كرد .
در تابستان سال 1350 ، برج تقطیر قدیمی تعطیل شد و چند ماه بعد كل پالایشگاه قدیمی برای همیشه ازكار ایستاد و از تاریخ 27 اردیبهشت سال 1351 پالایشگاه جدید رسماً‌ افتتاح شد و آغاز به كار كرد . در طی سال اول بهره برداری این پالایشگاه موفق شد روزانه 14750 بشكه 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 كرمانشاه به علت نداشتن خوراك به كلی متوقف گردید. جهت راه اندازی

مجدد پالایشگاه لازم بود خوراك جدیدی از منبع دیگری تأمین شود و برنامه ریزان شركت ملی نفت ایران ، پس از انجام بررسی های لازم با این نتیجه رسیدند كه بهترین را حل برای تأمین خوراك جدیدپالایشگاه ، كشیدن خطوط لوله ی فرعی به طول 172 كیلومتر از خط اصلی اهواز – ری در نقطه ای به نام افرینه به طرف پالایشگاه است . این خط لوله 16 اینچ ظرف مدت كمتر از سه سال با موفقیت احداث گردید .به طوری كه 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 كشور استفاده شد.
در سال 1363 طرح رفع تنگناهای واحدهای فرآیندی پالایشگاه به اجرا گذاشته شد و درنتیجه ی اجرای موفقیت آمیز آن ، ظرفیت پالایش از 15000 بشكه به 25000 بشكه در روز افزایش یافت . چند سال بعد این ظرفیت با اضافه كردن فلش درام به 30000بشكه در روز رسید . طی سال های پایانی جنگ تحمیلی ، منبع جدید نفت خام از میادین كوچك نفت سركان . ماله كوه ، به منظور تأمین بخشی (حدود 5000 بشكه در روز ) از نیاز های پالایشگاه ایجاد گردید ، به طوری كه دو میدان كوچك توسط یك خط لوله 10 اینچ به طول 40 كیلومتر به افرینه متصل شد.
در طول هشت سال جنگ ، پالایشگاه كرمانشاه بارها هدف حملات هوایی دشمن قرار گرفت و در اثر آن 9 نفر از كاركنان شریف پالایشگاه شهید شدند .
در سال 1370 این پالایشگاه به پالایش متوسط حدود 28600 بشكه در روز به حد نساب یافت . ظرفیت تقریبی این پالایشگاه 23000 بشكه در روز است كه از این میزان محصولات زیر تهیه می شود :
نفت كوره 9100 بشكه در روز نفت گاز 3900 بشكه در روز
نفت سفید 4500 بشكه در روز نفتا 350 بشكه در روز
بنزین سنگین 2400 بشكه در روز بنزین سبك 1800 بشكه در روز
بوتان 800 بشكه در روز پروپان 150 بشكه در روز

در سال 1378 در راستای تحول نظام اداری شركت ملی پالایش و پخش فرآورده های نفتی ایران و تمركز زدایی ،پالایش گاه كرمانشاه با ساختار اداری جدید به نام شركت پالایش نفت كرمانشاه به ثبت رسید.

آشنایی با واحدهای مختلف utility

ـ واحد بازیافت

خوراك ورودی واحد بازیافت ، هر گونه آبی است كه در اثر تماس با مواد نفتی دچار آلودگی شده و نمی توان آن را مستقیماً‌ به رود خانه برگرداند زیرا باعث ایجاد آلودگی در محیط زیست می گردد. حال این آب ممكن است از قسمت های مختلف مانند sump ها ، آب خروجی از دستگاه های پالایش ،آب جدا شده از ته مخازن ،آب هایی كه برای شستشو به كار می روند و به طور كلی هرآبی كه دارای مواد نفتی باشد ، تأمین می گردد . این آب به طور معمول حاوی مقدار زیادی از لجن های نفتی و سایر مواد سبك و سنگین نفتی می باشد .

در گذشته این آب مستقیماً‌ وارد رود خانه میشد اما به دلیل مشكلاتی كه در محیط زیست ایجاد می كرد ، پس از بررسی ها و مطالعات ، تصمیم بر آن شد كه واحد بازیافت تأسیس گردد تا این آب قبل از ورود به رودخانه تصفیه گردد، كه این تصفیه شامل یك سری موارد فیزیكی و شیمیایی می باشد . حال بطورمختصر به شرح هر یك از مراحل تصفیه ی آب می پردازیم :

شرح كار دستگاه «API»

آب همراه با لجن های سنگین و مواد سبك نفتی به ورودی این استخر وارد می گردد. مواد لجنی چون سنگین تر هستند در پایین ودر بالای آنها آب و بالاتر از همه مواد سبك نفتی قرار می گیرد .حركت آهسته این پاروك ها به جدا شدن این سه فاز كمك می كند . مواد سبك نفتی كه در سطح قرار گرفته اند ، پس از حمل به وسیله ی پاروك ها به یك ناودانی می رسند كه فقط مواد سطحی را از خود عبور می دهد . مواد نفتی نیز وارد آن شده و از طریق آن به یك گودال سرازیر می گردد. هر چند مدت یكبار نیز محتویات این گودال را به یك تانك كه برای این كار تعبیه شده منتقل می كنند تا آن را به واحد مخازن برگردانند. آبی كه فاز مابین را تشكیل می دهد از طریق یك مجرا به خارج از استخر منتقل می گردد و مواد لجنی سنگین به كف استخر ریخته شده و توسط پاروك ها به گودال سمت دیگر استخر منتقل می گردد. این گودال نیز هر چند مدت یكبار تخلیه می گردد.
آبی كه از این استخر خارج گردیده به یك استخر بزرگ تر وارد می شود . این استخر محل «‌خنثی سازی »‌و «یكنواخت سازی » می باشد . در ابتدای این PH استخر دو ورودی برای NaOH و H2SO4 قرار داده اند كه در صورت بالا یاپایین بودن می توان از یكی از دو ماده لازم به آب اضافه كرد و PH آب را تنظیم نمود .
تقریباً‌در وسط استخر یك حالت آبشار مانند به وجود آورده اند كه این حالت به همراه یك دستگاه Mixer به خوبی آب را به هم زده و علاوه بر اینكه بر اینكه PH رادر همه جای آن یسكان می كند ، باعث می شود كه اگر احیاناً‌یك لكه ی بزرگ نفتی وجود داشته باشد ، با این كار از میان برود و آب به صورت یكنواخت و همگن در آید. در انتهای این استخر پمپ هایی قرار دارد كه آب را پس از خنثی سازی و یكنواخت سازی از این استخر خارج می كند و به مرحله ی بعدی ارسال می نماید . در مرحله ی بعدی آب با فشار ابتدا وارد یك قسمت پلكانی مانند می شود تا به خوبی هوا وارد

آب گردد و با آن مخلوط شود . دلیل این كار در قسمت های بعدی توضیح داده می شود .
پس از بخش پلكانی شكل ، آب وارد حوضچه ی لخته ساز (Floculation) می شود . در حوضچه ی لخته ساز به آب دو ماده ی «Fecl3» و «پلیمر» اضافه می كنند . Fecl3 باعث لخته شدن مواد نفتی موجود در آب می شود و لخته شدن آنها باعث تولید توده های بزرگ تر و در نتیجه جدا سازی آسان تر می گردد . وجود مواد پلیمری نیز باعث میشود كه عمل لخته سازی سرعت بیشتری پیدا كند .
مرحله بعدی شامل حوضچه شناور سازی است . این حوضچه نیز مانند استخر A.P.I دارای پاروكهایی است كه كاری مشابه با كار آنها را انجام می دهند . از پایین به این حوضچه هوا وارد می كنند . علت وارد كردن هوا را چنین می توان بیان نمود كه مولكول های هوا پس از برخورد با لخته های معلق مواد نفتی ،جذب آنها شده و آنها را در بر می گیرند . این امر باعث می شود كه این لخته ها همراه با حباب های هوا به سطح آب بیایند و عمل شناور سازی با سرعت بیشتری انجام گیرد . بدین ترتیب در این بخش نیز مواد سبك نفتی ،آب و مواد سنگین لجنی باز هم از هم جدا می شوند .
مواد سبك نفتی كه از این قسمت جدا شده است دوباره به استخر « A.P.I» فرستاده می شوند تا مراحل جدا سازی دوباره روی آن انجام شود . مواد لجنی نیز ابتدا به یك مخزن سیمانی و سپس به « تانك تیكنر »‌فرستاده می شود تا در زمان لازم و پس از این كه مقداری از آب اضافی خود را از دست داد به بسترهای خشك كننده منتقل شود .
اما آب خروجی از این قسمت وارد مرحله ی بعدی موسوم به «استخر هوا دهی» می شود . در این استخر باكتری هایی وجود دارند كه می توانند در شرایط هوازی مواد نفتی باقیمانده در نفت را تجزیه كنند . به همین دلیل در این استخر سعی می شود كه مقدار زیادی هوا با آب مخلوط شود و فرصت كافی نیز به باكتری ها داده می شود تا كار خود را انجام دهند . این استخر دارای دیواره های داخلی پیچ در پیچ است تا علاوه بر اینكه مدت گردش آب در آن زیاد باشد ، سطح تماس آب با هوا نیز افزایش پیدا كند و عمل تجزیه مواد نفتی بهتر صورت پذیرد .
لازم به ذكر است كه مسیر فاضلاب بهداشتی پالایش گاه نیز تا كنار این استخر آورده شده و قرار است به زودی به این استخر كشیده و این فاضلاب نیز تصفیه گردد.
پس از تصفیه بیو لوژیكی در مرحله هوادهی ، آب وارد دو عدد استخر دایره ای شكل میشود، این استخر ها به « كلاری فایر»‌موسومند .

در كلاری فایر ، چرخش یك پاروی بزرگ باعث می شود كه آب تصفیه شده از لابه لای پرده ها به قسمت خروجی وارد گردد و از پایین نیز مواد لجنی توسط همین پارو جمع شده و از خروجی پایینی به تانك تیكنر منتقل می شود . آب پس از خروج از كلاری فایر ، ابتدا وارد حوضچه هایی كلر زنی شده و پس از اضافه شدن كلر و گند زدایی ، وارد حوضچه ی انتهایی می شود و از آنجا به رودخانه وارد می گردد.
بدین صورت مراحل تصفیه ی آب از ابتدا تا زمان ارسال به رودخانه به پایان می رسد

و این آب دیگر رودخانه را آلوده نمی سازد.
آب صنعتی

همان طور كه می دانیم در یك پالایشگاه ، آبی كه جهت بخار ، خنك كردن 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 نمك گیر (Desalter) و نیز تهیه ی آب مورد نیاز جهت خنك كردن 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 :
خوراك ورودی این واحد در فصول پر آب سال كه رودخانه دارای آب فراوان باشد از آب رودخانه تأمین می گردد و در مواقعی كه 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 یك مخزن می شود . این مخزن كه شماره ی 1 نام دارد دارای یك سری دیواره می باشد كه در مسیر جریان آب قرار می گیرند . این دیواره ها دو خاصیت مهم دارند، اول این كه 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 كه مسیر عبور آب طولانی تر می شود و این خاصیت نیز به ته نشینی بیشتر ذرات معلق كمك می كند .
در ابتدای ورود آب به این مخزن ، به میزان لازم به آن زاج یا Al2(So4) تزریق می كنند ، علت این كار را می توان چنین بیان نمود كه : ذراتی كه در آب وجود دارند و باعث سختی آن می گردند دارای جزیی بار منفی هستند . وجود زاج باعث می شود كه محیط حدودی خاصیت قطبی پیدا كند ، در این چنین محیطی ذرات بیشتر به هم نزدیك می شوند و ذرات درشت تر ی را تولید می كنند 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 نیزكاملاً‌شبیه 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 اینكه اكثر مواد معلق در آب در این دو مخزن به صورت ته نشین در آمد ، سپس این آب به تانك خوراك «feed tank» وارد می گردد . این تانك اصولاً‌برای نگه دارای آب استفاده می شود تا همیشه مقداری آب به صورت ذخیره وجود داشته باشد . از این تانك ، آب توسط دو عدد پمپ (P-2009 ) به دو شاخه جداگانه پمپ می گردد. یك شاخه آب را به سمت ظرف نمك گیر (Desalter) و همچنین برای خنك كردن 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 كه یكی از پمپ ها معمولاً‌ از سرویس خارج است ، آهك و سوداتزریق می گردد . تزریق این مواد باعث می شود كه 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 مكعب در ساعت است .

پس از این كه سختی آب توسط این برج به حدود 30 PPM رسید ، آب را به

سمت صافی های ذغالی هدایت می كنند . این بخش دارای دو صافی ذغالی است كه هر 4 ساعت یكی را از سرویس خارج كرده و دیگری را در سرویس قرار می دهد . آب در این صافی ها به طور كامل ذرات معلق خود را از دست می دهد و برای اینكه سختی های آن به طور كامل گرفته شود به طرف صافی های رزینی یا زنولیتی هدایت می شود . هر یك از این صافی ها دارای میزان بازده مشخص است كه پس باید صافی را تعویض نموده و آن را احیا كرد .
این صافی ها حاوی ذرات ریزی می باشند كه در خود داری عامل سدیم (Na) می باشند . آب كه حاوی Ca می باشد پس از مجاورت با این ذرات در اثر عمل جا به جایی Ca را از دست می دهد و Na را جذب می كند و چون سدیم جزء‌سختی حساب نمی شود ، به این ترتیب تمام سختی های آب كاملاً ‌گرفته شده و این آب را آب نیل می گویند . اما این آب دارای مقداری اكسیژن نسبتاً بالایی است . می دانیم كه اكسیژن زیاد در آب باعث می ش Na2SO3ود كه قدرت خورندگی آب بالا رود .برای كم كردن میزان اكسیژن ، به آب مقدار مشخصی تزریق می كنند كه یك ماده ی جاذب اكسیژن است .
حال این آب را كه عاری از سختی است و از لحاظ مقدار اكسیژن در حد مناسبی است را به عنوان خوراك به واحد تولید بخار می فرستند . در پایین ساختمان مخازن شماره 1 و2 وهمچنین مسیر كلی واحد آب صنعتی نشان داده شده است . لازم به توضیح است كه وجود دو عدد بافر وسل فقط جهت ذخیره آب نیل می باشد و به دلیل ذخیره همیشگی ، مقداری آب است كه هیچ گاه پمپ ها دچار «ساكشن لوز- » نشوند.
واحد بخار صنعتی

دیدید كه قبل از ورود به واحد تولید بخار ازقسمت های مختلف عبور داده شده تا سختی های خود را كاملاً‌ از دست بدهد ، علت این كار این است كه در واحد تولید بخار آگر آب دارای سختی باشد ، این سختی ها در درون دیگ های بخار «Boilers» به صورت رسوب در آمده و ممكن است دچار انسداد مجاری و سایر معایب دیگر شود .
آب نیل از واحد آب صنعتی توسط پمپ های 2010 در فشارPsi 180 و تحت دمای 240 درجه

فارنهایت به عنوان خوراك به واحد بخار فرستاده می شود . در این واحد آب توسط یك سری دیگ های بخار در اثر حرارت به بخار تبدیل میشود . به طور كلی هر بولیر دارای یم مخزن در بالا و یك مخزن در قسمت پایین می باشد ( این ساختمان در مورد بولیر فانتانا صحت دارد ) كه این دو مخزن توسط یك سری تیوپ به یكدیگر متصل هستند . در قسمت وسط این تیوپ ها ، آتشدان یا مشعل قرار دارد كه به طور معمول سوخت آن از نوع گاز و یا نفت كوره (سیلابس) است . نفت كوره ای كه به عنوان سوخت مصرف می شود توسط هوا به صورت پودر در می آید تا بتواند بهتر سوخته و دمای مورد نیازرا تأمین كند .
در واحد تولید بخار پالایشگاه كرمانشاه سه نوع دیگ بخار وجود دارد كه هر كدام را می توان مربوط به یك زمان خاص از عمر پالایشگاه دانست . قدیمی ترین و ساده ترین این دیگ ها كه به دیگ های بخار نفت شهر (لانگشایر ) معروف است ، شامل سه عدد دیگ بخار است كه ازنوع فایر تیوپ هستند و ساختمانی شبیه سماور دارند . ظرفیت تولید بخار هر كدام از این دیگ ها 3 تن در ساعت است . این دیگ ها احتمالاً‌به دلیل قدیمی بودن و عدم كارایی كافی به زودی از سرویس خارج خواهند شد .
دومین نوع دیگ های بخار ، بویلرهای فانتانا می باشند كه هم اكنون فعال بوده و كار اصلی تولید بخار را این دیگ ها بر عهده دارند . این بویلرها محصول كشور ایتالیا هستند و ظرفیت تولید بخار هر كدام در حدود 160 تن در ساعت می باشد . این دیگ ها از نوع واتر تیوپ می باشند و می توانند بخاری با دمای حدود 320 درجه فارنهایت و فشار80Psi را تولید كنند . این دو بویلر معمولاً با هم در سرویس هستند . بخاری كه این دو نوع بویلر تولید می كنند از نوع بخار كم فشار (Low pressure) می باشد .
اما سومین نوع بویلرها كه از همه جدیدتر ومدرن تر می باشد شامل دو بویلر ساخت هلند می باشد كه هنوز راه اندازی نشده اند . ساختمان این بویلرها نیز از نوع واتر تیوپ بوده و می توانند بخار با فشار حدودPsi600 را تولید كنند و به اصطلاح high pressure می باشند . این نوع بخار در حال حاضر در این پالایشگاه مصرف ندارد اما در آینده در صورت راه اندازی كمپرسورهای توربینی جهت استفاده آن ها به كار می رود . ظرفیت تولید بخار هر كدام از این بویلرها در حدود 30 تن در ساعت می باشد.
در حین عمل تولید بخار ،یك سری مواد شیمیایی نیز به چرخه تزریق می شود كه برخی برای تنظیم PH و برخی نیز برای ایجاد لایه فیلم بر روی جداره ی داخلی ظرف ها و لوله ها برای جلوگیری از خوردگی كاربرد دارد . برای این كه مشعل بویلرها به خوبی بسوزد ، در كنار هر بویلر یك پم

پ وجود دارد كه هوای مورد نیاز را برای سوختن تأمین می كند . در ضمن علاوه بر میترهایی كه در جاهای مناسب بویلر ها تعبیه گردیده است ، فتوسل هایی نیز در آنها به كار رفته است كه به نور حساس می باشند و در صورت قطع شدن شعله بلافاصله با سیستم هشدار دهنده افراد را مطلع می سازند .
بخار برگشتی از دستگاه های پالایش كه بدون مصرف مانده و به صورت كاندنس شده و به آب تبدیل شده است ، در مخازن مخصوص ذخیره شده تا در صورت نیاز به عنوان خوراك واحد تولید بخار دوباره به بویلرها برود .

در بویلرها ی قدیمی لانگشایر ، سیستم دوده زدایی وجود ندارد چون از نوع واتر تیوپ نیستند . اما در بویلرهای فانتانا و بویلرهای جدید ، تیوپ های حاوی آب در داخل بویلر به وسیله ی (Stea) دوده زدایی می شوند ، با این تفاوت كه در بویلرها ی فانتانا این كار به صورت دستی انجام می گیرد ولی دربویلرهای جدید به وسیله سیستم تمام اتوماتیك انجام می پذیرد.

واحد تولید برق
دراین واحد دو نوع ژنراتور دیزلی و گازی وظیفه ی تولید برق را به عهده دارند . در گذشته از تعدادی ژنراتور دیزلی استفاده می شده است كه در حال حاضر آن ژنراتور ها از سرویس خارج می باشند و فقط دو ژنراتور دیزلی كه محصول كشور آلمان می باشند ، قابل استفاده هستند .
این ژنراتورها دارای 750 دور در دقیقه هستند و توان تولید 2/1 مگاوات را دارا می باشند . این ژنراتورها فقط در مواقع اضطراری مورد استفاده قرار می گیرند و در حالت عادی برق مورد نیاز پالایشگاه از سه عدد ژنراتور گازی تأمین می گردد. ابن ژنراتور ها دارای 12 سیلندر به صورت خورجینی می باشد و دارای دور 375 در دقیقه است . توان تولید برق هر كدام از این ژنراتورها حداكثر 1 مگاوات می باشد ، اما در حال حاضر از هر كدام از این ژنراتورها حدود 550 كیلو وات برق گرفته می شود .
سیستم خنك كردن این ژنراتورها به وسیله ی آب و همچنین روغن می باشد . برای روغن كاری این ژنراتورها ، روغن از تمام قسمت های موتور عبور داده می شود . این روغن داغ شده با آب سردی كه برای خنك كردن مونور قرار به كار رود تبادل حرارت كرده و خنك می شود ،سپس دوباره به موتور برگردانده می شود . پس از این مرحله خود آب نیز پس از گرم شدن توسط «Fan» دوباره خنك شده و به سیستم برگردانده می شود .
برق تولیدی از این واحد به ایستگاه های فرعی «Sub Station» می رود تا ازآنجا بین دستگاه های مختلف تقسیم گردد.

كمپر سورهای تولید هوا

در واحد تولید هوای فشرده ، دو عدد كمپر سور برقی ، یك عدد كمپر سور دیزلی و یك عدد كمپر سور سیار دیزلی وجود دارد .این كمپرسورها تولید هوای صنعتی (Plant air) و هوای ابزار دقیق (Instrument) را بر عهده دارند .

كمپر سورهای برقی ساختمان خاصی دارند كه هوا را در طی دو مرحله فشرده می سازند . ابتدا هوا را دریافت كرده و در مرحله ی اول فشار را به bar 1/7می رسانند و در مرحله ی دوم فشار هوا را به 7/8 bar می رسانند . هر كمپرسور دارای متعلقاتی می باشد كه تقریباً‌می توان برای تمام كمپرسورها آنها را یكسان فرض كرد . مراحل كار در این قسمت را می توان چنین فرض كرد :
هوا ابتدا وارد مرحله ی اول كمپرسور می شود و پس از فشرده شدن در اولین مرحله وارد یك كولینگ در بالای كمپرسور می شود ، كه این قسمت عمل خنك كرد هوا را به وسیله ی

آب انجام می دهد . پس ازآن هوا وارد قسمت دوم كمپرسور شده و باز هم فشرده تر می گردد و سپس وارد یك ضرف موسوم به ظرف «‌High pressure » می شود .پس ازاین قسمت ، هوا وارد یك كولر آبی دیگر می شود تا دمای آن مقداری پایین بیاید .
خود كمپرسور توسط آب مقطر (رادیاتور ) خنك می شود . این آب مقطر یك سیستم بسته را طی می كند و پس از خنك كردن كمپرسور چون دمای خود آب مقطر بالا می رود آن را از یك كولر آبی كه به وسیله ی مجاورت با آب رودخانه خنك می شود ، خنك می كنند و دوباره به سیستم بر می گردانند . در كمپرسور دیزلی برای خنك كردن آب مقطر گردشی به جای آب رودخانه از هوا ( به وسیله ی پنكه های هوایی ) استفاده می كنند . پس از این كه دمای هوا در آخرین كولر آبی (After Cooler ) به اندازه ی دلخواه پایین آمد ،هوا وارد یك تانك دریافت كننده یا ریسیور می گردد . ظرفیت این تانك 7 متر مكعب است و یك مخزن جهت ذخیره ی هوا می باشد . هوای خروجی از این مخزن دو شاخه می شود . یك شاخه مستقیماً‌برای استفاده هوای خروجی صنعتی با فشار حدود 80Psi ارسال می گردد . شاخه ی دیگر به سمت خشك كننده های هوا می رود . این خشك كننده شامل دو ظرف است كه در آنها ماده ای به نام سیلیكاژن وجود دارد . این ماده ی سرامیك مانند ، جاذب رطوبت می باشد . از این دو ظرف به طور اتوماتیك هر 8 ساعت یكی وارد سرویس شده و دیگری از سرویس خارج می گردد . تانكی كه از سرویس خارج می شود توسط هوای داغ رطوبت جذب شده ی خود را از دست می دهد و خشك می شود و به این ترتیب آن را اصلاح كرده احیاء‌ می كنند . برای تهیه هوای داغ ، هوا را از یك میتر عبور داده و دمای آن را بالا می برند . پس از عبور هوا از ظروف رطوبت گیر و گرفته شدن رطوبت آن ، این هوا با فشار حدود 60 پوند برای استفاده ابراز دقیق فرستاده می شود .
در كنار هر كمپر سور یك مخزن كوچك روغن قرار دارد كه روغن گرم شده توسط آب خنك می شود و دوباره به كمپرسور برگردانده می شود . این مخزن را «oil cooling» می نامند .
جهت ذخیره ی آب مقطر نیز یك مخزن دیگر وجود دارد كه اگر زمانی آب مقطر موجود در كمپرسور كه برای خنك كردن آن بكار می رود به نحوی هدر رفت ، از این مخزن آب مقطر مورد نیاز تاًمین گردد.

معرفی مركز كارورزی از لحاظ سازمانی و نوع كار

همان طور كه گفته شد پالایشگاه كرمانشاه در شمال شهر و در كنار رودخانه قره سو فعالیت خود را آغاز كرد . واحد های عملیات پالایش به شرح زیر می باشد كه در مورد بعضی از آنها به تفصیل بهداً‌صحبت خواهد شد :
1-واحد نمك گیر :
به منظور خذف نمكهای موجوددر نفت خام و جلوگیری از خوردگی لوله ها و دستگاههای پالایش ، طرح احداث واحد نمك گیر توسط كاركنان پالایشگاه طراحی و نصب و در سال 1372 راه اندازی ومورد بهره برداری قرار گرفت .

2- دستگاه فلاش درام :
به منظور كاهش بار حرارتی كوره واحد تقطیر و افزایش ظرفیت پالایشگاه ، تا 30000 بشكه در روز ، فلاش درام در سال 1367 نصب گردید كه در نتیجه آن مقدار 10تا 15 درصد مواد سبك بدون ورود به كوره واحد تقطیر ، از بالای برج فلاش درام خارج و به برج تقطیر وارد می شود و باقیمانده نفت خام از پایین برج فلاش درام به كوره تقطیر هدایت و سپس به برج تقطیر وارد می شود . این بخش بین مبدلهای حرارتی و كوره قرار می گیرد و شبیه بخش تبخیر آنی می باشد .

3- واحد تقطیر در جو:
جداسازی فیزیكی مشتقات نفت خام ، یكی از مهمترین مراحل پالایش نفت خام است . در این مرحله از عملیات پالایش ، عملیات تقطیر و تفكیك بر اساس اختلاف نقطه جوش هیدروكربورهای مختلف نفتی انجام می شود و نفت خام به برشهای مختلفی كه هر كدام رنج جوش بخصوصی دارند تقسیم می شود . این فرایندها در داخل برج تقطیر كه دارای 38 عدد سینی با كلاهك است

انجام می شود . به شكلی كه با قرار گرفتن یك فاز مایع ، در جهت مخالف با گاز موجود برخورد می كنند و در پی آن عمل انتقال و جداسازی فیزیكی هیدروكربورهای نفتی انجام می شود .این فرایند از فازی به فاز دیگر در سراسر برج انتقال یافته و بدین ترتیب فراورده های نهایی ، نیمه نهایی و

میان تقطیرو ته مانده برج تولید می شود . به این منظور واحد تقطیر پالایشگاه كرمانشاه با ظرفیت تولید روزانه 15000 بشكه در سال 1350 احداث و راه اندازی شد .
فرآورده های تولیدی این واحد بر حسب رنج جوش از بالا به پایین عبارتند از : نفت كوره ، نفت

گاز ، نفت سفید ، نفتای تزریقی ، نفتای سنگین ، نفتای سبك ، بنزین سبك وسنگین ، گاز مایع ، گازهای سبك سوختی ، بحث در مورد واحد تقطیر بسیار زیاد بوده و در بخشهای بعد بطور مفصل راجع به آن صحبت خواهیم كرد .

4-واحد تهیه گاز مایع :
این واحد با ظرفیت تولید روزانه 1150 بشكه ، با جمع آوری گازهای سبك و سنگین تولیدی در واحد های مختلف پالایشگاه و تفكیك اجزا تشكیل دهنده آنها ،شرایط لازم برای تولید گاز مایع طبق مشخصات استاندارد تابستانی و زمستانی را فراهم می سازد .

5- واحد مراكس گاز مایع :
این واحد با ظرفیت 1100 بشكه در روز طراحی شده و هدف از احداث آن حذف مواد گوگردی از گاز مایع است .

6- واحد مراكس بنزین سبك :
این واحد با ظرفیت تولید روزانه 2200 بشكه در روز بنزین سبك ، جهت حذف مواد گوگردی از بنزین سبك ساخته شده است .

7- واحد تبدیل كاتالیستی :
به منظور تبدیل نفتا و بنزین سنگین (H.S.R.G) با اكتان حدود 50 به بنزین موتور با اكتان یا درجه ی آرام سوزی مناسب . واحد تبدیل كاتالیستی در سال 1350 با ظرفیت تولید روزانه 3400 بشكه احداث شد .

8-دستگاه تصفیه نفت سفید :
نفت سفید حاصل از تقطییر نفت خام چنانچه دارای گوگرد بیش از حد باشد ، مناسب عرضه به بازار جهت مصارف سوختی نیست ، به این منظور برای گوگرد زدایی ، پس از آبگیری به واحد تصفیه به واحد تصفیه نفت سفید فرستاده می شود . ظرفیت تولیدی روزانه این واحد 4000 بشكه است .

9-مخازن :

در پالایشگاه برای نگهدرای نفت خام و فراورده های نفتی گوناگون ، تعداد زیادی مخزن در اندازه های مختلف در اختیار دارد كه تعداد آن تابع عواملی چون دوری یا نزدیكی پالایشگاه ، به منبع تأمین كننده نفت خام ، ظرفیت پالایشگاه ، ظرفیت واحد های مختلف پالایش و تنوع فرآورده های نفتی است . در حال حاضر پالایشگاه كرمانشاه دارای 31 مخزن فعال فرآورده است . همچنین ظرفیت مخازن نفت خام 400000 بشكه ، محصولات نفتی 420000 بشكه و مواد غیر نفتی 130000 بشكه است . در مخازن نفت خام از mixer استفاده شده است كه همواره نفت خامها را كه از سه منبع و توسط لوله كشی به این مخازن واردد می شود را مخلوط می كنند و نفت خام یك دستی را ارائه می دهند . همچنین در پوشهای روی مخازن نفت خام بصورت شناور است و از این طریق می توان سطح نفت خام داخل مخازن را تشخیص داد.
10- احیاء‌
یكی از عملیات مهم و حساس در واحد تبدیل كاتالیستی ، احیاء كاتالیست پلاتفرمر است . فرآیند های واحد تبدیل كاتالیستی به مرور زمان افت نموده و درجه آرام سوزی (اكتان ) نیز پایین می آید بحدی كه احیای كاتالیست ضروری می نماید .
11-اتاق فرمان (كنترل ) :
لازمه هر پالایشگاه مكانی است كه كلیه اطلاعات و فرامین در آن جمع آوری می شود تا عملیات پالایش بنحو مطلوبی رهبری شود . دستگاه كنترل پالایش در كرمانشاه نیوماتیك بوده و با استفاده از جریان هوای فشرده و جریان برق ،شیرهای كنترل و ثبت جریان (F.R.C) ، فشار (P.R.C) ، درجه حرارت (T.R.C) ، سطح مایعات (L.R.C)، هشدار دهنده ها و غیره كنترل می شوند .

ـ تولیدات پالایشگاه
با توجه به استقرار نظامهای كنترل كیفی ISO 9002 وزیست محیطی ISO 14001 فعلااً‌این شركت حداكثر روزانه 25000 بشكه فرآورده نفتی را به شرح زیر تولید می كند :

بنزین معمولی 17/56
نفت سفید 14/54
نفت گاز 16/80
گاز مایع 3/24
نفت كوره 43/24
سوخت و ضایعات 4/62

ودر آخر
– تسهیلات واحد آب و برق و بخار :
1-سه دستگاه مولد گاز سوز و دودستگاه ژنراتور دیزلی به عنوان برق اضطراری جهت تأمین برق صنعتی پالایشگاه .
2-دستگاه تهیه آب صنعتی برای مصرف دیگ های بخار شامل : تانك های ته نشینی ب
3-دو دستگاه بویلر فونتانا هر یك با ظرفیت T/hr 16 و سه دستگاه بویلرهای لانكشاید هر یك با ظرفیت T/hr 3 جهت مصرف پالایشگاه و گرمایش منازل سازمانی و شركت ملی پخش .
4- سه دستگاه تلمبه برداشت آب از رودخانه قره سو و 4 حلقه چاه در نقاط مختلف پالایشگاه،جهت تأمین سیستم خنك كننده دستگاههای پالایش ، آب آتش نشانی و آب آبیاری محوطه مسكونی .
5- دو دستگاه كمپرسورهای هوای فشرده جهت تأمین مصارف عمومی وهوای خشك مخصوص سیستم های ابزار دقیق پالایشگاه .

6-واحد بازیافت شامل حوضچه های جدا كننده آب از مواد نفتی و مخازن سلاپس كه در این واحد مواد نفتی بازیافت شده مجدداً‌جهت سوخت كوره ها به پالایشگاه برگردانده می شود .
7- مشعل پالایشگاه با ارتفاع /m 51 .
8- سه دستگاه تلمبه و سیستم كلر زنی ، یك حلقه چاه ، فیلتر های شنی ، مخازن تحت فشار جهت تأمین آب شرب پالایشگاه ، شركت ملی پخش فرآورده های نفتی و منازل سازمانی .
9- نیروگاه دیزلی (برق اضطراری ) شامل دو دستگاه دیزل ژنراتور هر یك به قدرت اسمی 2/1 مگاوات شامل سویچ های فشار قوی وضعیف ، دو دستگاه ترانس ، اتاق كنترل و متعلقات دیگر
نفت خام كرمانشاه از مناطق نفت شهر ، سركان ماله كوه و خوزستان تأمین می شود . این سه نوع نفت خام از لحاظ وزن مخصوص و مقدار ناخالصی ها تفاوت هایی با هم دارند ، برای مثال نفت خام نفت شهر دارای مواد سبك بیشتری است و مسلماً‌ مواد باقیمانده كمتری خواهد داشت اما میزان گوگرد آن بیشتر می باشد . نفت خام جنوب گوگرد ندارد ولی سنگین بوده و باقیمانده زیادی به جا می گذارد . علی رغم تفاوت هایی كه در خواص این نفت خام ها وجود دارد، همانطوركه گفته شد این نفت خام ها قبل از ورود به پالایشگاه با هم مخلوط می شوند ( در چهار مخزن 1027، 1026، 1025 ، 1024 ) . ظرفیت كل پالایشگاه چیزی حدود 25 هزار بشكه می باشد ، كه حدود 13 هزار بشكه در روز از نفت شهر وارد می شود و بقیه بستگی به ظرفیت مخازن حدود 7-9 هزار بشكه در روز از اهواز و سركان ماله كوه تأمین می شود . به روی نفت خام قبل از ورود به پالایشگاه در همان مكانی كه استخراج عمل گوگرد گیری و نمك گیری انجام می شود و بعد به پالایشگاه منتقل می شود . قبل از ورود به مخازن ذخیره نفت خام آب گیری می شود . كه پرسنلی كه در واحد مخازن هستند این كار را انجام می دهند . در واقع برای آنكه نفت خام را آماده ورود به واحد های پالایشگاه كنیم بایستی گازهای همراه آن را جدا سازیم . چنانچه نفت خام را مستقیماً‌پس از حفاری به مخازن نگهداری نفت هدایت كنیم گازهای همراه و محلول در آن از منافذ فوقانی مخازن به هوا رفته و ضمن این عمل مقداری از اجزا سبك . گرانبهای نفت را نیز با خود خارج می سازد ، از این رو نفت خام را قبل از آنكه به مخازن بیرون چاه ارسال داریم به درون دستگاه تفكیك هدایت كرده ، گاز و آب موجود در آن را جدا می سازیم . در هر پالایشگاهی حداقل سه مخزن باید وجود داشته باشد . اولین مخزن باید نفت خام را از خطوط لوله دریافت كند . دوم

ین مخزن در حال سكون برای ته نشین شدن آب و املاح و تخلیه آن است كه نفت خام این مخزن را به آزمایشگاه می فرستند و آب آن باید در آزمایشگاه trace اعلام شود تا به مخزن سوم كه در اختیار دستگاهها است ( خوراك را تأمین می كند ) و به خطوط پالایشگاه متصل است فرستاده شود . فشار در لوله هایی كه نفت خام را به سمت دستگاهها می برند Psi 15 است و بعد به وسیله تلمبه های سر راه این فشار افزایش می یابد
تنوع فراورده های نفتی موجب شده كه ساختمان پالایشگاه به شكل پیچیده ای درآید ، برای تولید فرآورده های نفتی مختلف لزوماً‌ بایستی از وسایل پالایش متعددی استفاده كرد به همین دلیل در ساختمان پالایشگاه با توجه به تنوع فرآورده ها از انواع برج ها ، مبدل ها ی حرارتی ، پمپ ها ،

كمپرسورها ، مخازن ، كوره ها ، راكتورها و دیگر وسایل پالایش استفاده شده است .

واحد های تقطیر

Unit 100 (unit distillation oil crude )
همانطور كه قبلاً گفته شد نفت خام در چهار مخزن 1024 ، 1025 ، 1026 و 1027 ذخیره می شود و مقداری آب و املاح و نمك آن ته نشین می شود كه باید آنها را تخلیه نمود . هر لیتر آب در اثر حرارت كوره حجمش 1700 برابر می شود كه باعث افزایش فشار و از بین رفتن سینی های برج تقطیر می شود ، این آب اگر همراه نفت وارد برج تقطیر انرژی لازم دارد كه خارج شود ، آب رطوبت ایجاد می كند ، رطوبت وارد محصولات می شود و مشكل ایجاد می كند و همین طور فشار برج را بالا می برد . نمك ها كه شامل كلریدها و ; می باشند ، یك سری رسوب كرده و روی مبدلها می نشینند و باعث اتلاف انرژی می شوند و یك سری با هیدرولیز شدن ، تركیب اسیدی داده و باعث خوردگی می شوند . این نفت خام بوسیله پمپ های A,B,C,D 107 كه دو تای آنها در حال كار 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 یك لوله به سمت مبدلها می فرستند . نخستین مرحله پالایش ، تقطیر نفت خام در فشار نزدیك به جو می باشد . برای انجام این كار نفت خام را از مخازن پالایشگاه توسط تلمبه به كوره ای فرستاده و آنرا حرارت می دهیم تا گرم شود و به راحتی بتوان مواد سبك آنرا از مواد سنگین جدا نمود. اما قبل از آنكه نفت خام را وارد كوره نمائیم آنرا از یكسری مبدل حرارتی عبور می دهیم كه قدری آنرا گرم كنیم . این مبدل های حرارتی مبدل هایی هستند كه برای سرد نمودن فرآورده های برج تقطیر استفاده می شوند . بوسیله این مبدل ها كه شباهت به لوله های دو جداره دارند ( مبدل Shell & Tube ) ما فرآورده ای را كه قرار است خنك شود و به مخزن فرآورده ها هدایت شود سرد كرده و نفت خام را كه قرار است حرارت دیده و گرم شود گرم می كنیم . بدین طریق ما در مقدار سوخت لازم جهت افزایش دمای نفت خام صرفه جویی می كنیم . دمای نفت خام در لحظه ورود به برج تقطیر در اتمسفر یك حدود 325 درجه فارنهایت می باشد. اگر نفت خامی كه وارد كوره می شود دمایش پایین باشد قطعاً تلفات گرمایی فراوان خواهیم داشت ، در ضمن ممكن است به خطوط لوله آسیب برسد ، به همین دلیل سع می

شود دمای نفت خام قبل از ورود به كوره 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 یك لوله فرع به آن آب تزریق شود به دلیل اینكه در نفت خام مقداری نمك وجود دارد و باید این نمك از نفت خام جدا شود. زیرا نمك 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 كند ولی چون معمولاً مقدار

نمك موجود در نفت خام زیاد است حداكثر 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 كه بستگی به API ( دانسیتیه نفت خامی است كه به وسیله یك هیدرومتر تعیین می شود كه این هیدرومتر درجه بندی اش توسط موسسه نفت آمریكا تعیین شده است ) دارد . هر قدر API كمتر باشد چون دانسیته

نفت خام بیشتر است درنتیجه مقدار اب اضافه شده نیز بیشتر خواهدبود. نمك هایی كه در نمك گیر جدا نمی شود را باید جدا كرد كه برای این كار 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 كند . از قسمت پوسته این مبدل گازوئیل محصول استریپر (102-V) كه 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 كند . 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 . یك شاخه وارد مبدل A 103 و شاخه دیگر وارد مبدل B 103می شود و از قسمت لوله های این دو مبدل عبور می كند ، از قسمت پوسته این دو مبدل نفت سفید به عنوان reflax برج تقطیر عبور داده می شود .
نفت خام سپس وارد مبدل E101 و سپس وارد مبدل F 101می شود و در هر دو آنها از لوله ها می گذرد ، از قسمت پوسته این دو مبدل نیز نفت كوره عبور می كند . نفت خام پس از خروج از مبدل های E,F101 به سمت ظرف نمك گیر (desalter) ( 113-V)پیش می رود و تحت فشار bar 20از قسمت زیر این ظرف به آن وارد می گردد و از یك مخزن دیگر اب با فشار bar 25بوسیله پمپ های A,B 120از زیر به مخزن تزریق می شود . در ظرف نمك گیر املاح و نمك در آب حل و از نفت خام جدا می شود . بوسیله جریان برق 5/1 -1 آمپر و با اختلاف پتانسیل 25000 ولت كه بصورت AC می باشد نفت خام یونیزه شده و نمك ها در آب حل می شوند كه در اتاق كنترل لامپی نصب شده است و اگر جریان برق قطع شود این لامپ روشن شده و به Boardman هشدار می دهد .
برای اینكه امولوسیون راحت جدا شود ظرفی را طراحی كرده اند كه به وسیله دو تلمبه كوچك این عمل انجام می شود ، در این پالایشگاه چون امولوسیون شدید نیست لزومی ندارد كه از دی امولسی فایر (ماده ای كه برای جدا كردن محلول آب و نمك از نفت خام استفاده می شود) استفاده شود. یك خروجی هم از قسمت زیر مخزن آب و ناخالصی ها را جدا می كند و چون سطح آب باید كنترل شود تا مواد نفتی خارج نشود به همین دلیل از شیر كنترل (112-LRC) در مسیر

استفاده شده است و پس از عبور دادن از مبدل آبی 120- E آن را تخلیه می كنند . پنج لوله كه از ارتفاعات مختلف مخزن نمك گیر خارج می شوند و پنج شیر متصل به آنها میزان سطح آب و نفت خام را در ظرف مشخص می كنند. اگر بخواهیم سطح دو مایع كه كاملاً در تماس با هم هستند .استفاده می كنیم . این سیستم در اتاق كنترل قرار می گیرد و سطح دو مایع را مشخص می كند. به علت بالا بودن وزن مخصوص آب ، از شیر پایینی معمولاً آب خارج شده و از شیر بالایی نیز نفت

خام خارج می گردد . در داخل واحد نمك گیر دما 230 درجه فارنهایت و فشار bar25 است . نفت خام پس از نمك گیر از قسمت بالای نمك گیر خارج شده و از طریق یك لوله به سمت مبدل های

E-102A,B و E-101 A.B.C.Dمی رود .این خط لوله قبل از ورود به مبدل ها دو شاخه می شود.

شاخه اول به ترتیب وارد قسمت پوسته مبدل های 102A ، 101 C و بعد 101D می شود كه از قسمت لوله های مبدل 102A گازوئیل محصول V-102 می گذرد و از قسمت لوله مبدل های

101C.Dنیز نفت كوره عبور می كند. شاخه دوم نیز به ترتیب وارد قسمت پوسته مبدل های 102B و 101A و 101 B می شود . از لوله های مبدل 102 B گازوئیل محصول 102-V و از قسمت لوله مبدل های 101A,B نفت كوره عبور می كند.

دو خط لوله نام برده پس از عبو كردن از مبدل های بالا دوباره با هم یك لوله را تشكیل می دهند و به قسمت موسوم به چهار پاس كوره می روند . در قسمت چهار پاس لوله اصل چهار قسمت می شود و هر كدام وارد یكی از پاس های A,B,C,D می شود. این پاس ها دو به دو با هم به سمت كوره (101-H) رفته بطوری كه دو پاس C و A از طریق خط لوله از دو قسمت روبروی هم وارد كوره می شوند و هر كدام یك چهارم از سطح داخل كوره را پوشش می دهند ، دو پاس B,D نیز به همین شكل از دو قسمت مقابل دیگر كوره وارد آن شده و داخل كوره را می پوشانند . علت اینكه خوراك با چهار مسیر وارد كوره می شود افزایش سطح تماس است ، چون مصمئناً سطح تماس بین چهار خط لوله كه هر خط لوله (هرپاس) 54 لوله را شامل می شود بیشتر و جلوگیری از اتلاف دما كمتر است . هر پاس شامل 20 لوله عمودی و 34 لوله افقی می باشد كه در مجموع این چهار پاس پس از ورود به كوره 136 لوله افقی و 80 لوله عمودی را تشكیل می دهند تا سطح تماس بیشتر شده و حرات شعله بتواند به همه جای لوله ها برسد در قسمت بالای كوره لوله ها افقی و قسمت پایین لوله ها عمودی هستند . علت آن كه در بالا لوله ها افقی است ، جلوگیری از خروج حرارت است چون سطح تماس آنها بیشتر است . در كوره 6 مشعل وجود دارد كه نفت خام را گرم می كنند . دمای كوره بستگی به دانسیته نفت خام دارد و بسته به آن تعداد مشعل های روشن را تعیین می كنند ولی فشار درهر حال ثابت است . اگر نفت خام نفت شهر باشد چون سبكتر است دما باید حدود 605 درجه فارنهایت باشد و اگر نفت خام اهواز باشد چون سنگین تر است دما باید حدود 635 درجه باشد . برای سوخت كوره از سلاپس (مواد زائد) ، نفت كوره (مازوت) و یا گاز استفاده می شود . كه در حال حاضر بیشتر از گاز استفاده می شود . اگر پمپ 107 (Fule

Pump) كه خوراك پالایشگاه را تأمین می كند از كار بیفتد برای جلوگیری از آسیب رسیدن به لوله های كوره یك كلید ایمنی نصب شده است كه خوراك را قطع می كند. لوله های كوره معمولاً آلیاژی از كروم هستند . لوله های نگهدارنده كه در معرض مستقیم آتش هستند 50 درصد كروم دارند . چون كروم گران است بقیه لوله ها 5 درصد كروم دارند . دمای نفت خام پس از خروج از كوره به حدود 630 درجه فارنهایت یم رسد و پس از آن از طریق یك خط لوله وارد برج تقطیر (101-v) م

ی گردد . شكل (100unit) crude oil مسیر كلی نفت خام را از مخازن تا ورود به برج تقطیر نشان می دهد . برج تقطیر دارای 38 سینی می باشد كه بالاترین سینی ، سینی شماره 1 و پایین

ترین سینی ، سینی شماره 38 می باشد . فشار داخل آن در حدود فشار اتمسفر است و دما در قسمت های پایینی 630 و در قسمتهای بالای برج حدود 260 درجه است كه این اختلاف دما باعث می شود ذرات سبكتر و با چگالی كمتر به سمت بالای برج حركت كنند . بر روی تمام لوله های كه به برج وارد و از آن خارج می شوند دماسنج (ترموكوپل هایی) قرار داد كه دما را كنترل می كنند . سینی ها از نوع babble cap می باشند . لازم به ذكر است نفت خامی كه در این پالایشگاه

بیشتر استفاده می شود نفت خام اهواز است .
نفت خام نفت شهر با وجود آنكه نفت خام سبكی است و این بسیار خوب است ولی مواد گوگردی بسیار زیادی دارد كه باعث ایجاد مشكل می شود . به همیم دلیل كمتر از آن استفاده می شود . نفت خام از قسمت كمر وارد برج تقطیر می شود . از قسمت پایین برج تقطیر نفت كوره گرفته می شود و این نفت كوره وارد پمپ های B ،A101 با فشار تولیدی Psi 130می شود . قسمت اصلی نفت كوره خروجی از پمپ به مبدل ها می رود و یك شاخه از آن نیز به عنوان برگشتی (reflax) به برج تقطیر برگشت داده می شود . زیرا جریانهای برگشتی نوعی كنترل كننده برای ما محسوب می شوند . این جریانها مقدار محصول خروجی ما را بطور متناسب تنظیم می كنند . بر خلاف نفت خام كه سعی می شد دمای آن تا حد ممكن بالا رود ، از این مرحله به بعد بوسیله مبدل های كه در آنها مواد سرد تر جریان دارد ، كوشش می شود كه دمای محصول تا حد ممكن پایین آید . چرا كه بالا بودن دمای محصول در موقع ذخیره شدن علاوه بر آسیب های كه ممكن است در مخازن بوجود آورد ، احتمال انفجار و آتش سوزی نیز بوجود می آید . چرا كه بالا بودن دمای محصول در موقع ذخیره شدن علاوهبر آسیب های كه ممكن است در مخازن بوجود آورد ، احتمال انفجار و آتش سوزی نیز بوجود می آید . چرا كه بالا بودن دمای محصول در موقع ذخیره شدن علاوه بر آسیب های كه ممكن است در مخازن بوجود آورد ، احتمال انفجار و آتش سوزی نیز بوجود می آید . شاخه دیگری كه از پمپ های B، 101A خارج شده است و به سمت مبدل ها می رود نیز خود به دو شاخه تقسیم می شود . یكی از این لوله ها وارد مبدل ها ی D، 101C شده و لوله دیگر وارد مبدل های B، 101Aمی شود .
از قسمت پوسته این چهار مبدل نیز نفت خام عبور می كند . دو لوله خروجی از مبدل ها دوباره با هم یكی شده و وارد پوسته مبدل های F، 101E می شوند . از داخل لوله های این دو مبدل نیز نفت خام می گذرد . پس از خروج نفت كوره از این دو مبدل به خط لوله ای كه آنرا حمل می كند نفتا تزریق می شود . علت تزریق نفتا به این خاطر است كه چون در پالایشگاه كرمانشاه نقتای

تولیدی مصرف عمده ای ندارد به همین دلیل برای رقیق تر شدن نفت كوره و گازوئیل به آنها نفتا

افزوده می شود . نفت كوره ای كه در پالایشگاه كرمانشاه تولید می شود یكی از مرغوب ترین انواع نفت كوره می باشد . زیرا در این پالایشگاه قسمت هایی مثل برج تقطیر در خلاء‌، واحد visbreaker و واحد آسفالتینگ وجود ندارد و مواد سبك نفت كوره بطور كامل از آن جدا نمی شود . در ضمن تزریق نفتا نیز یكی از عوامل مر غوبیت نفت كوره به شمار می رود . نفت كوره قبل از آن كه وارد قسمتی شود كه نفتا به آن تزریق شود وارد قسمتی می شود كه دارای چهار پنكه بزرگ است و

115A, B,C.D-fan نام دارد . در این مرحله هوای خنك به لوله ها برخورد می كند و موجب پایین آمدن مجدد دمای نفت كوره می شود . دمای نفت كوره به هنگام خروج از این بخش به حدود 190د . شكل fuel oil & gas oil (100 unit ) . ازسینی شماره 31 برج تقطیر یك لوله خارج می شود كه حاوی گازوئیل است . همان طور كه می دانیم هر چه از قسمت پایین برج به سمت بالا برویم دما مرتباً كاهش یافته و مواد سنگین كمتر شده و بر مواد سبك افزوده می شود . گازوئیل پس از خروج به سمت استریپر (102-v) می رود . قبل از ورود به این برج یك شاخه از آن جدا شده و بوسیله

پمپ 102 كه دارای حدود 90 پوند بر اینچ فشار است به سمت مبدل ها پمپ می شود . از قسمت پوسته این مبدل ته مانده برج 106 می كذرد . كه شامل بنزین سبك و بنزین سنگین می باشد . شاخه دیگر لوله گازوئیل وارد لوله های مبدل 113 می شود . از قسمت پوسته این مبدل ته مانده برج 106 می گذرد . كه شامل بنزین سبك و بنزین می باشد . شاخه دیگر لوله گازوئیل وارد لوله های مبدل 113 می شود . كه از پوسته این مبدل تا مانده برج 108 كه همان بنزین سنگین می باشد عبور می كند . دو لوله محتوی گازوئیل پس از خروج از این دو مبدل در محلی دوباره با هم تشكیل یك لوله را داده و به عنوان جریان بر گشتی وارد سینی شماره 28 برج تقطیر می شود . اما خط لوله ای كه به سمت استریپر ( عریان ساز ) رفته بود وارد آن می شود . وجود این برج استریپر در یك پالایشگاه بسیار ضروری می باشد . زیرا در این برج از قسمت زیر بخار تزریق میشود . این بخار سبب میشود كه مواد سبك تری كه همراه گازوئیل از برج تقطیر خارج شده اند همراه با ذرات بخار به سمت بالا رفته و از گازوئیل جدا گردند . این مواد همراه مفقداری گازوئیل از طریق یك خط لوله دیگر از استریپر به سینی شماره 30 برج تقطیر بر گردانده می شوند . گازوئیل باقیمانده در استریپر كه مواد سبك آن جدا شده وارد پمپ های B ، A- 130 می شود . فشار تولیدی این پمپ ها تقریباً‌Psi 170 می بلشد . گازوئیل پس از پمپ شدن دو شاخه شده ، یكی از شاخه ها وارد لوله های مبدل A-102 و دیگری وارد لوله های مبدل B-102 می شود . از پوسته این دو مبدل نیز نفت خام عبور می كند . پس از عبور گازوئیل از این دو مبدل شاخه ها دوباره بصورت یك لوله در آمده و این لوله وارد پوسته مبدل 105 می شود و ازقسمت لوله این مبدل نفت خام می گذرد . بعد از آن گازوئیل از مبدل 105 خارج شده و وارد مبدل آبی ( خنك كننده ) 107 می گردد. پس از آنكه گازوئیل سرد شد و از این مبدل نیز گذشت یك شاخه فرعی از آن به نفت كوره قبل از ورود به 115- fan تزریق می شود و شاخه دیگر به سمت ظرف كوالایسر (112-v) می رود. قبل از ورود گازوئیل به این ظرف از طریق یك لوله دیگر به آن نفتا تزریق می شود . ( نفتا جهت تصحیح نقطه ریزشو اشتعال به نفت گاز و نفت كوره اضافه می شود كه معمولاً‌در تابستان به گازوئیل و در زمستان به نفت كوره اضافه می شود و بر اساس نتایج آزمایشگاه ممكن است به هر دو اضافه شود پس از آن كه گازوئیل به كوالایسر وارد شد در این طرف آب موجود در گازوئیل به دلیل وزن مخصوص بیشتر در پایین ظرف جمع شده و از گازوئیل جدا می گردد و این آب بوسیله یك شیر تخلیه می گردد. اگر

آب گازوئیل كاملاً گرفته نشده باشد پس از عبور از 110- V (saltdrum) كه طرف حاوی نمك می باشد رطوبت آن بطور كامل گرفته می شود و پس از این مرحله گازوئیل تولید شده برای ذخیره به مخزن فرستاده می شود . در شكل fuel & gas oil(100unit) نمای كامل مسیر عبوری گازوئیل

نشان داده شده است . از سینی شماره 24 برج تقطیر نفت سفید از طریق خط لوله گرفته می شود و این نفت سفید اسر یپر (103- V) پیش می رود . لازم به توضیح است كه استریپر های شماره 102، 103، 104از لحاظ كاری كاملاً‌از یكدیگر جدا هستند اما به علت كمبود فضا در این پالایشگاه و برای اشغال كرد جای كمتر این سه برج را روی هم قرار داده اند و به ترتیب برج 102 در پایین و برج های 103 و 104 در بالای آن قرار گرفته اند . از لوله حاوی نفت سفید كه سمت استریپر می رود یك شاخه جدا شده وارد پمپ B، A 104 با فشار تولیدی psi70 می شود . این پمپ نفت سفید را به سمت مبدلها پمپ می كند . این نفت سفید بصورت دو خط لوله وارد قسمت پوسته دو مبدل A103 و B 103 می شود .
از قسمت لوله این دو مبدل نفت خام عبور می كند بعد از عبور نفت سفید از این دو مبدل شاخه ها دوباره یكی شده و به عنوان برگشتی به سینی شماره 19 برج تقطیر برگردانده می شود . خط لوله دیگر نفت سفید را وارد استریپر می كند . پس از جدا شدن مواد سبك از نفت سفید در این برج این مواد سبك همراه مقداری نفت سفید به سینی شماره 22 برج تقطیر برگشت داده می شود . نفت سفیدی كه مواد سبك آن در استریپر گرفته شده بوسیله پمپ های B، A105 كه فشار تولیدی آن در حدودPsi 70 میباشد . به سمت مبدل 104 پمپ می شود و از داخل پوسته آن می گذرد . در داخل لوله های این مبدل نیز نفت خام جریان دارد . نفت سفید پس از عبور از این مبدل به دو شاخه تقسیم می شود . كه یكی از شاخه ها به نفت كوره تزریق می شود و شاخه دیگر به واحد 400 (kerosene unifining unit ) فرستاده می شود تا در این واحد گوگرد زدایی شده و به اندازه مورد نظر خالص گردد . از سینی شماره 15 برج تقطیر نفتا گرفته می شود و توسط یك خط

لوله به استریپر (104-V) منتقل می شود . از این برج پس از جدا شدن مواد سبك مقداری نفتا همراه مواد سبكی كه به وسیله بخار زنی از نفتا جدا شده اند دوباره به برج تقطیر برگشت داده می شود و وارد سینی شماره 14 برج تقطیر می گردد. نفتایكه مواد سبك آن در استریپر گرفته شده نیز ، توسط یك خط لوله از این برج خارج شده و وارد پمپ 106 می شود . فشار تولیدی از سوی این پمپ در حدود kg/cm2 4 می باشد. این پمپ نفتا را از طریق یك خط لوله پمپ كرده و

بعد از این خط لوله به دو شاخه تقسیم می شود . شاخه اول آن به نفت كوره تزریق می شود و شاخه دیگر آن وارد جریان گازوئیل می شود كه علت این كار در قسمت های قبل توضیح داده ش

د. از بالاترین قسمت برج تقطیر مواد سبك نفتی كه از 1 تا 12 كربن را دارا هستند توسط یك لوله خارج می شوند . این مواد را در اصطلاح over head یا مواد بالا سری برج تقطیر می نامند .
over head شامل گاز طبیعی و بنزین سبك و سنگین می باشد كه به صورت گاز هستند و گاز

طبیعی در برج دی بوتان آیزر بوتان و تركیبات سبك آن جدا می شود (C1-C4)و بنزین سبك به واحد merox می رود تا تركیبات گوگردی آن جدا شود و بنزین سنگین به واحد تبدیل كاتالیستی می رود تا عدد اكتانش افزایش یابد . over head پس از خروج از برج تقطیر ابتدا وارد چهار پنكه A,B,D.D 117- E می شود ، پس از آنكه دمای آن كمی پایین آمد به یك ظرف دریافت كننده 105- V (receiver) وارد می گردد . over head ی كه وارد این ظرف می شود در اثر سرد شدن قسمتی از آن به مایع تبدیل خواهد شد .در پایین این ظرف ، آب همراه مقداری گاز محلول در آن جمع می شود . در بالای آب بنزین سبك و سنگین و گازهای دیگر اعم ار L.P.G ، اتان ، متان ، هیدروژن سولفوره قرار گرفته است . از خروجی پایین این برج آب گاز دار بو سیله پمپ 116-P به برج 208منتقل می شود . تا در آ‎نجا آب آن از زیر جدا گشته و گازهای آن نیز از بالا جدا گردد تا به عنوان سوخت به مصرف كوره برسد . از قسمت بالای برج 105 گازهای سبك و مایع نشدی را بوسیله یك خط لوله به flare (مشعل ) پالایشگاه منتقل میكنند . تا در آنجا سوزانده شود و آلودگی كمتری ایجاد كند این گازها شامل متان و اتان می باشد . كه چون مقدار آنها كم است و مصرفی نیز ندارند سوزانده می شوند . اما بنزین سنگین و سبك L.P.G توسط یك خط لوله از ظرف 105 خارج می شوند . پس ازاین خط لوله یك شاخه فرعی جدا شده و این شاخه وارد پمپ 108 می شود . این پمپ مواد را دوباره به سمت برج تقطیر پمپ كرده و این قسمت over headبه عنوان برگشتی به سینی شماره 1

برج تقطیر پمپ كرده و این قسمت over head كه از ظرف 105 خارج شده بود به وسیله پمپ های B، A 109 به قسمت پوسته مبدل 109فرستاده می شود . كه در لوله های آن مخلوط بنزین سبك و سنگین جریان دارد . قبل از مبدل قبلاً‌واحدی بنام slops بوده كه مواد اضافه كه در همان زمان قابل استفاده نبوده به داخل آن ریخته می شده است و در صورت لزوم بعد از آن استفاده می شده است . كه در حال حاضر این واحد بسته ، از سرویس خارج شده است . over head پس ا

ز گذشتن از این مبدل به وسیله خط لوله به برج 106- V منتقل می شود . سطح مقطع بالای این برج كمتر است . بخاطر اینكه سرعت ملكولی در تمام برج ثابت بماند و افت فشار بوجود نیاید . پ

س از اینكه over head وارد برج 106 ( دی بوتان آیزر ) شد . در این برج دو فاز آن ازهم جدا می شود . فاز سنگین تر كه شامل بنزین سبك و سنگین است در پایین و فاز سبك تر كه شامل گازهای مایع شدنی و همچنین متان و اتان است در بالای برج جمع می گردد . از قسمت پایین یك لوله بنزین سبك و سنگین را خارج می كند . این خط لوله به صورت دو شاخه در آمده ، شاخه اول وارد قسمت پوسته مبدل 110 كه از لوله های آن گازوئیل عی=بور می كند می گذرد . این مبدل یك reboiler می باشد . پس از گرم كردن بنزین دوباره آنرا به برج 106 بر می گرداند . شاخه دوم بنزین سبك و سنگین به سمت مبدل 109 رفته و وارد لوله های آن می شود .
و از قسمت پوسته این مبدل over head عبور داده می شود . بنزین سبك و سنگین پس از عبور از مبدل 109به برج 108وارد می شود . در این برج بر اساس وزن مخصوص دو نوع بنزین سبك و سنگین از هم جدا شده ، بنزین سنگین در پایین و بنزین سبك در بالای برج قرار می گیرد . بنزین سبك توسط یك خط لوله از قسمت بالای برج خارج شده و بعد برای خنك شدن به 118- fan كه شامل دو پنكه می باشد وارد می گردد . پس از خروج از این پنكه ها ، این دو جریان به دو مبدل دیگر كه مبدل آبی B، A 114 می باشد وارد می گردد و سپس وارد ظرف شماره 109 می شود . این ظرف نیز یك دریافت كننده بوده و برای كنترل فشار محتویات آن از قسمت بالای آن گاز های اضافی از طریق خط لوله به flare فرستاده می شود . از پایین ظرف 109 نیز یك خط لوله بنزین سبك را وارد پمپ 113 می نماید . این پمپ بنزین سبك را پمپ كرده و به دو لوله دیگر وارد می كند . لوله اول بنزین سبك را به عنوان reflax دوباره به برج 108 بر می گرداند و لوله دیگر بنزین را از طریق 123-FRC برای مركاپتان زدایی به واحد 300 منتقل می كند . واحد 300 واحد مراكس (merox) بنزین سبك نامیده می شود .از قسمت پایین برج 108 بنزین سنگین توسط یك لوله خارج می شود . این لوله سپس سه شاخه شده و هر شاخه مسیر جداگانه ای را طی می كند . یكی از شاخه ها بنزین سنگین را به واحد 200(واحد تبدیل كاتالیستی ) منتقل می كند . تا در آنجا بنزین سنگین گوگرد گیری شده و برخی نا خالصی های دیگر ( فلزی و غیر فلزی ) از بین برود و سپس عدد اكتان آن بالا برده می شود و بالاخره برای ذخیره به مخازن فرستاده می شود . شا

خه دیگر ابتدا وارد مبدل آبی (خنك كننده ) شده و بعد برای ذخیره به تانك ذخیره فرستاده می شود . اما شاخه سوم بنزین سنگین وارد قسمت پوسته مبدل 113 می شود . در لوله های این مبدل گازوئیل جریان دارد . این مبدل نیز مانند مبدل 110 یك reboiler می باشد و پس از بالا بردن دمای بنزین سنگین دوباره آنرا به برج 108 باز می گرداند ( تا در صورتی كه مواد سبك تر در آن و

جود دارند از آن جدا شوند و به قسمت بالای برج 108 بروند ) از قسمت بالای برج 106 بوسیله یك لوله L.P.G ( گازهای میعان پذیر ، گاز نفتی مایع شده )خارج می شود و این خط لوله وارد یك مبدل آبی كه مبدل 111 می باشد می گردد . تا در این مبدل دمای آن كاهش یابد بین خط پس از عبور از مبدل 111 به ظرف 107 كه یك دریافت كننده می باشد وارد می گردد . در پایین این ظرف یك خط لوله خارج شده و برخی مواد اضافی كه در زیر جمع شده است را خارج كرده و تخلیه می نماید . از این لوله یك انشعاب گرفته می شود و این انشعاب وارد برج 208 می گردد . در برج 208 آب از قسمت پایین تخلیه شده و ازقسمت بالای آن گاز خارج شده و به سمت flare می رود . خط لوله دیگری از زیر ظرف 107 خارج شده و وارد پمپ 110می شود . از لوله خروجی از این پمپ یك انشعاب گرفته شده و این انشعاب به عنوان جریان برگشتی به برج 106 برگشت داده می شود و مقدار جریان توسط 119- FRC كنترل و ثبت می شود . شاخه دیگر پس از عبور از پمپ های B، A 111 و عبور از 107-LC كه سطح مایع را كنترل می كند به سمت واحد 500(واحد مراكس گاز مایع ) می رود و در آن گوگرد زدایی می شود و چون این جریان شامل متان ، اتان ، پروپان و بوتان است و این در حالی است كه برای مصرف خانگی تنها به بوتان و پروپان ( L.P.G) نیاز می باشد . در واحد 500 ایـــن دو گاز از ســـایر تركیبـــات جـــدا شــده و بـــرای ذخیـــره فرســتاده مــی شود . تــمام مــراحل طی شده توسط L.P.G ، H.S.R.G و L.S .R.G در شكل (100L.P.G & L.S.R.G & H.S.R.G – unit ) نشان داده شده است .

(Unit 300(merox unit

همان طور كه درقسمت over head ( در واحد 100)اشاره شد بنزین سبك برای مركاپتان زدایی توسط پمپ 113 به واحد 300 فرستاده می شود . این بنزین سبك به ظرف 301 وارد می شود . این ظرف محل واكنش كاستیك با مركاپتان موجود در بنزین می شود ، نحوه عمل بدین صورت است كه در این ظرف مقدار كاستیك ( سود سوز آور ) وجود دارد هنگامی كه بنزین سبك مركاپتان دار وارد این ظرف می شود. در اثر این تبدیل خاصیت بدبویی و بد سوزی بنزین از بین می رود . نحوه واكنش به شكل زیر است :
R- Sna +H2O R-SH +NaOH در 301-V
2R – Sna+ H2o +1/2O2 R-S-S-R+2NaOH در 313- V
در 313-V پس از این كه واكنش بالا انجام گرفت ( البته واكنش دوم در برج 313 انجام می گیرد ) و مركاپتان تبدیل به دی سولفید گردید بنزین سبك تصفیه شده از قسمت فوقانی ظرف 301 توس

ط یك خط لوله جدا می گردد . این خط لوله بنزین سبك را به سمت برج 310 می برد كه هدف از نصب برج 301 شیرین كردن هیدرو كربن می باشد . ساختمان آن مانند هما برج ها استوانه ای شكل است و به قطر 2/5 فوت و ارتفاع 10 فوت ، 9 عدد سینی مدور در آن نصب شده كه هر كدام دارای 11 سوراخ 1/4 اینچ می باشد . فعل و انفعال برج 310 به قرار زیر است :

R- SH +NaOH R- Sna + H2O

4(R-Sna)+O2 +2H2o 2H2S2+4NaOH
قبل از رسیدن بنزین سبك كه مقداری كاستیك همراه دارد به برج 310 ، از طریق دو خط لوله دیگر كاستیك و Plant air به این لوله وارد می شود و سپس وارد برج 310 می شود . از برج 310 ( extractor) بك خروجی بنزین سبك را كه با مقداری كاستیك همراه است خارج می كند و وارد ظرف 311 می نماید . در ظرف 311، كاستیك در زیر جمع می شود و این كاستیك توسط پمپ 303 به همان لوله ورودی البته ضمن عبور از 329-FRC به ظرف 310 تزریق میشود . بنزین سبك از قسمت بالای ظرف 311 خارج شده و برای صاف شدن به ظرف 312 كه یك فیلتر شنی می باشد وارد می گردد . پس از عبور بنزین از این ظرف ، بنزین صاف شده و برای ذخیره آماده می شود .
بنزین پس از صاف شدن از قسمت زیر این ظرف خارج شده و پمپ 304 آن را به مخازن می فرستند و اما از قسمت زیر پایین 301-V ، كاستیك همراه مقداری دی سولفاید خارج می شود و به سمت یك كولر آبی می رود ، قبل از رسیدن كاستیك به مبدل ، از برج 508نیز یك خط لوله حاوی كاستیك به آن اضافه می شد و بعد لوله وارد مبدل آبی می گردد . پس از خروج خط لوله از مبدل آبی ، توسط یك لوله فرعی دوباره به آن Plant air تزریق می شود و پس از آن خط لوله حاوی كاستیك به ظرف 313 وارد می گردد . در این ظرف كاستیك و دی سولفاید از هم جدا می شوند ، در واقع كاستیك احیا می شود . كاستیك از قسمت پایین برج خارج می گردد و از قسمت بالای برج دی سولفاید خارج می شود ، البته همراه این دی سولفاید نیز مقداری كاستیك وجود دارد از این رو دی سولفاید همراه كاستیك را كه از بالای ظرف 313 خارج شده بود به ظرف 314 وارد می كنند . در

این ظرف مقدار كاستیكی كه همراه دی سولفاید بود از پایین خارج می شود و به كستیكی كه از ظرف 313 خارج شده بود ، اضافه می گردد .
این خط لوله حاوی كاستیك ، توسط پمپ 301 دوباره به ظرف 301 فرستاده می شود تا مجدداً با مركاپتانهای موجود در بنزین سبك واكنش دهد . دی سولفاید نیز از قسمت بالای ظرف 314 خارج می شود ، یك انشعاب از ان به سمت كوره فرستاده می شود تا در آن جا سوزانده شود و

انشعاب دیگر آن به ظرف 309 فرستاده می شود . در ظرف 309 دی سولفاید جمع آوری شده ، به مشعلی كه در روی همان ظرف قرار دارد منتقل می شود و در صورت لزوم آن را می سوانند تا آلودگی كمتر تولید كند .
كاتالیست Merox كه از U.O.P آمریكا تأمین می شود و در این بخش استفاده می شود با هوا به داخل كاستیك تزریق می شود. كاستیك را هر دو ماه یكبار احیا می كنند لی كاتالیست مصرف در این بخش غیر قابل احیا و یك بار مصرف است. حرارت هوا و كاتالیست باید كنترل شوند در غیر این صورت دستگاه احیا كاستیك دچار مشكل می شود .

Unit 500 (L.P.G , Recovery & Merox Unit )

واحد 500 در پالایشگاه كرمانشاه كار مركاپتان زدایی و در ضمن جدا كردن و تصفیه بوتان و پروپان از اتان ومتان را انجام می دهد .
همانطور كه در قسمت Overhead واحد 100 گفته شد ، گاز مایع توسط پمپ 111 به واحد 500 فرستاده می شود ، از طرف دیگر از واحد 200 توسط پمپ 208 نیز C1 تا C4 به واحد 500 پمپ می شود. دو خط لوله ای كه از پمپ 208 و پمپ 111 به این واحدمی آیند با هم یكی شده و سپس به ظرف 501 وارد می گردند . از قسمت پایین ظرف 501 در صورت موجود بودن ، آب تخلیه می شود و چون مقدار این آب زیاد نیست ، هر چند مدت یك بار شیر تخلیه را باز كرده و آب آن را تخلیه می كنند . یك خط لوله از پایین این ظرف گاز مایع را خارج كرده و از طریق پمپ 501 با فشار تولید حدود bar 35 ، آن را به قسمت Shell مبدل 501 منتقل می كند ودمای آن مقدار بالا می رود . از قسمت Tube این مبدل بوتان و پروپان(ته مانده برج 502) عبور می كند . بوتان و پروپانی كه از Tube های این مبدل می گذرد پس از آن به سمت مبدل 510 می رود كه درباه مسیر آن در مباحث بعدی توضیح خواهیم داد.
اما ته مانده ظرف 501 كه از Shell مبدل 501 گذشته بود ، پس از خروج از این مبدل ، وارد برج (502-V )debutanizer می گردد . در این برج موكلولهای اتان و متان به علت سبكی در بالا و بوتان و پروپان چون سنگین تر هستند در پایین برج جمع می شوند . بوتان و پروپان كه ته مانده برج 502 می باشند ، از زیر این برج به وسیله یك خط لوله خارج شده و بعد دو شاخه می شود. شاخه اول همان طور كه اشاره شد وارد Tube های مبدل 501 می گردد و شاخه دوم وارد قسمت

Shell مبدل 502 می شود كه از Tube های آن بخار آب عبور می كند. پس از خروج بوتان و پروپان از مبدل 502 كه نوع Reboiler به شمار می رود ، دوباره این مواد به برج 502 برگشت داده می شود .
از بالای برج 502 ، اتان و متان به همراه یك خط لوله خارج شده و به خط لوله كه از بلای ظرف 501 خارج شده می پیوندد . این لوله اتان و متان را به عنوان سوخت به كوره هایی كه سوخت گازی مصرف می كنند منتقل می كند . از لوله ای كه متان واتان را از بالای برج 502 خارج می كند

، یك انشعاب گرفته شده و به ظرف 503 وارد می گردد . در این Receiver مواد سبك در بال جمع شده و از طریق یك خط لوله دیگر به همان خط لوله ای كه برای سوخت كوره ها می رفت ، متصل می گردد . مواد سنگین تر در پایین این ظرف جمع می شوند و از پایین توسط پمپ 502 ، به عنوان رفلاكس به برج 502 برگدانده می شوند . به طوری كه گفته شد ، بوتان و پروپان (ته مانده برج 502) پس از عبور از مبدل 501 به سمت مبدل 510 می رود و وارد قسمت Shell این مبدل می گردد ، از قسمت Tube این مبدل نیز بوتان و پروپان شیرین ( عاری از مركاپتان) كه از قسمت بلا سری ظرف 509 گرفته شده عبور می كند . ته مانده برج 502 پس از خروج از مبدل 501 وارد مبدل آبی 511 می گردد و پس از گذشتن از این مبدل وارد برج 507 می شود .
در برج 507 كاستیك از زیر وارد می گردد كه مقداری از مركاپتان های موجود در پروپان و بوتان را از بین می برد. این بوتان و پروپان پس از بالای برج 507 خارج شده و وارد سینی شماره 7 برج 508 می شود . به برج 508 نیز كه محل واكنش كامل با كاستیك است و مركاپتان زدایی كاملاً انجام می گیرد ، از طریق پمپ 302 كاستیك وارد می گردد ، پس از مركاپتان گیری كامل از بوتان و پروپان در برج 508 ، این دو هیدروكربن از سینی شماره یك این برج خارج شده و چون مقداری كاستیك همراه دارد ، وارد ظرف 509 می گردد . در ظرف 509 كاستیك به علت سنگین بودن در زیر جمع شده وتوسط خط لوله ای خارج می گردد ، از خط لوله انشعاباتی گرفته می شود كه یكی به سمت برج 507 می رود و از زیر به آن وارد می شود .
كاستیكی كه در زیر برج 508 جمع شده نیز به این خط لوله تزریق می شود . انشعاب دیگر لوله محتوی كاستیك به مخزن 305 می رود تا در آن جا نگهداری شود و در صورت نیاز از آن استفاده شود .قسمت دیگر از كاستیك خروجی از برج 508 نیز به برج 313 فرستاده می شود . از بالای برج 509 بوتان و پروپان شیرین توسط لوله ای خارج گشته و سپس همان طور كه در قبل هم اشاره شد ، وارد Tube های مبدل 510 می گردد و بعد از آن به سینی شماه 14 برج 504 وارد می ش

ود . در مبحث قبل دیدیم كه بوتان و پروپان شیرین وارد برج 504 شدند ، این برج محل جداسازی بوتان از پروپان می باشد . بوتان چون سنگین تر است در پایین و پروپان در بالای برج قرار می گیرد . از ته برج 504 یك لوله خروجی ، بوتان را خارج كرده ، سپس این لوله دو شاخه می گردد . یكی از شاخه ها وارد مبدل 505 كه از Tube های آن بخار عبور می كند ، می گردد و پس از گرم شدن ، دوباره به همین برج برگدانده می شود .

برای دریافت اینجا کلیک کنید