شرح کلی فرایند پالایشگاه گاز 60 صفحه zip

کتاب شرح کلی فرایند پالایشگاه گاز که شامل موضوعات کلیدی زیر می باشد

فرمت فایل: zip

تعداد صفحات: 60

حجم فایل: 2.544 مگا بایت

قسمتی از محتوای فایل و توضیحات:

موقعیت و مشخصات میدان پارس جنوبی

موقعیت پالایشگاههای پارس جنوبی

پالایشگاهها

پالایشگاه فاز 1

پالایشگاه فازهای ۲ و 3

پالایشگاه فازهای 4و5

تاسیسات

تاسیسات بالادستی پالایشگاههای پارس جنوبی Offshore

تاسیسات پالایشگاهها

تاسیسات آبگیر ورودی یارس جنوبی

سیلابه گیر، تجهیزات دریافت و HP separator

شیرین سازی گاز

احیای گلایکل

تثبیت میعانات گازی

واحد تا ۰ : بازیافت آتان

صادرات گاز

جداسازی گاز مایع

بازیافت گوگرد

جداسازی گازهای اسیدی و هیدروکربن ها از آب

پیشتبیان واحد 103

پیرویان خنک کننده

احیا کاستیک

فرآوری پروپان

فراوری بوتان

فراوری اتان

تولید انرژی الکتریکی

تولید بخار آب

گاز سوخت fuel gas

تولید هوای ابزار دقیق

تولید نیتروژن

تامین آب

شیرین سازی آب

تولید آب بدون املاح

تولید آب آشامیدنی potable water

تصسقیه پسابهای صنعتی

آب آتش نشانی

تامین سوخت مصرف کنند های دیزلی

آب خنک کن

مشعل هاflares

مخزن درینBurn Pit

حوضچه سوزان

مخازن میعانات گازی

جامد سازی گوگرد

ذخیره پرویان جهت سردسازی

ذخیره مواد شیمیایی

ذخیره سازی پروپان صادرات

ذخیره سازی بوتان صادرات

 


از این که از سایت ما اقدام به دانلود فایل ” شرح کلی فرایند پالایشگاه گاز ” نمودید تشکر می کنیم

هنگام دانلود فایل هایی که نیاز به پرداخت مبلغ دارند حتما ایمیل و شماره موبایل جهت پشتیبانی بهتر خریداران فایل وارد گردد.

فایل – شرح کلی فرایند پالایشگاه گاز – با کلمات کلیدی زیر مشخص گردیده است:
موقعیت و مشخصات میدان پارس جنوبی;موقعیت پالایشگاههای پارس جنوبی‎ ‎;پالایشگاهها ‏;‏ پالایشگاه فاز 1‏;پالایشگاه فازهای ۲ و 3‏;پالایشگاه فازهای 4و5‏;‏تاسیسات‎ ‎;‎تاسیسات بالادستی پالایشگاههای پارس جنوبی‎ Offshore‏ ‏;‏تاسیسات پالایشگاهها ‏;‏تاسیسات آبگیر ورودی یارس جنوبی‎ ‎;‎سیلابه گیر، تجهیزات دریافت و ‏HP separator;شیرین سازی

محاسبات مهندسی پایپینگ 184 صفحه zip

کتا و جزوه بسیار کاربردی در زمینه محاسبات مهندسی پایپینگ شامل موضوعات زیر

فرمت فایل: zip

تعداد صفحات: 184

حجم فایل: 7.256 مگا بایت

قسمتی از محتوای فایل و توضیحات:

فصل اول : تعاریف و اصطلاحات

دسته بندی سیستمهای لوله کشی

تعاریف و اصطلاحات

فصل دوم : مروری بر انواع اتصالات، فلنجها، شیرها

روشهای اتصال

اتصالات لوله کشی Fitting

فلنجها Flanges

شیرها Valves

فصل سوم : محاسباب ضخامت دیواره لوله

محاسبه ضخامت دیواره تحت فشار داخلی

محاسبه ضخامت لوله تحت فشار خارجی

فصل چهارم: روشهای انشعاب گیری

انواع روشهای انشعاب گیری

نحوه محاسبهReinforcing Pad

فصل پنجم: سایز کردن لوله ها

محاسبه افت فشار در لوله

تعیین قطر لوله

فصل ششم: انواع تکیه گاههای ساده (Support)

هدف از ساپورت گذاری

تعاریف واصطلاحات تکیه گاهی

انواع مهارکننده ها

محاسبات و فواصل مجاز تکیه گاهی

روش محاسبه تغییر مکان ها بر روی تکیه گاهها

روش محاسبه نیرو بر روی تکیه گاهیها

فصل هفتم : تکیه گاههای خاص

تکیه گاهیهای فنری

نوسان گیرها (Sway brace)

ضربه گیر دینامیکی Snubber ( کمک فنرها)

فصل هشتم: آنالیز تنش در لوله ها

اهداف انجام محاسبات تنش

تعیین خطوطی که می بایست در آنها آنالیز تنش انجام گیرد

تنش های اصلی در لوله کشی

انواع بارگذاری در لوله ها

انواع تنش در لوله

معیارهای طراحی براساس تنش های مجاز

فصل نهم: روشهای محاسباتی آنالیز تنش Tube Turn – Piping Engineering

روشهای ارائه شده توسط شرکت Grinnell

روش حل با استفاده از اینرسی خط (Line Inertia)

فصل دهم : روشهای جذب انبساط حرارتی

استفاده از Leg در مسیرهای لوله کشی

استفاده از Loop در مسیرهای لوله کشی

استفاده از روش Cold Spring

استفاده از روش Expansion Joint

فصل یازدهم: پیوست ها

 


از این که از سایت ما اقدام به دانلود فایل ” محاسبات مهندسی پایپینگ ” نمودید تشکر می کنیم

هنگام دانلود فایل هایی که نیاز به پرداخت مبلغ دارند حتما ایمیل و شماره موبایل جهت پشتیبانی بهتر خریداران فایل وارد گردد.

فایل – محاسبات مهندسی پایپینگ – با کلمات کلیدی زیر مشخص گردیده است:
دسته بندی سیستمهای لوله کشی;مروری بر انواع اتصالات، فلنجها، شیرها;روشهای اتصال ‏;اتصالات لوله کشی ‏Fitting ‎;فلنجها ‏Flanges;شیرها ‏Valves;محاسباب ضخامت دیواره لوله ‏;‏ محاسبه ضخامت دیواره تحت فشار داخلی;محاسبه ضخامت لوله تحت فشار خارجی;روشهای انشعاب گیری ‏;انواع روشهای انشعاب گیری;نحوه محاسبهReinforcing Pad ‎;سایز کردن لوله ها;محاسبه

Natural Gas 101 Current Industry Issues 48 صفحه ppt

Relatively safe and clean burning Natural Gas Accounts for Roughly OneFourth of US Primary Energy ConsumptionWell Success Rates

فرمت فایل: ppt

تعداد صفحات: 48

حجم فایل: 1.767 مگا بایت

قسمتی از محتوای فایل و توضیحات:

Domestic resource
Sufficient supply
Competitively priced
Relatively safe and clean burning

Natural Gas Accounts for Roughly One-Fourth of U.S. Primary

Energy ConsumptionWell Success Rates

Wildcat well: 10%-20%

Exploratory well: 25%-50%

Developmental well: 70%+

Pipeline Activities

Construction

FERC or state approval
Obtain right-of-way
Construction
Operation
Compression
Maintenance
Underground Storage
èDomestic resource
èSufficient supply
èCompetitively priced
èRelatively safe and clean burning

 


از این که از سایت ما اقدام به دانلود فایل ” Natural Gas 101 Current Industry Issues ” نمودید تشکر می کنیم

هنگام دانلود فایل هایی که نیاز به پرداخت مبلغ دارند حتما ایمیل و شماره موبایل جهت پشتیبانی بهتر خریداران فایل وارد گردد.

فایل – Natural Gas 101 Current Industry Issues – با کلمات کلیدی زیر مشخص گردیده است:
Relatively safe and clean burning;Natural Gas Accounts for Roughly OneFourth of US Primary;Energy ConsumptionWell Success Rates

پژوهش کارشناسی بررسی روش های تشخیص خوردگی در خطوط لوله نفت و گاز توسط توپک هوشمند 169 صفحه pdf

موضوع این پژوهش به منظور ارائه مطالعه مقدماتی از تكنولوژی نوینی است كه با توجه به منابع غنی نفت و گاز ایران، م یتواند انگیزه ای برای كارشناسان و متخصصین كشور باشد تا درصدد ایجاد فناوری توپك و كاربردهای متنوع آن در خطوط گاز و نفت قرار گرفته و بدین وسیله به را هكارهایی برای استقلال كشور از شركت های خارجی در زمینه استفاده از این وسیله دقیق با

فرمت فایل: pdf

تعداد صفحات: 169

حجم فایل: 5.866 مگا بایت

قسمتی از محتوای فایل و توضیحات:

فصل اول

مقدمه ای بر توپک رانی

توپک چیست؟

تاریخچه توپ کرانی

تاریخچه توپ کرانی

تاریخچه توپک هوشمند

مقایسه بین توپک های مغناطیسی و ماوراء صوتی

ساختار پایان نامه

فصل دوم

هدف از توپک رانی و انواع توپک

مقدمه

ضرورت اجرای توپک رانی

بالا بردن کیفیت جریان مواد در خطوط لوله

کنترل خوردگی

جدا کردن محصولات

مشخص کردن محل گرفتگی در خط لوله جدید

هواگیری و آب زدایی تست هیدروستاتیکی

تایید اندازه گیری

توپک رانی ژلاتینی

انواع توپک ها

توپک های هوشمند

توپک های عملیاتی

چند نمونه از توپک های عملیاتی

توپک های تعیین پیکربندی

توپک ها چگونه کار می کنند؟

خصوصیات و ابزار لازم خط لوله جهت توپک رانی

توجه به طرح خط لوله

طول توپک رانی حداکثرمسافت بین دو تله توپک

خمیدگی ها

شیرها

ابزار لازم

آشکار سازسیگنالر توپک

تله های توپک

محک زن زمانی

انواع خرابی ها

جمع بندی

فصل سوم

روش های تشخیص نقص در خطوط لوله

مقدمه

روش های تشخیص نشتی

تحلیل فشار یا جریان در یک خط لوله

روش شناسایی فشار موج

آزمایش حجمی با جبران سازی حرارتی

ردیاب ها

کابل دو لایة حساس

فیبرهای نوری

روش شناسایی نشتی با اشعه مادون قرمز

نشت یاب صوتی

توپک نشت یاب صوتی

مواد رادیواکتیو

مبدل صوتی الکترومغناطیسی EMAT

نشتی فلوی مغناطیسی MFL

جریان گردابی

استفاده از امواج مافوق صوت در تشخیص نقص

انواع موج های تنشی و ویژگ یهای آن

اصول اولیه روش ماوراء صوت

انواع پروب ها

شکست و تغییر فرم

روش آزمایش و تکنولوژی ابزار

انواع روش های تصویربرداری مرسوم در آزمای شهای ماوراء صوت

روش AMODE

روش BMODE

روش CMode

توپک ماوراء صوتی

روش بازرسی

ساختار توپک ماوراء صوت

قابلیت تکرار

تفکیک عیوب

محاسبات اطلاعات جمع آوری شده OFFLINE

جمع بندی

فصل چهارم

استفاده از نشتی شارمغناطیسی در تشخیص عیوب خطوط لوله نفت و گاز

مقدمه

تکنولوژی MFL

اجزاء و مؤلفه های ارزیابی MFL

فصل اول مقدمه ای بر توپکرانی

سیستم درایو یا جلو برنده

سیستم مغناطیس کننده

سیستم حس گر

سیستم ثبت و ضبط داده ها و تحلیل آنها

سیستم تغذیه

راه اندازی سیستم ارزیابی

اهمیت مغناطیس کنندگی

خصوصیات میدان مغناطیسی و عوامل موثر در اندازه آن

تاثیر نشتی بر میدان مغناطیسی

موضوعات ارزیابی

خرابی های کاهش فلز Metal loss

عمق

عرض

طول

تیزی

کاهش فلز بصورت مدور

تعیین نوع خوردگی

سایر انواع خرابی ها

منابع دیگر نشت فلو

متغیرهای اندازه گیری

حس گر ها

تعیین جهت حس گر ها

اندازه گیری محیطی

موقعیت محوری

اثر هال

پروب هال

جریان های گردابی

فلوی جریان در مدارهای DC

القاء الکترو مغناطیسی

سیم پیچ ساده در بالای سطح فلزی

عوامل مؤثر در پاسخ جریان گردابی

ویژگی هدایت فلز

نفوذپذیری

فرکانس

هندسه

مجاورت lift off

عمق نفوذ

سطح امپدانس

شکل سیم پیچ

مدارهای الکتریکی مهم جهت اندازه گیری ولتاژ پروب جریان های گردابی

پل

محرک بالابرنده

اصول روش میدان دور جریان گردابی

کاربرد میدان جریان های گردابی از راه دور

چگونگی بهره گیری از اطلاعات

کتابخانه هایی از سیگنال های خرابی

آنالیز داد ههای فلوی نشتی

دقت تعیین محل

آستانه های آشکار سازی

احتمال آشکار سازی

تعیین مشخصه خرابی های خوردگی فلز

دقت شدت خرابی

قابلیتهای آشکارسازی MFL

قابلیتهای تعیین خصوصیات سیگنال دریافتی

آنالیز سه بعدی داد هها

مقایسه آنالیز خطی و غیرخطی

تاثیرات طول و عرض ترک

رفتار شار نشتی در نزدیکی دو ترک

استفاده از مدل المان محدود

مدل المان محدود

معرفی یک توپک نمونه

عیب یاب محوری دقت بالا

قابلیت ها و مشخصات

روش تست کارآیی

چگونگی پردازش اطلاعات

تعیین محل فرسایش نقشه برداری

تعیین مشخصه هندسی خط لوله:

خط لوله XYZ تعیین مشخصات

زمینه های توسعه و رشد در آینده

فصل پنجم

جمع بندی و پیشنهادات

مقدمه

مروری بر دو عملیات توپک رانی در خطوط لوله های نفتی ایران

توپک رانی در یک خط لوله نمونه

مرحله انتخاب

شرایط عملیاتی

به دست آوردن نتایج

نظرات و پیشنهادات

ساخت یک نمونه عیب یاب آزمایشگاهی

بلوک دیاگرام

بخش مغناطیس کننده

بخش حسگر

بخش الکترونیکی

منبع تغذیه

بخش راهبر

 


از این که از سایت ما اقدام به دانلود فایل ” پژوهش کارشناسی بررسی روش های تشخیص خوردگی در خطوط لوله نفت و گاز توسط توپک هوشمند ” نمودید تشکر می کنیم

هنگام دانلود فایل هایی که نیاز به پرداخت مبلغ دارند حتما ایمیل و شماره موبایل جهت پشتیبانی بهتر خریداران فایل وارد گردد.

فایل – پژوهش کارشناسی بررسی روش های تشخیص خوردگی در خطوط لوله نفت و گاز توسط توپک هوشمند – با کلمات کلیدی زیر مشخص گردیده است:
مقدمه ای بر توپک رانی;‎توپک;پیگ;‎تاریخچه توپ کرانی;‎تاریخچه توپک هوشمند;‎مقایسه بین توپک های مغناطیسی و ماوراء صوتی;هدف از توپک رانی و انواع توپک;‎ضرورت اجرای توپک رانی;‎بالا بردن کیفیت جریان مواد در خطوط لوله;‎کنترل خوردگی;‎جدا کردن محصولات

دستورالعمل مشخصات فنی و راه اندازی خطوط انتقال گاز فشار قوی 332 صفحه zip

مقدمه‎ ‎ بی‎ ‎تردیدخطوط‎ ‎لوله‎ ‎انتقال‎ ‎گاز‎ ‎از‎ ‎شریانهای‎ ‎مهم‎ ‎اقتصادی‎ ‎کشور‎ ‎وازسرمایه‎ ‎های‎ ‎ارزشمند‎ ‎ملی‎ ‎به‎ ‎شمارمی رود‎‎بنابراین‎ ‎لازم‎ ‎است‎ ‎در‎ ‎صیانت‎ ‎از‎ ‎آن‎ ‎کلیه‎ ‎مجموعه‎ ‎های‎ ‎کارفرمائی‎ ‎،‎ ‎پیمانکاری‎ ‎و‎ ‎بهره‎ ‎برداری‎ ‎احساس مسئولیت‎ ‎نموده‎ ‎و‎ ‎برای‎ ‎طراحی‎ ‎،‎ ‎اجراء‎ ‎و‎ ‎نظارت‎ ‎در‎ ‎ساخت‎ ‎و‎ ‎نیز‎ ‎نگهد

فرمت فایل: zip

تعداد صفحات: 332

حجم فایل: 2.983 مگا بایت

قسمتی از محتوای فایل و توضیحات:

فصل اول : کلیات

فصل دوم: مسیر خط لوله

فصل سوم : حمل و نقل و انبار داری

فصل چهارم : حفر کانال

فصل پنجم: ریسه کردن و خم کاری لوله ها

فصل ششم : جوشکاری

فصل هفتم: بازرسی جوش

فصل هشتم : عایقکاری و پیوست حفاظت کاتدی

فصل نهم: لوله گذاری و خاكریزی

فصل دهم : عبور از موانع و تقاطع ها

فصل یازدهم : نصب شیرآلات و اتصالات

فصل دوازدهم : آزمایشخطوط انتقال گاز

فصل سیزدهم: مدارك و نقشه های کار اجرا شده

فصل چهاردهم: اتصالات نهایی و راه اندازی

فصل پانزدهم : مشخصات فنی عملیات ساختمانی

فصل شانزدهم: مرمت و تمیز کردن محوطه عملیات

فصل هفدهم : بهداشت ، ایمنی و محیط زیست

فصل هجدهم : حریم خطوط لوله

 


از این که از سایت ما اقدام به دانلود فایل ” دستورالعمل مشخصات فنی و راه اندازی خطوط انتقال گاز فشار قوی ” نمودید تشکر می کنیم

هنگام دانلود فایل هایی که نیاز به پرداخت مبلغ دارند حتما ایمیل و شماره موبایل جهت پشتیبانی بهتر خریداران فایل وارد گردد.

فایل – دستورالعمل مشخصات فنی و راه اندازی خطوط انتقال گاز فشار قوی – با کلمات کلیدی زیر مشخص گردیده است:
مسیر‎ ‎خط‎ ‎لوله‎;‎حمل‎ ‎و‎ ‎نقل‎ ‎و‎ ‎انبار‎ ‎داری‎;‎حفر‎ ‎کانال‎;ریسه‎ ‎کردن‎ ‎و‎ ‎خم‎ ‎کاری‎ ‎لوله‎ ‎ها‎;جوشکاری‎;بازرسی‎ ‎جوش‎;‎عایقکاری‎ ‎و‎ ‎پیوست‎ ‎حفاظت‎ ‎کاتدی‎;‎لوله‎ ‎گذاری‎ ‎و‎ ‎خاكریزی‎;عبور‎ ‎از‎ ‎موانع‎ ‎و‎ ‎تقاطع‎ ‎ها‎;نصب‎ ‎شیرآلات‎ ‎و‎ ‎اتصالات‎;آزمایشخطوط‎ ‎انتقال‎ ‎گاز‎;مدارک‎ ‎و‎ ‎نقشه‎

گزارش کارآموزی – كشف نفت در منطقه غرب 125 صفحه doc

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

فرمت فایل: doc

تعداد صفحات: 125

حجم فایل: 139 کیلو بایت

قسمتی از محتوای فایل و توضیحات:

فهرست مطالب

عنوان صفحه

مقدمه 1

تاریخچه 2

كشف نفت درمنطقه غرب 4

تاسیس پالایشگاه كرمانشاه 4

آشنایی باواحدهای مختلفutility 7

شرح كاردستگاه api 8

آب صنعتی 11

واحد تولید برق 16

كمپروسورهای تولید هوا 17

تولیدات پالایشگاه 22

واحدهای تقطیر 25

محصولات پالایشگاه 52

بنزین موتور 53

MTBE 54

عدد اكتان 57

نفت سفید 59

نفت گاز 60

نفت كوره 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 كاستیك سودا 89

اندازه گیری نمك درنفت خام 96

نقطه ریزش 99

اندازه گیری نقطه اشتعال 102

اندازه گیری رنگ مواد نفتی 104

اندازه گیری كل سختی 107

اندازه گیری PHENOL 109

آزمایش كلرین 114

تقطیر 115

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 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 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 محرك 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 بود 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 نفت 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 پمپ 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.

 


از این که از سایت ما اقدام به دانلود فایل ” گزارش کارآموزی – كشف نفت در منطقه غرب ” نمودید تشکر می کنیم

هنگام دانلود فایل هایی که نیاز به پرداخت مبلغ دارند حتما ایمیل و شماره موبایل جهت پشتیبانی بهتر خریداران فایل وارد گردد.

فایل – گزارش کارآموزی – كشف نفت در منطقه غرب – با کلمات کلیدی زیر مشخص گردیده است:
گزارش کارآموزی كشف نفت درمنطقه غرب;شرح كار دستگاه API;اندازه گیری نقطه اشتعال

گزارش کارآموزی پالایشگاه نفت تهران 300 صفحه doc

تعریف نقطه اشتعال یک فرآورده نفتی درجه حرارتی است که در آن بخارت حاصله در فرآورده در دستگاه مخصوص استاندارد و در مجاورت شعله آتش گرفته و خاموش شود واحد نقطه اشتعال درجه فارنهایت می باشد (اخیراً بر حسب درجه سانتیگراد گزارش می شود)

فرمت فایل: doc

تعداد صفحات: 300

حجم فایل: 487 کیلو بایت

قسمتی از محتوای فایل و توضیحات:

نقطه اشتعال

تعریف: نقطه اشتعال یک فرآورده نفتی درجه حرارتی است که در آن بخارت حاصله در فرآورده در دستگاه مخصوص استاندارد و در مجاورت شعله آتش گرفته و خاموش شود. واحد نقطه اشتعال درجه فارنهایت می باشد (اخیراً بر حسب درجه سانتیگراد گزارش می شود)

مهمترین استفاده از نقطه اشتعال رعایت نقاط ایمنی در موارد حمل و نقل، ذخیره سازی، آلودگی محیط زیست و تشخیص وجود مواد سبکتر از حدّ استاندارد در فرآورده های سنگین می باشد. البته نقطه اشتعال با نقطه آتش فرق دارد و نبایستی با Fire Point اشتباه شود.

نقطه آتش:

تعریف: درجه حرارتی است که در آن درجه حرارت فرآورده به سوختن ادامه دهد.

برحسب فرآورده های نفتی روشهای مختلفی جهت اندازه گیری نقطه اشتعال وجود دارد که درباره هر یک شرح داده خواهد شد.

اسم روش

موارد مورد استفاده

Tag open cup abel

برای حلال قابل اشتعال بین صفر تا 235 درجه فارنهایت

Cleveland open cup

برای فرآورده هایی که نقطه اشتعال آنها کمتر از 175 درجه فارنهایت است

Tag closed cap

برای کلیه فرآورده های نفتی به استثنای نفت کوره و فرآورده هائیکه نقطه اشتعال کمتر از 175 درجه فارنهایت دارند.

Pensky mertens closed tester

برای فرآورده هایی که نقطه اشتعال بالاتر از 175 درجه فارنهایت دارند مانند نفت کوره و نفت گاز

صفحه 1-42

چون برشهای نفتی از تعداد زیادی از هیدروکربورها تشکیل شده است لذا مثل ترکیبات خالص نقطه جوش ثابت و مشخصی نداشته بلکه در هر فشاری در محدوده ای از درجه حرارت خواهد جوشید. جهت درک بهتر پدیده جوشیدن برش های نفتی تعریف و شناخت تحول تقطیر لازم بنظر می رسد.

تقطیر: عمل جدا کردن یک مایع از چند مایع بوسیله جوشاندن و مایع کردن دوباره آن بوسیله سرد کردن را تقطیر گویند. در این پدیده مولکولهای سبکتر (فرارتر) زودتر از مولکولهای سنگین تر (غیرفرار) از مخلوط اصلی جدا می شود.

صفحه 1-51

تقطیر مواد نفتی در فشار کم (تقطیر در خلاء اتوماتیک)

وسایل لازم:

دستگاه تقطیر اتوماتیک تقطیر در خلأ و لوازم مربوطه

طرز کار:

با توجه به وزن مخصوص نمونه در دمایی که Reciver دارد وزن 200 میلی لیتر نمونه را محاسبه کرده و در داخل فلاسک تقطیر به صورت وزنی 200 میلی لیتر نمونه برمی داریم. در دستگاه اتوماتیک (کامپیوتری) موجود، این مقدار توسط کامپیوتر محاسبه می شود، پس از اینکه مشخصات نمونه به دستگاه (کامپیوتر) داده شد مشخصات چگونگی تقطیر در جداول مختلف به کامپیوتر داده می شود و نهایتاً پس از دادن وزن مخصوص و تعیین مقدار وزن نمونه توسط دستگاه نمونه را وزن کرده در داخل هیتر دستگاه قرار می دهیم و پس از تایید نهایی تمام مراحل توسط زدن دکمه Enter دستگاه، تقطیر نمونه به صورت اتوماتیک آغاز می شود. ابتدا نمونه تا دمای 60 درجه سانتیگراد گرم می شود. سپس افزایش دما متوقف شده و سیستم پمپ خلأ، فشار سیستم تقطیر را تا حد 1.00 Torr پایین می آورد. پس از آنکه با کنترل فشار در حد یک Torr گرم کردن نمونه مجدداً آغاز شد تا زمانی که نمونه به جوش آمده و تقطیر آغاز شود، و با توجه به داده های مربوطه به کامپیوتر، چگونگی تقطیر توسط دستگاه تا زمانی که 95% از نمونه تقطیر شود، کنترل می شود. سپس تقطیر خاتمه یافته و فلاسک تا دمای 140 درجه سانتیگراد خنک شده و پس از آن فشار داخل سیستم به محیط راه پیدا کرده و دستگاه آماده ضبط اطلاعات مربوط به تقطیر می گردد. پس از ضبط کردن اطلاعات بر روی دیسکت می توان اطلاعات را توسط پرینتر ثبت کرد.

صفحه 2-51

اندازه گیری رنگ مواد نفتی

به طور کلی رنگ را می توان ارزیابی حس بینایی نسبت به کیفیتهای اشعه نورانی جاذب و دافع یک جسم دانست. عموماً آزمایش تعیین رنگ از روی مقایسه انجام می گیرد زیرا هر رنگ قادر است مقدار معینی هادی نور باشد که چون مقدار نور کدر عبور کننده از یک حجم فرآورده ها، شاخص رنگ آن خواهد شد می توان از این پدیده روش قیاسی تعیین رنگ را مورد استفاده قرار دهیم. در صنعت نفت رنگ هر فرآورده نفتی معرف چگونگی پالایش فراورده مربوطه است. هیدروکربورهای خطی شفاف و بی رنگ هستند. Colour آب دیانایز در 5 درجه سانتیگراد ، 30 می باشد.

در صنعت نفت برای تعیین رنگ فرآورده های مختلف نفتی از روشهای گوناگونی استفاده می شود که در اینجا 2 روش بکار رفته در آزمایشگاه را توضیح می دهیم.

الف- این روش برای تمام محصولات نفتی که رنگی بین 5/0 تا 8 داشته باشند قابل اندازه گیری می باشد.

وسایل لازم:

1- دستگاه اندازه گیری رنگ مطابق شکل (یبوست)

2- 16 عدد شیشه رنگی استاندارد.

3- لوله مخصوص به اندازه های 130-120 میلیمتر ارتفاع و 4/33-5/32 میلیمتر قطر داخلی و ضخامت 2-2/1 میلیمتر.

طرز کار:

مقدار معینی از نمونه را داخل لوله آزمایش ریخته (حداقل تا ارتفاع 45 میلیمتری لوله) و در لوله دیگر به همان نسبت آب مقطر می ریزیم لوله ها را داخل دستگاه Colorimeter گذاشته و توسط عدسی چشمی رنگ نمونه را مقایسه می کنیم آنقدر پیچ را می چرخانیم تا رنگ مشاهده شده در دو نیم دایره یکی شود در این حالت عدد بدست آمده برابر است با عدد رنگ نمونه مورد آزمایش در صورتیکه رنگ بیشتر از 8 باشد عدد رنگ را 8 < گزارش می کنیم. در مورد نمونه هایی که شفاف و روان نیستند نمونه را تا 6 درجه سانتیگراد یا 10 درجه فارنهایت بالاتر از نقطه ابری نمونه حرارت می دهیم. در صورتیکه رنگ بیشتر از 8 باشد 15% از نمونه و 85% نفت سفید را مخلوط کرده و آزمایش را تکرار می کنیم. می توان نمونه را 30-20 درجه فارنهایت گرم کرد. در حالیکه رنگ نمونه بیشتر از 8 باشد باید روی نمونه spot test را نیز انجام داد.

Spot test

همانطور که در بالا توضیح داده شد این تست را روی
نمونه هایی که دارای عدد رنگ بیشتر از 8 می باشد انجام می دهند. روش کار به این صورت است که ابتدا یک کاغذ صافی تمیز را برداشته توسط پیپت یک یا چند قطره از نمونه را در چند نقطه کاغذ صافی
می ریزیم و توسط حرارت آنرا کاملا خشک می کنیم اگر در محل قطرات نمونه لکه های سیاهرنگ یا هاله های پررنگی باقی مانده باشد نشان دهنده این است که نمونه ما دارای مواد آسفالتی می باشد در غیر این صورت دارای مواد آسفالتی نیست.

ب- این روش برای کلیه محصولات شفاف و روشن L.S.R.G و H.S.R.G و Kero و Unifiner و Platcharge و Platformate و محصولات دیگر مورد آزمایش قرار می گیرند که محدوده رنگ آنها بین 30+ (روشن ترین) و 16- (تیره ترین) می باشد.

وسایل لازم: دستگاه Saybolt Cromometer

طرز کار:

این روش مخصوص نمونه های بی رنگ مثل نفت سفید می باشد. در این روش ارتفاعی از ستون نمونه با ستونی از هوا با استفاده از عدسی های رنگی مقایسه می شود شماره رنگها در این آزمایش بین 30+ روشن ترین رنگ تا 16- تیره ترین رنگ می باشد. مقداری از نمونه صاف شده را وارد لوله مدرج می کنیم در زیر لوله دیگر عدسی های رنگی استاندارد قرار می دهیم و از بالا عمود نگاه می کنیم جهت بهتر دیدن از نور چراغ استفاده می گردد. توسط شیری که در زیر لوله مدرج است مقداری از مایع را خالی می کنیم، تا آنجاییکه رنگ لوله مزبور با رنگ شاهد یکی شود در این حالت ارتفاع مایع موجود در لوله را خوانده و طبق جدول شماره یک Test Method مقدار رنگ را گزارش می کنیم.

توجه شود مقایسه با عدسی شماره دو صورت می گیرد ا گر نمونه روشن تر از عدسی دو بود با عدسی شماره یک مقایسه می شود و در صورتیکه از عدسی یک هم روشن تر بود از عدسی 2/1 استفاده می گردد.

صفحه 1-56

تعیین وزن مخصوص و چگالی و گراویته API در محصولات نفتی (Specific Gravity)

این روش شامل تعیین آزمایشگاهی چگالی و وزن مخصوص مواد نفتی است که بوسیله چگالی سنج (Hydrometer) انجام
می شود.

این روش برای تمام مواد نفتی مایع سبک که شفاف باشند و همچنین برای مواد نیمه سنگین و سنگین بشرطی که به اندازه کافی زمان داده شود تا چگالی سنج به حالت تعادل قرار گیرد انجام می شود و گاهی لازم است نمونه های سنگین را بطور یکنواخت گرم کرد تا عمل تعیین چگالی بهتر انجام شود.

خلاصه آزمایش:

نمونه را به درجه حرارت آزمایش رسانیده و در ظرف مخصوص که به همان درجه حرارت است بریزید و آنگاه چگالی سنج مناسب را آهسته در آن فرو برده و مهلت می دهید تا ثابت بماند و در همان حال درجه حرارت نمونه را اندازه گرفته، هنگامیکه درجه حرارت نمونه و چگالی سنج بحالت تعادل رسید درجه چگالی را و همچنین درجه حرارت را یادداشت کنید. در بعضی موارد بهتر است ظرف نمونه و چگالی و حرارت سنج درون آن را در حمام مخصوص با درجه حرارت ثابت قرار داد تا از تغییر زیاد درجه حرارت که باعث اشتباه در مقدار چگالی می شود جلوگیری شود.

اهمیت چگالی وزن مخصوص به دلایل مختلف بسیار زیاد است و از آن جمله تعیین چگالی و API Gravity نفت خام که یکی از فاکتورهای اصلی برای قیمت گذاری نفت خام می باشد و همچنین وزن مخصوص محصولات نفتی برای تعیین وزن محموله های وزنی بسیار ضروری می باشد.

تعاریف:

1- وزن مخصوص در این روش عبارت است از وزن واحد حجم در 15 درجه سانتیگراد (60 درجه فارنهایت) مثلا گرم در سانتیمتر یا کیلوگرم در لیتر.

2- وزن مخصوص نسبی یا چگالی که در این روش نسبت وزن مخصوص یک مجهول نفتی در 15 درجه سانتیگراد (60 درجه فارنهایت) به وزن مخصوص آب در همین درجه می باشد.

3- چگالی API در این روش از فرمول زیر حاصل می شود. (چگالی ها همه در 60 درجه فارنهایت می باشند).

وسایل لازم:

1- چگالی سنج (Hydrometer) مدرج که مطابق با استانداردهای ASTM یا B.S. که مطابق با لیست ضمیمه می باشند.

2- حرارت سنج مطابق با استانداردهای B.S. یا ASTM (که در لیست ضمیمه آمده است)

3- استوانه چگالی از جنس شیشه، پلاستیک یا آهن که قطر داخلی آن حداقل 25 میلیمتر از قطر بیرونی چگالی سنج بیشتر باشد و بلندی استوانه طوری باشد که فاصله ته چگالی سنج مناسب هر نمونه ای حداقل 25 میلیمتر از قطر بیرونی چگالی سنج بیشتر باشد و بلندی استوانه طوری باشد که فاصله ته چگالی سنج مناسب هر نمونه ای حداقل 25 میلیمتر با ته استوانه فاصله داشته باشد.

4- حمام ثابت مخصوص چگالی که بر حسب نیاز و شرایط نمونه از حرارت محیط سردتر و یا گرمتر انتخاب می شود.

درجه حرارت آزمایش:

چگالی دقیق هر نمونه نفتی در 60 درجه فارنهایت بدست می آید و در مورد چگالی مواد نفتی بهتر است سعی شود که هر چه به این درجه نزدیکتر باشد، معهذا بر حسب نیاز می توان چگالی را در درجاتی بین (صفر تا 195 درجه فارنهایت) مطابق جدول 3 ضمیمه مشاهده نمود و بعد از روی جدول تبدیل که در آزمایشگاه موجود است آنها را به درجه 60 فارنهایت تبدیل کرد.

روش آزمایش:

1- درجه حرارت نمونه را بر طبق اطلاعات داده شده در جدول 1 تنظیم کنید و حرارت چگالی سنج و استوانه آزمایش و خود نمونه باید یکی باشد (معمولاً نمونه سرد شده را در استوانه تمیز ریخته، چگالی سنج را در آن قرار داده تا حرارت نمونه و ظرف و چگالی سنج یکی شود و گاهی چنانچه لازم باشد همه را در حمام آب سرد و یا گرم وارد نموده وقتیکه حرارت به تعادل رسید درجه حرارت آن را تعیین کرده و سپس با دقت و سرعت میزان چگالی را از روی چگالی سنج با دقت 0001/0 بخوانید. باید دقت کرد که چگالی سنج در موقع خواندن بی حرکت بوده و در عین حال طوری باشد که کاملاً در استوانه
غوطه ور باشد و چنانچه بطرف پایین و یا بالا کشیده شود دوباره سرجای خود برگردد).

2- برای خواندن و یا بعد از خواندن درجه چگالی به اندازه 2 درجه آنرا بطرف پایین فشار دهید و ببینید که آیا بجای قبلی خود برمی گردد.

تبصره: در مورد خواندن نمونه های شفاف مانند بنزین و نفت سفید و گازوئیل، باید حد وسط بین انحناء بالا و انحنای پایین را در نظر گرفته و بعنوان چگالی یادداشت کنید، ولی در مورد نمونه های سیاه که انحناء زیرین مشخص نیست انحناء بالا را خوانده و با توجه به وضعیت چگالی سنج در مورد نمونه های شفاف مقدار معینی از آن را کم کنید و درجه حرارت را هم با دقت 1 درجه فارنهایت (5/0 درجه سانتیگراد) یادداشت کنید.

محاسبه و گزارش:

1- هر گونه تصحیح لازم را در مورد حرارت سنج و چگالی سنج را در نظر داشته و در محاسبات بکار برید و تا 0001/0 دقت مقادیر چگالی وزن مخصوص و همچنین تا 1/0 دقت API Gravity را منظور کنید. درجه حرارت را نیز تا 1 درجه فارنهایت یا 5/0 درجه سانتیگراد دقت در نظر داشته باشید و درجات حرارت را قبل از خواندن چگالی و بعد از آن یادداشت کرده نباید بیش از یک درجه فارنهایت اختلاف داشته باشند.

2- در مورد درجات حرارت زیر یا بالای 60 درجه فارنهایت آنها را با استفاده از جداول کتاب The petroloum Measurement Tables بشرح زیر تصحیح کنید:

2-1- در مورد وزن مخصوص برای تبدیل به 15 درجه سانتیگراد (60 درجه فارنهایت) از جداول 53A یا 25B استفاده کنید.

2-2- در مورد چگالی (Specific Gravity) و تبدیل به 60 درجه فارنهایت از جداول 23A یا 25B استفاده کنید.

2-3- در مورد API Gravity جداول 5A و 5B را بکار برید. بعلاوه با استفاده از جداول مختلف کتاب می توان اندازه گیری از یک نوع را به نوع دیگر تبدیل کرد. مثلا از وزن مخصوص به چگالی و یا برعکس و به این منظور می توان از جداول 3-21 و 51 استفاده کرد.

3- مقادیر نهائی را چنانچه وزن مخصوص باشد در واحد کیلوگرم در لیتر در 15 درجه سانتیگراد و اگر چگالی باشد در 60 درجه فارنهایت و یا درجات مترادف API گزارش کنید.

دقت آزمایش:

1- در مورد نمونه های شفاف برای یک نفر و یک نمونه در مورد چگالی وزن مخصوص 0005/0 و برای نمونه های تیره 0006/0 و برای چگالی API2/0 می باشد.

2- دقت آزمایش بین دو آزمایشگاه برای نمونه های شفاف در مورد چگالی و وزن مخصوص 0012/0 و برای نمونه های تیره 0015/0 و برای چگالی API برابر 5/0 می باشد.

3- برای نمونه های خیلی سنگین دقت معینی تعیین نشده است.

صفحه 5-56

دستورالعمل اندازه گیری NaOH%

روش آزمایش بر اساس اندازه گیری گراویتی می باشد.

وسایل مورد نیاز:

1- هایدرومترهایی با رنجهای مختلف 2- سیلندر (مزور) 250cc و 500cc

شرح آزمایش:

در این روش به دلیل اینکه در صد سود بالا می باشد و نمی توان بطریقه وزنی این آزمایش را انجام داد، بطریقه اندازه گیری گراویتی آنها اقدام می شود، برای اینکار جدولی موجود می باشد که در آن سه دمای مختلف (50oF و 60oF و 70oF) جهت انجام آزمایش تعیین شده است و دمای نمونه را باید به یکی از این سه دما رساند و سپس به وسیله هایدرومتر، گراویتی آن را اندازه گرفته و آن مقدار را با دمای حین آزمایش در جدول برده و از روی آن مقدار درصد سود مورد آزمایش را بدست آوریم.

محاسبات:

این آزمایش محاسبه خاصی ندارد و با دانستن دمای نمونه در حین آزمایش و اندازه گیری گراویتی با هایدرومتر می توان از روی جدول درصد محلول سود مورد نظر را بدست آورد.

اندازه گیری %NaOH ، Total Alkal ، Spend ، Strong

وسایل مورد نیاز: 1- بورت 2- سیلندر مدرج 3- ارلن های 250cc 4- هایدرومترهای مناسب

محلول های لازم:

1- برموتیمول بلو Bromothymol blue

2- ایزوپروپیل الکل

3- آب

4- برموفنل بلو Bromophenol blue

5- اسید کلریدریک 0.1N

شرح آزمایش:

ابتدا توسط هایدرومتر مناسب درصد تقریبی قلیائیت نمونه را بر حسب درصد وزنی NaOH بدست آورده و سپس مطابق جدول زیر مقدار نمونه لازم جهت آزمایش را بر حسب وزنی یا حجمی مشخص می نمائیم:

مقدار نمونه

غلظت NaOH

10±0.1ml

0-2 درصد وزنی

5±0.05ml

2-4 درصد وزنی

2±0.01gr

4-8 درصد وزنی

1±0.01gr

8 به بالا

دو نمونه را بستگی به درصد سودای آنها (مطابق جدول بالا) آماده کرده و آنرا در فلاسکهای 250cc ریخته و به هر کدام از آنها 50cc آب و 50cc ایزوپروپیل الکل اضافه می کنیم به یکی از فلاسکها چند قطره معرف برموتیمول بلو افزوده و سپس با اسیدکلریدریک 0.1N تیتر کرده تا محلول فوق به نقطه پایانی (زرد رنگ) برسد، مقدار اسید مصرفی در این مرحله را به عنوان نقطه پایانی برموتیمول بلو یادداشت کرده که نشاندهنده قدرت بازی نمونه می باشد. (B)

به فلاسک بعدی چند قطره از معرف برموفنل بلو افزوده و آنرا نیز با اسید کلریدریک 0.1N تیتر می کنیم تا به نقطه پایانی (زرد- سبز) برسد، مقدار اسید مصرفی در این مرحله را به عنوان نقطه پایانی برموفنل بلو یادداشت می کنیم. (A)

محاسبات:

طبق روابط زیر محاسبات انجام می گیرد:

درصد قلیائیت کل بر حسب NaOH

A = حجم اسید مصرفی جهت نقطه پایانی برموفنل بلو

N = نرمالیته اسید (HCl)

W = وزن نمونه (ml × Sp.Gr.)=gr

درصد وزنی باز قوی بر حسب NaOH

B = حجم اسید مصرفی جهت نقطه پایانی برموتیمول بلو

N= نرمالیه اسید (HCl)

W= وزن نمونه

صفحه1-67

روش تعیین نقطه انجماد Feezing point

این روش برای بررسی ذرات جامد جداشدنی در درون موتور هواپیما و سوختهای توربینی هوایی در شرایط دمایی مشابه با دمایی که هواپیما در هنگام پرواز با آن موجه است انجام می شود. نقطه انجماد دمایی است که در آن دما کریستالهای هیدروکربن که در اثر سرما ایجاد شده اند ناپدید می شوند.

وسایل لازم:

1- دستگاه Freezing point با حمامهای مختلف

2- جار مخصوص Freezing point 3- ترمومتر 4- همزن

روش کار:

25 ml از سوخت را درون یک لوله تمیز و خشک قرار می دهیم سرپوش را که شامل دماسنج و همزن است بر روی آن قرار داده بطوری که مخزن دماسنج درست در مرکز نمونه قرار بگیرد. لوله را با یک گیره محکم کرده از دی اکسید کربن جامد و یا گاز N2 برای سرد کردن Vaccum استفاده می کنیم بطوریکه دمای آن بالاتر از دمای لوله نمونه باشد. نمونه را بطور یکنواخت هم می زنیم. برای مشاهده دورن لوله این عمل را قطع کرده توجه می کنیم که حلقه های هم زن در طول آزمایش زیر سطح نمونه قرار داشته باشند. دمایی که کریستال های هیدروکربن ظاهر می شود را یادداشت می کنیم. لوله آزمایش را از داخل ماده سرد کننده خارج کرده و اجازه می دهیم نمونه به تدریج گرم شود عمل هم زدن را بطور مداوم انجام می دهیم. دمایی که کریستالهای هیدروکربن کاملاً ناپدید شدند را یادداشت می کنیم اگر اختلاف این دو دما بیش از 3 درجه سانتیگراد باشد عمل سرد کردن و گرم کردن را تکرار کرده تا تفاوت این دو دما کمتر از 3 درجه سانتیگراد شود.

گزارش:

میانگین دو دمای بدست آمده را به عنوان نقطه انجماد گزارش می کنیم.

صفحه 1-70

روشی دیگر برای جدا کردن آب از فرآورده های نفتی

این روش برای اندازه گیری میزان آب در مواد نفتی بوسیله تقطیر می باشد. محدوده این آزمایش از 1/5% به بالا می باشد و بر روی محصولات شفاف و نیمه سبک قابل اجرا می باشد.

وسایل لازم:

1- فلاسک تقطیر

2- تولوئن به عنوان حلال

3- هیتر

طرز کار:

مقداری از نمونه را که بستگی به مقدار آب موجود در نمونه دارد در فلاسک تقطیر ریخته به آن مقداری حلال (تولوئن) اضافه نموده و جریان آب سرد را برقرار می کنیم، دستگاه را سوار، سپس هیتر را روشن و دمای فلاسک را تا نقطه جوش بالا برده تا مخلوط آب و حلال در قسمت آبگیر (Trap) جمع شود این عمل را آنقدر ادامه می دهیم (حدود 30-20 دقیقه) تا حجم آب در آبگیر اضافه نشود سرانجام حجم آب جمع شده در آبگیر را یادداشت می کنیم.

محاسبات:

مقدار نمونه مصرفی بر حسب ml = W

حجم آب جمع شده در Trap بر حسب V = m1

به صفحه 58 اضافه شود

لازم به ذکر است برای نمونه های از قبیل سوخت جت و هواپیما و روغن های توربین همین آزمایش را انجام می دهیم به اضافه اینکه لوله آزمایش حاوی نمونه و تیغه را داخل پمپ قرار داده و مدت 2 ساعت در حمام 100 درجه سانتیگراد قرار می دهیم.

صفحه 2-75

تعیین فشار بخار Vapro Pressure

فشار بخار یک مایع عبارتست از فشاری که به سطح مایع وارد می شود تا از تبخیر بیشتر آن مایع جلوگیری نماید. این فشار بخار با افزایش درجه حرارت مایع با محیط محفظه، افزایش می یابد. در بنزین موتور اگر حداکثر فشار حاصل از گازهای بنزینی در درجه حرارت محیط از حد معینی تجاوز نماید بنزین شروع به تبخیر نموده و بنزین در سیستم سوخت موتور در حد فاصل بین مخزن اصلی و لوله خروجی کاربراتور به صورت حبابهای گازی در خواهد آمد.

این پدیده که به آن قفل بخار گویند باعث می شود که سوخت که باید به صورت مایع به کاربراتور برسد به صورت گاز درآید. در اثر نرسیدن سوخت کافی به کاربراتور و سرسیلندرها قدرت موتور کاهش و در یک مدت زمانی از کار می افتد. برای جلوگیری از این اشکال در دمای سرد سال بنزین موتور را با حداکثر 10 پوند بر اینچ مربع و در دمای گرم سال با حداکثر 8 پوند بر اینچ مربع تحویل امور پخش
می نمایند روشهایی که در صنایع نفتی جهت تعیین مقدار فشار بخار به کار می روند متفاوتند. در آزمایشگاه بیشتر جهت تعیین فشار بخار بنزین یا فرآورده های نفتی سبک از روشی به نام روش Reid استفاده می شود که معمولاً یبن 10 الی 15% از فشار بخار واقعی کمتر است.

این آزمایش در 100 درجه فارنهایت با چهار برابر حجم هوا، بنزین یا فرآورده های سبک نفتی صورت می گیرد.

صفحه 1-86

طرز کار:

قبل از استفاده از دستگاه رعایت نکات زیر ضروری است و بعنوان بازدید اولیه مبنای کار می باشد.

1- شیرهای مربوط به خنک کننده باز شود و اطمینان حاصل شود که جریان آب برقرار می باشد.

2- روغن موتور چک شود و سطح روغن باید بالاتر از نیمی از سطح گیج نشاندهنده روغن باشد.

3- درجه حرارت روغن موتور باید در کلیه شرایط 135+15oF باشد.

4- مقدار آب بی کرومات داخل خنک کننده روی نشاندهنده شیشه ای باید در قسمت پایین باشد.

5- حتماً باید پیستون (داخل سیلندر) در حالت
TOPD CENTER (TDC) باشد.

6- اگر چنانچه میکرومتر عدد پایین را نشان می دهد بهتر است قبل از روشن کردن موتور فضای بالای سیلندر را به حد نصاب برسانیم (بالاتر از 500) سپس اقدام به روشن کردن موتور می کنیم.

7- کلید جرقه را روشن کرده و سپس موتور را روشن می کنیم.

8- جهت گرم شدن موتور ابتدا بهتر است که از سوخت ISO.OCT استفاده شود در صورت نبودن آن از سوختهای معمولی نیز می توان استفاده کرد.

9- هرگاه فشار روغن در شرایط فوق به 25-30psi و مقدار آب بیکرومات روی علامت نصب شده رسید موتور آماده تست می باشد.

در هنگام آزمایش رعایت نکات زیر الزامی است:

در این حالت نمونه مورد نظر را که هدف تعیین اکتان آن
می باشد، داخل یکی از کاربراتور ها ریخته و کاربراتور را در حد بالای آن قرار می دهیم، این عمل بوسیله چرخاندن پیچ بزرگی که زیر آن تعبیه شده امکان پذیر می باشد.

اگر محدوده اکتان نمونه مشخص باشد با ساختن دو نمونه شاهد یکی پایین تر از آن به مقدار یک اکتان و یکی بالاتر از آن به مقدار یک اکتان می توان آزمایش را شروع کرد.

اگر محدوده آن مشخص نباشد می توان با ساختن یک نمونه شاهد از پایین ترین وضعیت یا بالاترین وضعیت آزمایش را آغاز کرد. (شاهدی با اکتان 85 یا 95 ساخته شود.)

برای اینکار طبق جدول شماره 1 موجود در تابلوی پشت دستگاه عمل می شود ، که در این جدول مقدار iso.oct و 80.oct جهت ساختن نمونه شاهد تعیین شده است.

پس از ساختن این نمونه آنرا داخل یکی از کاربرتورها ریخته و جهت آزمایش کاربراتور را در بالاترین حد خود قرار می دهیم. سپس حجم محفظه بالای سیلندر را طبق جدول شماره دو با توجه به فشار محیط که بوسیله بارومتر تعیین می شود با در نظر گرفتن عدد اکتان ساخته شده بطور افقی و فشار بارومتر بطور عمودی و تقاطع این دو در جدول تعیین می گردد.

این عدد با دستگیره COMPRESSION RATIO در یکی از دو جهت بالا یا پایین بر روی میکرومتر تنظیم می گردد.

بعد از این مراحل مقادیر ماکزیمم ضربه برای نمونه شاهد و نمونه مورد نظر را بدست می آوریم و از روی آنها مقدار اکتان نمونه مورد نظر را پیدا می کنیم.

دستگاه مورد نیاز:

دستگاه موتور اکتان

محلولهای مورد نیاز:

Iso.oct و 80.oct جهت ساختن شاهد

محاسبات:

با داشتن مقادیر ماکزیمم ضربه برای نمونه شاهد و نمونه مورد نظر و مقدار اکتان نمونه شاهد می توان مقدار اکتان نمونه مورد نظر را بدست آورد.

از تناسب روبرو مقدار X به راحتی بدست می آید:

A مقدار اکتان نمونه شاهد مقدار ضربه برای نمونه شاهد B

X=? مقدار ضربه برای نمونه مورد نظر C

 


از این که از سایت ما اقدام به دانلود فایل ” گزارش کارآموزی پالایشگاه نفت تهران ” نمودید تشکر می کنیم

هنگام دانلود فایل هایی که نیاز به پرداخت مبلغ دارند حتما ایمیل و شماره موبایل جهت پشتیبانی بهتر خریداران فایل وارد گردد.

فایل – گزارش کارآموزی پالایشگاه نفت تهران – با کلمات کلیدی زیر مشخص گردیده است:
گزارش کارآموزی پالایشگاه نفت تهران ;اندازه گیری رنگ مواد نفتی;دستگاه Saybolt Cromometer

کارآموزی شرکت گازرسانی طلوع 40 صفحه doc

شرکت گازرسانی طلوع، در سال 1370 با ثبت شرکت، رسماً فعالیت خود را در منطقه ای از قوچان آغاز کرد و با جذب پرسنل و تهیه ی امکانات لازم، در این حرفه اقدام به کار کرد اصول و مراحل گازرسانی به یک واحد ساختمانی که توسط شرکت انجام می شود، به شرح زیر می باشد 1 تهیه ی نقشه ی ساختمان 2 مشخص کردن کوتاه ترین مسیر عبور لوله 3 مشخص کردن طول آخرین مصرف ک

فرمت فایل: doc

تعداد صفحات: 40

حجم فایل: 175 کیلو بایت

قسمتی از محتوای فایل و توضیحات:

فهرست مطالب

عنوان صفحه

مقدمه 5

فصل اول

طراحی سیستم لوله کشی گاز و انتخاب مصالح 6

طراحی سیستم لوله کشی گاز ساختمان ها 6

مشخصات مواد و مصالح مصرفی 16

جداول مشخصات لوله و اتصالات فولادی 20

فصل دوم

اجرای سیستم لوله کشی گاز طبیعی 23

لوله کشی 23

لوله کشی روکار 24

لوله کشی توکار 26

عایق کاری لوله ها 28

جوشکاری 29

جوش لب به لب 29

عنوان صفحه

جوش ماهیچه ای 30

آماده سازی برای جوشکاری 30

کنترل کیفیت جوش 31

معایب ظاهری جوش 31

فصل سوم

آزمایش ، بازرسی ،تحویل و تزریق گاز در سیستم لوله کشی گاز 37

اصول مهم در کنترل کیفیت سیستم های لوله کشی گاز 37

آزمایش نشت لوله 39

بستن مجاری خروجی گاز 39

بررسی نشت گاز در سیستم لوله کشی بعد از باز کردن جریان گاز 40

بررسی نشت گاز با استفاده از کنتور 40

اقدمات لازم در صورت وجود نشت گاز 40

مقدمه:

شرکت گازرسانی طلوع، در سال 1370 با ثبت شرکت، رسماً فعالیت خود را در منطقه ای از قوچان آغاز کرد و با جذب پرسنل و تهیه ی امکانات لازم، در این حرفه اقدام به کار کرد. اصول و مراحل گازرسانی به یک واحد ساختمانی که توسط شرکت انجام می شود، به شرح زیر می باشد:

1. تهیه ی نقشه ی ساختمان.

2. مشخص کردن کوتاه ترین مسیر عبور لوله.

3. مشخص کردن طول آخرین مصرف کننده تا سر علمک.

4. سایزبندی لوله ها.

5. شروع جوشکاری.

6. تست با فشار psi10.

7. مراحل بازرسی و تأیید توسط سازمان نظام مهندسی.

فصل اول

طراحی سیستم لوله کشی گاز و انتخاب مصالح

طراحی سیستم لوله کشی گاز ساختمان ها

1- مراحل طراحی شبکه ی لوله کشی گاز

در طراحی شبکه ی لوله کشی گاز باید اطلاعات و مدارک زیر تهیه شود .

الف) نقشه ی لوله کشی گاز در پلان محوطه و طبقاتی که در آن ها لوله ی گاز کشیده خواهد شد ، ( اعم از زیرزمین ، هم کف یا طبقات بالاتر ) به اضافه ی محل قرار گیری دودکش ها با ذکر مشخصات آن ( ارتفاع ، قطر ، جنس و نوع ) ؛

ب) نقشه ی ایزومتریک با ذکر طول و قطر لوله ها بر روی آن ؛

پ) زیر بنا یا فضای مفید ساختمان به متر مربع و مقدار مصرف گاز هر یک از وسایل گازسوزی که به این سیستم لوله کشی متصل می شود و یا در آینده متصل خواهد شد بر حسب متر مکعب گاز یا کیلوکلری در ساعت ؛

ت) کروکی محل ملک مورد تقاضا ، که باید در زیر برگ تفاضا با ذکر نشانی های لازم ترسیم شود ؛

ث) فهرست اجناس مصرفی با ذکر استانداردهای مربوطه و مقدار آن در جدولی که نمونه ی آن داده شده است ( پیوست پنج- فهرست اجناس مصرفی ) که باید در سمت راست قسمت پایین نقشه آورده شود .

ج) مقیاس نقشه ها نباید از 100 : 1 کوچکتر باشد .

2- محل ورود انشعاب گاز به ملک مصرف کننده

الف) محل ورود انشعاب گاز حتی الامکان باید در نزدیک ترین نقطه ی محدوده ی ملک به شبکه ی لوله کشی گاز شهری قرار گیرد .

ب) محل ورود انشعاب نباید در جایی قرار گیرد که احتمال صدمه دیدن داشته باشد و یا به طور کلی در محل نا امنی قرار گیرد .

3- پیش بینی محل نصب تنظیم کننده ی فشار گاز و کنتور

الف) تنظیم کننده ی فشار گاز باید در فضای باز نصب شود .

ب) ابتدای لوله کشی داخلی ملک که با هماهنگی شرکت گاز ناحیه تعیین می گردد ، باید نزدیک به مکانی باشد که در آینده تنظیم کننده ی فشار و کنتور نصب خواهد شد . چنان چه علمک گاز قبلاً نصب شده باشد ، به شرح زیر است :

1- برآورد مصرف گاز تا 25 متر مکعب در ساعت : فاصله ی ابتدای لوله کشی از انتهای شیر قبل از رگولاتور ( که روی انشعاب نصب شده ) L مساوی 50 سانتی متر طبق شکل 1 .

2- برآورد مصرف گازبیش از 25 تا160متر مکعب در ساعت : فاصله ی ابتدای لوله کشی از انتهای شیر قبل از رگولاتور ( که روی انشعاب نصب شده ) L مساوی 60 سانتی متر طبق شکل 1 .

4- نصب کنتور

الف) کنتور باید در داخل محدوده ی ملک مسترک ، حتی الامکان بلافاصله پس از تنظیم کننده ی فشار قرار گیرد .در صورتی که مکان مناسبی در نزدیکی تنظیم کننده ی فشار وجود نداشته باشد باید کنتور را در جایی نصب کرد که در معرض جریان هوا باشد . در صورتی که کنتور در داخل محفظه ی مخصوص ، که در دیوار تعبیه گردیده است ، نصب شود ، در این محفظه که معمولاً بسته است باید به وسیله ی هواکش به فضای آزاد راه داده شود ؛

ب) کنتور نباید در محل هایی که امکان بروز و تشدید آتش سوزی دارد ، تصب گردد ؛

پ) کنتور باید در مکان و وضعیتی نصب گردد که به راحتی قابل خواندن و دسترسی برای تعمیر و سرویس باشد . ارتفاع محل نصب کنتور بر روی دیوار تا کف زمین باید حدود 5/1 متر باشد . ضمناً باید کنتور طوری نصب شود که در معرض صدمات فیزیکی قرار نداشته باشد ؛

ت) در زمان اجرای سیستم لوله کشی گاز باید در محلی که برای نصب کنتور در نظر گرفته شده است ، یک مهره و ماسوره یا فلنج روی سیستم لوله کشی نصب شود تا در زمان نصب کنتور در این محل ، مشکلی از نظر لوله کشی پیش نیاید ؛ طبق شکل (3 )

ث) فاصله ی کنتور از منابع تولید اشتغال از قبیل کوره ، آبگرمکن باید حد اقل یک متر باشد ؛

ج) فاصله ی کنتور از سیم های برق که روی کار نصب شده اند باید حداقل 10 سانتی متر و از کنتور برق 50 سانتی متر باشد .

5- شیرها ومحل نصب آن ها

الف) شیرهایی که در لوله کشی گاز به کار می روند باید از نوع برنجی ربع گرد توپکی باشد ؛

ب) شیر اصلی مصرف در لوله کشی گاز ساختمان باید بلافاصله بعد از کنتور نصب شود ؛

پ) شیر واحد مسکونی در ساختمان های دارای بیش از یک واحد مسکونی باید بر روی لوله ی انشعاب هر واحد که از لوله های بالا رونده یا انشعاب دهنده ی اصلی منشعب می گردد ، در محل مناسبی که در معرض صدمات فیزیکی نباشد ولی قابل دسترسی برای ساکنین آن ساختمان وهر چه نزدیک تر به لوله ی اصلی باشد یک شیر برای قطع سریع و کامل جریان گاز نصب شود .

ت) قطر شیرهای فرعی باید با قطر لوله ی تغذیه ی گاز هر آپارتمان که وارد آن آپارتمان می شود یکسان باشد ؛

ث) اگر ملکی دارای چند ساختمان مجزا باشد ، هر ساختمان به غیر از شیر قطع کننده ی اصلی باید یک شیر مستقل قطع کننده داشته باشد ؛

ج) برای دستگاه های گازسوزی که ما بین قفسه بندی قرار می گیرند ، شیر انشعاب باید طوری نصب شود که بالاتر از ارتفاع قفسه ها باشد و مستقیماً در بالا یا پشت دستگاه گازسوز قرار نگیرد ؛

چ) در مورد سایر دستگاه های گاز سوز که به طور مستقل نصب می شوند از قبیل بخاری ، آب گرم کن و هم چنین در مواردی که اجاق گاز در خارج از قفسه بندی قرار می گیرد، شیر انشعاب باید در محلی غیر از پشت اجاق دستگاه گازسوز که به راحتی قابل دسترسی باشد ، نصب شود ؛

ح) فواصل نصب شیر مصرف کننده از زمین و از دستگاه های گاز سوز باید مطابق با جدول ( 17 – 3-1 ) باشد ؛

خ) حداقل فاصله ی شیر چراغ روشنایی از سقف 80 سانتی متر واز کف 170 سانتی متر در نظر گرفته شود ؛

د) محور لوله ی شیر اجاق گاز باید موازی دیوار و در امتداد دستگاه گاز سوز باشد ؛

ذ) در صورتی که لوله ی انشعاب مشعل از کف موتورخانه عبور نماید ، ارتفاع آن از کف باید حداقل 5 سانتیمتر باشد ؛

ر) شیرهای مصرف کننده نباید داخل کابینت و یا محفظه ی دربسته قرار گیرد ؛

ز) کلیه ی شیرهای مصرف باید در موقع بازرسی سیستم لوله کشی نصب شده باشند ؛

ژ) در محل هایی که شیر گاز در مجاورت کلید وپریز برق قرار می گیرد ، شیر گاز باید در ارتفاع حداقل 10 سانتی متر بالاتر نصب شود .

6- نقاط مصرف ( سرهای انتهایی )

بر روی تمام سرهای انتهایی لوله ها باید پس از اجرای لوله کشی ، یک شیر نصب گردد و دهانه ی خروجی این شیرها با درپوش های دنده ای طوری مسدود شوند که با باز کردن شیر ، گاز نتواند از آن ها نشت کند و تا وقتی که دستگاه های گازسوز به آن ها متصل نشده است ، مسدود بمانند .

7- محل سرهای انتهایی لوله کشی

الف) سرهای انتهایی در لوله کشی روکار باید در محل خود توسط بست های فلزی به دیوار محکم گردد .

ب) سرهای انتهایی نباید در پشت درها واقع شود .

8- انتخاب قطر لوله ی گاز و عوامل وابسته به آن

قطر لوله ها ی گاز باید به اندازه ای باشد که بتواند گاز کافی را برای حداکثر مصرف دستگاه یا دستگاه های گازسوز مربوطه تأمین نماید . بدون این که بین کنتور و وسایل گازسوز افت فشاری بیش از 7/12 میلی متر ستون آب به وجود آید .

9- اطلاعات مورد نیاز برای محاسبه ی قطر لوله ی گاز

الف) حداکثر افت فشار مجاز بین کنتور و دستگاه های گازسوز ( 7/12 میلی متر ستون آب ) ؛

ب) حداکثر مقدار گاز مصرفی مورد نظر در طرح ؛

پ) نسبت حداکثر مصرف احتمالی به مجموع ظرفیت دستگاه های نصب شده ( ضریب هم زمانی مصرف ) .

تذکر : ضریب هم زمانی با توجه به میزان مصرف ، تعداد وسایل گازسوز و سایر شرایط توسط طراح و یا مشاور تعیین می گردد و مقدار آن بین 7/0 تا 1 در نظر گرفته شود .

ت) طول لوله کشی ؛

ث) چگالی گاز ؛

10- حداکثر قطر اسمی مجاز

حداکثر قطر اسمی مجاز لوله کشی گاز مصرفی با فشار 178 میلی متر ستون آب ، 100 میلی متر ( 4 اینچ ) می باشد .

11- مقدار برآورد مصرف گاز

مقدار مصرف گاز برای هر طرح ، برابر مصرف کلیه ی دستگاه های گازسوز استاندارد از مشخصات فنی ان ها استفاده شود .

در صورتی که دستگاه گازسوز استاندارد فاقد مشخصات فنی باشد ، می توان از جداول ( 4 و 5 ) استفاده کرد .

12- تعیین طول لوله

طول لوله باید از نقطه ی خروجی تنظیم کننده ی فشار تا دورترین نقطه ی مصرف گاز در ساختمان اندازه گیری شود .

13- تعیین قطر لوله گاز :

الف ) برای تعیین قطر لوله ی گاز از جدول ( 2 ) استفاده گردد . همان طور که در بند ( 11 ) ذکر گردید ، مقدار تقریبی مصرف گاز بعضی از دستگاه های گازسوز در جدول (4 ) داده شده است تا در صورتی که مصرف یک یا چند دستگاه از وسایل گازسوز در پلاک نصب شده روی آن ها مشخص نباشد ، مقدار تقریبی مصرف آن دستگاه از این جدول انتخاب شود .

در جدول (2 ) مقدار جریان گاز با چگالی 65/0 و حداکثر افت فشار 7/12 میلی متر ستون آب بر حسب متر مکعب گاز در ساعت برای لوله های مختلف فولادی داده شده است . در موقع استفاده از این جدول اگر تعداد شیر و زانو و سایر اتصالات لوله کشی به میزان معمولی به کار رفته باشد ، نیازی به در نظر گرفتن ضریب کاهش نیست .

ب ) چنان چه چگالی گاز مورد استفاده از 65/0 تغییر نماید باید از ضرایب تصحیح در جدول (3 ) استفاده شود .

پ ) تعیین ردیف مربوط به طول در جدول (2 )

در جدول (2 ) ردیف مربوط به طول تعیین شده در بند 12 را که طول دورترین نقطه ی مصرف از محل نقطه خروجی رگولاتور می باشد ، باید انتخاب نمود ( در صورتی که این طول دقیقاً در جدول ذکر نشده باشد ، طول بزرگ تر بعدی باید در نظر گرفته شود ) باید توجه داشت که برای تعیین اندازه ی قطر لوله ی قسمت های مختلف این سیستم فقط باید طول فوق را مبنای محاسبه قرار داد ، لذا باید همین سطر انتخاب شده در جدول را برای تعیین قطر قسمت های مختلف دیگر لوله کشی نیز به کار برد .

14- توسعه سیستم لوله کشی گاز موجود خانگی

اضافه نمودن هر گونه انشعاب جدید به سیستم لوله کشی گاز موجود باید با اطلاع و اجازه قبلی شرکت گاز ناحیه و براساس این مقررات انجام گیرد .

جدول 1 فاصله ی نصب شیر مصرف کننده ی دستگاه گازسوز

دستگاه گازسوز

فاصله ی شیر از کف زمین ( سانتی متر )

فاصله شیر از دستگاه گازسوز سانتی متر

آب گرم کن دیواری

120 الی 150

ـ

آب گرم کن زمینی

30 الی 40

30 ( از بدنۀ آبگرم کن )

اجاق گاز

90 الی 110

10 الی 30 ( از بدنه )

بخاری

30 الی 40

حداقل 20 ( از بدنه )

دیگ های حرارتی

30 الی 60

50 الی 70 ( از مشعل )

روشنایی

حداقل 170

ـ

شومینه

30 الی 40

80 الی 120 ( از دودکش )

30 ( از دیوار شومینه )

جدول 2 حداکثر ظرفیت لوله های فولادی به مترمکعب در ساعت برای گاز طبیعی با فشار 178 میلی متر ستون آب وافت فشار 7/12 میلی متر ستون آب و چگالی 65/0

طول لوله (متر)

قطراسمی لوله ( اینچ )

5/0

75/0

1

25/1

5/1

2

5/2

3

4

2

9/5

3/12

30/23

9/47

0/72

3/138

0/220

7/390

9/801

4

0/4

5/8

0/16

9/32

4/49

1/95

2/151

5/268

1/551

6

2/3

8/6

9/12

4/26

7/39

4/76

5/121

7/215

8/442

8

8/2

8/5

0/11

6/22

0/34

4/65

0/104

7/184

1/379

10

4/2

0/5

6/9

7/19

6/29

9/56

4/90

6/160

7/329

12

2/2

7/4

8/8

1/18

3/27

5/52

4/83

2/148

3/304

14

0/2

3/4

1/8

7/16

0/25

2/48

6/76

1/136

4/279

16

9/1

0/4

0/7

5/15

3/23

8/44

3/71

7/126

0/260

18

8/1

7/3

1/7

6/14

9/21

2/42

1/67

3/119

8/244

20

7/1

5/3

7/6

8/13

7/20

8/39

3/63

5/112

0/231

22

6/1

3/3

3/6

1/13

6/19

8/37

1/60

8/106

2/219

24

5/1

2/3

1/6

5/12

7/18

1/36

4/57

9/101

2/209

26

4/1

1/3

8/5

0/12

0/18

6/34

1/55

9/97

9/200

28

4/1

9/2

5/5

4/11

2/17

1/33

6/52

6/93

0/191

30

3/1

8/2

3/5

0/11

6/16

9/31

8/50

2/90

1/185

35

2/1

6/2

9/4

2/10

3/15

4/29

8/46

1/83

6/170

40

1/1

4/2

6/4

4/9

1/14

1/27

3/43

9/76

9/157

45

1/1

2/2

3/4

8/8

3/13

5/25

6/40

2/72

1/148

50

0/1

1/2

1/4

4/8

6/12

3/24

6/38

7/68

0/141

55

99/0

0/2

9/3

0/8

0/12

1/23

7/36

2/65

9/133

60

94/0

9/1

7/3

6/7

5/11

1/22

1/35

4/62

1/128

70

85/0

8/1

3/3

9/6

4/10

0/20

8/31

5/56

1/116

80

80/0

6/1

1/3

5/6

7/9

8/18

8/29

1/53

9/108

90

75/0

5/1

9/2

1/6

1/9

6/17

0/28

7/49

0/102

100

71/0

4/1

8/2

7/5

6/8

6/16

4/26

0/47

5/96

120

64/0

3/1

5/2

2/5

8/7

0/15

9/23

5/42

3/87

150

57/0

2/1

2/2

6/4

9/6

3/13

2/21

7/37

5/77

200

49/0

0/1

9/1

9/3

9/5

4/11

1/18

2/32

2/66

250

43/0

91/0

7/1

5/3

2/5

1/10

1/16

6/28

8/58

300

39/0

82/0

5/1

1/3

7/4

2/9

6/14

9/25

2/53

جدول 3 ضرایب تبدیل برای چگالی های مختلف گاز طبیعی

چگالی

ضریب

چگالی

ضریب

50/0

55/0

60/0

65/0

70/0

15/1

08/1

04/1

1

96/0

75/0

80/0

85/0

90/0

1

93/0

90/0

87/0

85/0

80/0

جدول 4 مقدارتقریبی مصرف تعدادی از دستگاه های گاز سوز

دستگاه گازسوز

مقدار تقریبی مصرف

(متر مکعب در ساعت )

آب گرم کن فوری

3/3 تا 8/1

آب گرم کن گازی مخزن دار

14/1 تا 8/0

اجاق گاز تجاری چند شعله

4 تا5/2

اجاق گاز خانگی با فر

5/1 تا 03/1

اجاق گاز خانگی بدون فر

5/0

استخر

جهت گرمایش یک متر مکعب آب یک متر مکعب گاز در ساعت مورد نیاز است .

بخاری گازی خانگی

6/0

بخاری گازی کارگاهی

5/4 تا 5/2

پکیج ها

5 تا 5/2

پلوپز بزرگ تجاری گازی

4 تا 5/2

جکوزی

1

چراغ روشنایی گازی

1/0

سونا بخار خانگی

8 تا 6

سونا خشک خانگی

5/3 تا 5/2

شومینه

1 تا 5/0

کباب پز تجاری

2 تا 8/1

کباب پز و پلوپز خانگی

5/1 تا 1

مشعل تنور نانوایی فانتزی

25 تا 5

مشعل کوره ی حمام عمومی

100 تا 30 ( مصرف واقعی بستگی به ظرفیت مشعل دارد )

مشعل کوره های کارگاهی

20 تا 1

* یاد آوری : در مورد پکیج ها ، مصرف تقریبی براساس زیربنا به صورت زیر قابل محاسبه است :

الف ) برای زیربنا تا 100 متر مربع ، مقدار تقریبی گاز مصرفی برابر با 5/2 متر مکعب در ساعت ؛

ب ) زیربنا 101 تا 200 متر مربع ، مقدار تقریبی گاز مصرفی برابر با 5/3 متر مکعب در ساعت ؛

ج) زیربنا 201 تا 300 متر مربع ، مقدار تقریبی گاز مصرفی برابر با 5 متر مکعب در ساعت.

جدول 5 ظرفیت اوریفیس نصب شده در دستگاه های گازسوز

ظرفیت اوریفیس

(کیلو کالری در ساعت )

قطر

(میلی متر)

شماره ی

مته

بوتان

پروپان

کاز طبیعی

23688

21420

10231

641/2

37

22566

20412

9752

578/2

38

21722

19618

9374

527/2

39

21042

19000

9097

489/2

40

20210

18257

8719

438/2

41

19202

17312

8266

375/2

42

1738

15674

7510

260/2

43

16216

14629

7006

184/2

44

14742

13331

6376

083/2

45

14364

12978

6199

057/2

46

13495

12197

5846

994/1

47

12676

11453

5468

930/1

48

11428

10546

5065

854/1

49

10786

9702

4637

778/1

50

9929

8903

4259

702 /1

51

8845

7996

3830

613/1

52

7769

7003

3352

511/1

53

6628

6010

2873

397/1

54

5924

5342

2545

320/1

55

4735

4281

2046

181/1

56

4055

3666

1744

092/1

57

3856

3488

1673

066/1

58

3687

3331

1590

041/1

59

3488

3168

1517

016/1

60

3346

3006

1444

0990/0

61

3158

2863

1361

965/0

62

2999

2722

1300

939/0

63

2848

2570

1227

914/0

64

2689

2427

1134

889/0

65

2386

2155

1028

838/0

66

2245

2026

968

813/0

67

2109

1905

910

878/0

68

1872

1691

806

741/0

69

1721

1557

741

711/0

70

1487

1341

640

660/0

71

1373

1240

590

635/0

72

1262

1140

544

609/0

73

1111

1004

479

571/0

74

968

873

419

533/0

75

877

791

378

508/0

76

709

641

305

457/0

77

562

508

242

400/0

78

641

471

199

370/0

79

400

460

172

340/0

80

قطر میلی متر

قطر اینچ

315

385

ـ

305/0

012/0

265

240

ـ

279/0

011/0

220

199

ـ

254/0

010/0

179

161

ـ

228/0

009/0

140

126

ـ

203/0

008/0

مشخصات مواد و مصالح مصرفی

1- لوله

الف) لوله های فولادی

( 1 ) لوله های مورد استفاده در لوله کشی گاز باید از جنس فولاد سیاه باشد ومی تواند بدون درز یا با درز باشد و کلیه ی مشخصات آن ها از نظر ساخت ، مواد ، ابعاد ، وزن ، آزمایش ها و رواداری ها ( تلرانس ها ) با استاندارد ملی شماره ی 3360 مطابقت داشته باشد . طبق جداول ( 6 و 7 و 8 ) وسطح بیرونی لوله ها باید صاف و هموار و سطح درونی لوله ها باید متناسب با فرآیند ساخت باشد .

ب) لوله های مسی

استفاده از لوله های مسی باطول حداکثر 5 متر برای اتصال سیستم لوله کشی به دستگاه های گازسوز ثابت با رعایت کلیه ی اصول ایمنی مجاز است .

( 1 ) لوله های مسی باید در محل هایی نصب گردد که از صدمات احتمالی مصون بوده و با استفاده از بست های مناسب روی دیوار مهار گردد .

( 2 ) لوله های مسی مورد مصرف باید با استانداردهای بین المللی ( 1986-88 B ASTM ) و با جدول (9 ) از نوع A و B که ضخامت دیواره ی لوله ها و وزن اندازه های مختلف آن داده شده ، مطابقت داشته باشد .

پ) لوله های قابل انعطاف ( شیلنگ ) برای اتصال وسایل گازسوز

( 1 ) از این لوله جهت اتصال دستگاه های گازسوز خانگی که حداکثر با فشار گاز 700 میلی متر آب کار می کنند ، استفاده می شود .

( 2 ) جنس این لوله باید از نوع لاستیک مصنوعی تقویت شده تا قطر حداکثر 16 میلی متر باشد که جدار داخلی آن با لایه ای از مصالح مقاوم در مقابل گاز ومواد نفتی ، تقویت شده است . ( طبق استاندارد ملی شماره ی 774 ) .

( 3 ) حداکثر طول لوله ی لاستیکی برای اتصال وسایل گازسوز به لوله کشی گاز ( شیر مصرف ) خانگی باید 120 سانتی متر باشد .

 


از این که از سایت ما اقدام به دانلود فایل ” کارآموزی شرکت گازرسانی طلوع ” نمودید تشکر می کنیم

هنگام دانلود فایل هایی که نیاز به پرداخت مبلغ دارند حتما ایمیل و شماره موبایل جهت پشتیبانی بهتر خریداران فایل وارد گردد.

فایل – کارآموزی شرکت گازرسانی طلوع – با کلمات کلیدی زیر مشخص گردیده است:
شرکت گازرسانی طلوع;بستن مجاری خروجی گاز;لوله کشی گاز ساختمان ها;مشخصات مواد و مصالح مصرفی

کارآموزی بازرسی فنی خطوط لوله شركت نفت فلات قاره ایران و بازرسی مرتبط با تاسیسات شركت نفت 58 صفحه doc

واحد بهره برداری سلمان در سال 1967 میلادی توسط شركت مهندسی و ساختمانی Root Brown به منظور فرآورش و تثبیت 000220 بشكه در روز نفت خام حاصله از حوزه دریایی سلمان بطور یكپارچه طراحی و اجراء گردید این واحد حدود 2 سال بعد یعنی سال 1969 راه اندازی گردید و از آن موقع تا كنون اغلب بطور پیوسته در مدار تولید نفت صادراتی بوده است

فرمت فایل: doc

تعداد صفحات: 58

حجم فایل: 42 کیلو بایت

قسمتی از محتوای فایل و توضیحات:

فهرست مطالب

مقدمه

1-1 كلیات

1-2 شرح تأسیسات اولیه

1-3 شرح توسعه تأسیسات بمنظور نمك زدائی

1-4 شرح توسه های تدریجی در حین عملیات

1-5 شرح وضعیت فعلی واحد

1-6 توجیه بازرسی فنی

2- شرح نیازها

3- بررسی وضعیت كلی واحد سلمان از جهات مختلف

3-1 وضعیت واحد در حالت مطلوب عملیاتی

3-2 تأثیر عوامل مختلف در وضعیت مطلوب عملیاتی

3-2-1 خسارات ناشی از بمباران

3-2-2 مسائل ناشی از طول مدت بهره برداری

3-2-3 مسائل مربوط به گسترش حوزه عملیاتی

3-3 تغییرات اعمال شده در واحد در حین عملیات

3-4 نیازهای جدید

4- روش بازرسی فنی و امور تكمیلی مربوط به آن

4-1 بازرسی فنی

4-1-1 روش پرسنلی بازرسی فنی

4-1-2 روش های فنی بازرسی فنی

4-1-3 وسائل و ابزار بازرسی فنی

4-2 بررسی های مهندسی و اندازه گیری در محل

4-3 طراحی در محل

5- ملاحظات فنی، اقتصادی و اولویت ها

5-1 امور اقتصادی و سرمایه گذاری

5-2 زمان بندی

5-3 امور فنی

5-4 اولویت ها

5-5 تعمیرات برنامه ریزی شده

6- گزارش بازرسی فنی تأسیسات سبویل و سازه

6-1 شرح تأسیاست سیویل و سازه

6-2 وضعیت حصار و دروازه ورودی

6-3 خاكریزهای حفاظتی

6-4 سیستم محوطه سازی

6-5 راههای ارتباطی داخلی

6-6 سیستم زهكشی و دفع آبهای سطحی، حوضچه جداسازی آب آغشته به نفت

6-7 ساختمانها

6-8 فونداسیون ها

6-9 سازه ها

6-10 اسكله

6-11 محوطه مخازن

1- مقدمه

1-1 كلیات

واحد بهره برداری سلمان در سال 1967 میلادی توسط شركت مهندسی و ساختمانی Root & Brown به منظور فرآورش و تثبیت 000/220 بشكه در روز نفت خام حاصله از حوزه دریایی سلمان بطور یكپارچه طراحی و اجراء گردید. این واحد حدود 2 سال بعد یعنی سال 1969 راه اندازی گردید و از آن موقع تا كنون اغلب بطور پیوسته در مدار تولید نفت صادراتی بوده است.

حوزه نفتی دریایی سلمان در 90 مایلی جنوب جزیره لاوان قرار دارد. نفت حاصله از این میدان پس از یك مرحله تفكیك در سكوهای مستقر در فلات قاره ایران، توسط یك رشته خط لوله زیر دریایی 22 اینجی از نوع به واحد بهره برداری سلمان كه در جزیره لاوان مستقر است منتقل می شود. جهت اطلاع از موقعیت جغرافیایی جزیره لاوان نسبت به ساحل اصلی ایران و محل تقریبی حوزه نفتی سلمان به شكل شماره 1 كه ضمیمه گزارش است مراجعه فرمایید.

1-2 شرح تأسیسات اولیه

تأسیسات اولیه فرآورش كه بعنوان تأسیسات پایه از آنها نام برده خواهند شد شامل دو مدار اصلی فرآورش نفت و گاز می باشد.

در مدار اول فرآیند، نفت ترش و گاز همراه پس از تحویل به واحد سلمان وارد تفكیك كننده های مرحله دوم میگردد. در فاز بعدی فرآورش برجهای تماس قرار دارند (مرحله سوم تفكیك و شیرین سازی نفت در اثر تماس با گاز تصفیه شده بطور همزمان در همین برجها انجام می گیرد) كه پس از آن مرحله تبخیر نهایی انجام شده و نفت به مخازن ذخیره تلمبه می شود (شش مخزن هر كدام بقطر 245 و ارتفاع 64 فوت و ظرفیت 512000 بشكه).

نفت ذخیره شده در مخازن با استفاده از اختلاف ارتفاع وارد ایستگاه اندازه گیری (Metering Station) شده و سپس توسط دو رشته لوله 36 اینچی به اسكله بارگیری جریان می یابد. اسكله بارگیری قابلیت پذیرش یك نفت كش 000/200 تنی در یك طرف (سمت دریا) و یك نفت كش 000/600 تنی در طرف دیگر (سمت خشكی) را دارا می‌باشد.

مدار فرآیند گاز عبارتست از جمع آوری گاز مراحل مختلف تفكیك، تقویت فشار و ارسال آن به واحد شیرین سازی و شیرین نمودن گاز در اثر تماس با كربنات پتاسیم، گاز شیرین تولید شده بمصرف تماس با نفت ترش در برجهای تماس (Strippers) و نیز سوخت نیروگاههای برق و بخار می‌رسد.

بمنظور خودگرانی واحد بهره برداری سلمان، تأسیسات جانبی شامل 2 دیگ بخار، سه دستگاه آب شیرین كن، 4 توربوژنراتور، سیستم پمپاژ آب دریا، تلمبه آتش نشانی و مدار مربوطه و دو دستگاه كمپرسور هوا نیز نصب شده بودند.

1-3 شرح توسعه تأسیسات بمنظور نمك زدائی

در سال های 1971 و 1972 بنابر نیاز جدید یعنی ادغام تأسیسات نمك زدایی (Desalting) ، واحد بهره برداری سلمان توسعه داده كه طراحی آن به شركت مهندسی JOVAN و نصب و اجرا به یك پیمانكار داخلی واگذار گردید. حدود توسعه واحد مذكور در این راستا شامل اضافه نمودن دو مرحله تبخیر متوالی پس از برجهای تماس (Stripper) یعنی برج گاززدا (Degassing Boot) و Flash Tank ، تعدادی تلمبه و كمپرسور، سه ردیف متفاوت مبدلهای حرارتی، دستگاههای نمك زدا بانضمام سیستم های لوله كشی، كابل كشی و كنترل جدید بوده است.

همراه با تغییرات فوق اغلب واحدهای جانبی قبلی برچیده شدند و بجای آنها سه دستگاه دیگ بخار، دو دستگاه آب شیرین كن، سه تلمبه تأمین آب دریا و یك تلمبه آتش نشانی كه همگی از ظرفیت بالاتری نسبت به تأسیسات جانبی پایه برخوردار بودند نصب گردید.

یك دستگاه توربوژنراتور از نوع قبلی بعنوان واحد پنجم به نیروگاه و یك كمپرسور هوا مشابه دستگاههای قبلی نیر به كل مجموعه افزوده شد.

باین ترتیب واحد بهره برداری سلمان برای تولید نفت خام و نمك همراه بر اساس استاندارد قابل قبول بین المللی (حداكثر 20 پوند نمك در هر هزار بشكه نفت) تجهیز گردید.

1-4 شرح توسعه های تدریجی در حین عملیات

در ادامه بهره برداری از واحد و بر اساس نیازهای جدید عملیاتی ضمن توجه به گسترش تأسیسات همجوار و مناطق مسكونی، بتدریج و تا تاریخ تنظیم گزارش تأسیسات ذیل به واحد سلمان افزوده شده است.

– یك دستگاه واحد آب شیرین كن بعنوان واحد سوم.

– یك توربوژنراتور بعنوان واحد ششم (در تاریخ تهیه گزارش این دستگاه در محل نصب نبود و بجای دیگری منتقل شده است).

– دو دستگاه دیگ بخار بعنوان واحدهای چهارم و پنجم (واحد پنجم فعلاً روی فوندانسیون مربوط نیست)

– برج هوازدا از آب تزریقی به Desalter ها.

– دو دستگاه كمپرسور هوا با ظرفیت بالاتر (كمپرسورهای قبلی اعم از تأسیسات پایه و طرح نمك زدائی همگی برچیده شده اند.)

– یك مخزن Flash Trank (مخزن Flash Tank قدیمی تبدیل به مخزن آب شده است).

– دو مخزن یك میلیون بشكه ای جدید

– دو دستگاه پمپ شناور تأمین آب دریا بعنوان تلمبه های چهارم و پنجم

اطلاعات و مشخصات عمومی اغلب وسایل و تأسیسات واحد بهره‌برداری سلمان در بخش های بعدی این گزارش ارائه شده اند. و جداول و نقشه های ساده جهت سهولت كسب اطلاعات نیز ضمیمه گردیده تا ضمن مراجعه به آنها بتوان وضعیت كلی واحد را تجزیه و تحلیل نمود.

1-5 شرح وضعیت فعلی واحد

در تاریخ تنظیم گزارش از كل مجموعه بهره برداری سلمان بدلایلی مانند خسارات ناشی از جنگ، امور ایمنی، صدمات ناشی از فرسودگی و تداوم بهره برداری كه در فصول بعدی بطور مشروح مورد بررسی قرار خواهند گرفت تأسیسات ذیل در مدار تولید قرار نداشته و یا در محل خود مستقر نبوده اند.

1-5-1 تفكیك كننده های مرحله دوم

1-5-2 برجهای تماس

1-5-3 كمپرسورها

1-5-4 بخشی از تلمبه ها

1-5-5 واحد شیرین سازی گاز

1-5-6 بخشی از مبدلهای حرارتی

1-5-7 تأسیسات اندازه گیری نفت صادراتی

1-5-8 بخشی از دستگاههای نمك زدا

1-5-9 بخشی از لوله ها و سیستم های كنترل و برق

1-5-10 سه مخزن 512000 بشكه ای.

بجز موارد فوق در حال حاضر یكی از تفكیك كننده های قدیمی، همراه با برج گاززدا و مخزن تبخیر (Flash Tank) همراه با تأسیسات جانبی در مدار تولید نفت خام قرار دارند.

1-6 توجیه بازرسی فنی

برای آ‍ماده سازی مجدد واحد بهره برداری سلمان با ظرفیت كامل یعنی 000/220 بشكه نفت در روز حدود صدمات ناشی از بمباران در طول جنگ و خسارات وارده به بعضی از سیستم ها در اثر فرسودگی می بایست مشخص گردد. علاوه بر دو مورد مذكور نیازهای جدیدی مانند تولید حوزه های مجاور (رشادت، رسالت و بلال)، عدم تكافوی بعضی از سیستم های جانبی و تعویض واحد قدیمی و فرسوده شیرین سازی گاز نیز مدنظر بوده است كه بر اساس كلیه نیازهای مذكور تصمیم به بازسازی و نوسازی واحد گرفته شده است. بمنظور تعیین حدود خسارات و همچنین حصول اطمینان از قابلیت بهره برداری تأسیساتی كه به ظاهر صدمه ندیده اند، بازرسی فنی وسایل و سیستم‌های بكار برده شده در واحد سلمان ضروری بوده تا پس از تعیین حدود مورد نظر بتوان بر اساس اطلاعات بدست آمده، طرح بازسازی را اجرا نموده و واحد را مجدداً برای مدت زمان طولانی در مدار تولید نفت صادراتی قرار داد.

2- شرح نیازها

بر اساس نكاتی كه در مبحث مقدمه به اطلاع رسید و با توجه به خسارات وارده در اثر بمباران، پروژه بازسازی و نوسازی واحد بهره‌برداری سلمان مطرح و جهت انجام امور پروژه، قراردادی با شركت انرشیمی منعقد گردیده سر فصل نیازهای عمده بر طبق قرارداد منعقده بشرح موارد 2-1 الی 2-3 می باشد. لازم باطلاع است كه در حین اجرای كارهای بازرسی فنی نیازهای دیگر علاوه بر موضوع قرارداد مشاهده گردید. نیازهای جدید حسب مورد باطلاع مسئولین شركت نفت فلات قاره رسید و مقرر شد كه همگی مد نظر و مورد بازرسی فنی و بررسی مهندسی قرار گرفته و نتایج عیناً جهت اطلاع و تصمیم گیری مسئولین شركت نفت فلات قاره ایران در گزارش بازرسی فنی ارائه شود تا در صورت تصویب، نسبت به انجام آنها در مرحله بازسازی و نوسازی اقدام گردد.

محدوده نیازهای جدید بشرح مواد 2-4 الی 2-7 می باشد.

2-1 بازرسی فنی تأسیسات و تعیین حدود خسارات و صدمات وارده به‌ آنها در اثر بمباران و تعیین وضعیت اقلامی كه از محل خود خارج شده اند.

2-2 نیازهای جدید كه بترتیب عبارتند از:‌

الف – تعویض واحد شیرین سازی گاز، (واحد قبلی كه بر مبنای فرآیندی قدیمی و تقریباً خارج از رده در مقایسه با روش های امروزه كار می‌كرده می بایست با سیستم جدیدتر حاوی روش فرآورش پیشرفته جایگزین گردد.)

ب – بررسی امكان استفاده از تأسیسات فرآورش نفت سلمان بطور همزمان برای تثبیت نفت خام استحصالی از حوزه های مجاور (55000 بشكه در روز نفت حاصله از میادین رشادت، رسالت و بلال).

2-3 ارائه طرح بازسازی و نوسازی واحد بهره برداری بر اساس موارد فوق.

2-4 مسائل مبتلا به واحد در اثر تداوم بهره برداری و خورندگی در اثر شرایط حاد اقلیمی (رطوبت و گرمای زیاد، وجود آتمسفر همراه با املاح ناشی از تبخیر آب دریا و هیدروژن سولفوره).

2-5 گسترش تدریجی حوزه عملیات شركت نفت فلات قاره ایران در منطقه لاوان و بالنتیجه كمبود بعضی از اقلام سرویس های جانبی (مثلاً آب تصفیه شده شیرین) و اشكالات بعضی از سیستم ها (مانند تأمین آب دریا و آتش نشانی).

2-6 انعكاس تغییرات اعمال شده در طول مدت بهره برداری در طرح بازسازی و نوسازی.

2-7 تطبیق اطلاعات فنی و نقشه های تأسیسات با آنچه كه در محل موجود است و ساخته شده (As Built) تا بتوان بر اساس نقشه های زمینه تصحیح شده و به روز در آورده شده تغییرات مورد نیاز طرح بازسازی و نوسازی را اعمال نمود.

با توجه به شرح نیازها اعم از موارد قراردادی و جدید ضمن مراعات دو اصل مهم یعنی فوریت طرح و هم چنین اشتراك حوزه بهره‌برداری بلافاصله امور مربوط به بازرسی فنی شروع گردید. كارهای مربوط به این بخش از تاریخ 6/9/1367 الی 20/11/1367 توسط گروههای مختلف بازرسی فنی سیویل و سازه، مكانیك و لوله‌كشی، برق و ابزار دقیق انجام گرفت كه گزارش حاضر نتایج بازرسی فنی را باستحضار می رساند.

3- بررسی وضعیت كل واحد سلمان از جهات مختلف

در این بخش از گزارش بترتیب وضعیت مطلوب تأسیسات واحد بهره برداری سلمان، تأثیر عوامل مختلف، تغییرات اعمال شده در طول مدت بهره برداری و هم چنین نیازهای جدید بعنوان مبانی اخذ تصمیم به تفصیل مورد بحث قرار می گیرند.

3-1 وضعیت واحد در حالت مطلوب علمیاتی

وضعیت مطلوب عملیاتی حالتی است كه واحد قادر به تولید 000/220 بشكه نفت خام تثبیت شده بر اساس استاندارد صادراتی باشد. در این حالت تأسیسات فرآورش مانند سیستم دریافت نفت خام، تفكیك كننده ها، برج های تماس و گاززدا، مخازن تبخیر، تلمبه ها، كمپرسورها، مبدلها، دستگاههای نمك زدا و واحد شیرین سازی گاز همگی همراه با تأسیسات جانبی مانند سیستم های تولید آب، بخار، آتش نشانی، آب شیرین، برق و سیستم اندازه گیری صادرات با ظرفیت كامل در مدار تولید قرار گرفته باشند، مختصات كلی وضعیت مطلوب عملیاتی توسط شكل ها و جداول مشخص شده اند. رجوع شود به شكل شماره 2 (موقعیت محلی و نمایش كلی تأسیسات)، شكل شماره 3 (نحوه استقرار) و شكل شماره 4 (مدار فرآورش) كه همگی بطور خلاصه تهیه شده اند. جزئیات فنی تأسیسات واحد بهره برداری لاوان در لیست وسایل (Equipment List) ارائه گردیده.

3-2 تأثیر عوامل مختلف در وضعیت مطلوب عملیاتی

عوامل موثر در تغییر وضعیت واحد بهره برداری سلمان از حالت مطلوب به موقعیت فعلی بترتیب عبارتند از خسارات ناشی از بمباران، مسائل ناشی از طول مدت بهره برداری و مسائل مربوط به گسترش حوزه عملیاتی. شرح مفصل این عوامل بترتیب ذیل می باشد.

3-2-1 خسارات ناشی از بمباران

عامل عمده ای كه در تغییر وضعیت واحد بهره برداری سلمان بسیار موثر بوده خسارات ناشی از بمباران در طول جنگ می‌باشد. این خسارات بترتیب عبارتند از:‌

3-2-1-1 از بین رفتن توپك گیر انتهائی خط لوله، شیرآلات و كنترل‌های آن در اثر انفجار و آتش سوزی.

3-2-1-2 انهدام شش دستگاه اندازه گیر (Mater) نفت خام صادراتی، صافی ها، كنترل ها و دستگاههای Prover و Calibration Tank ، مخزن زیرزمینی و تلمبه برگشت همراه با كلیه تأسیسات همجوار در اثر آتش سوزی.

3-2-1-3 از بین رفتن یك مخزن 512000 بشكه ای نفت خام (مخزن شماره 5) در محوطه مخازن همراه با لوله كشی ها و شیرآلات و كنترل ها در اثر آتش سوزی.

3-2-1-4 تغییر فرم مخزن شماره 6 كه در مجاورت مخزن شماره 5 قرار داشته در اثر تشعشات حرارتی ناشی از آتش سوزی.

3-2-1-5 برجهای تماس بدرجات مختلف در اثر اصابت مستقیم و یا تركش انفجار بشدت صدمه دیده بنحوی كه یك برج در اثر اصابت مستقیم بشدت پاره شده و در یك حلقه كمانه نموده، در دو برج هر یك در بیش از ده مورد پارگی ایجاد شده و برج چهارم نیز در چند مورد سوراخ شده است.

3-2-1-6 ایجاد خسارات در اثر تركش های ناشی از انفجار در محوطه تفكیك كننده های مرحله دوم بخصوص در قسمت لوله كشی‌ها.

3-2-1-7 ایجاد خسارت بدرجات مختلف در بخش عمده ای از تأسیسات شیرین سازی گاز یعنی مخازن تحت فشار، برجها، مبدلها، لوله كشی ها و تلمبه ها.

3-2-1-8 اصابت تركش بدرجات مختلف به خطوط لوله 36 اینچی انتقال نفت از محوطه مخازن به اسكله بخصوص در ناحیه تفكیك كننده‌ها.

3-2-2 مسائل ناشی از طول مدت بهره برداری

عوامل دیگری كه در وضعیت واحد بهره برداری موثر بوده اند شامل نكاتی است كه ذیلاً باطلاع می رسد. این مسائل بیشتر در اثر طول مدت بهره برداری و عملیات در شرایط حاد جوی مانند رطوبت همراه با املاح آب دریا و گاز ترش و بعضاً اشكالات تعمیراتی عارض واحد گردیده است:

3-2-2-1 خورندگی داخلی بعضی از سیستم ها و تأسیسات مانند تفكیك كننده های مرحله دوم، نمك زداها، لوله كشی ها و شیرآلات مربوطه در اثر تماس با نفت و گاز ترش همراه با آب نمك.

3-2-2-2 خورندگی خارجی اغلب لوله كشی ها و بخصوص سازه‌ها در اثر تماس با شرایط حاد جوی.

3-2-2-3 افت راندمان در اثر طول مدت بهره برداری مانند دستگاههای تبدیل آب دریا به آب شیرین دیگهای بخار و ژنراتورها.

3-2-2-4 فرسودگی و كهنگی بعضی از ماشین آلات مانند كمپرسورهای گاز بعلت سرویس زیاد.

3-2-2-5 افت ظرفیت تبادل حرارتی در بعضی از مبدلهای حرارتی بخصوص مبدلهای نفت بعلت رسوبات زیاد و سوراخ شدن لوله ها در اثر فرسودگی.

3-2-2-6 بهره برداری مداوم از بعضی از سیستم ها مانند لوله‌كشی های بخار و نیاز به تعویض آنها

3-2-3 مسائل مربوط به گسترش حوزه عملیاتی

بعلت ارائه سرویس های جانبی به تأسیسات همجوار مانند تأسیسات مسكونی جزیره لاوان، كمبودهایی در بعضی از اقلام سرویس های جانبی (مانند آب شیرین و در مواقعی برق) ایجاد شده است. موضوع كمبود آب آشامیدنی با توجه به افت راندمان دستگاههای آب شیرین كن (رجوع شود به 3-2-2-3 فوق) باعث شده است كه دو تغییر عمده در سالهای اخیر در واحد ایجاد گردد:

3-2-3-1 استفاده از آب دریا برای نمك زدایی از نفت خام بجای آب شیرین كه در نهایت باعث نصب واحد اكسیژن زدایی از آب دریا و تلمبه های مربوطه گردیده.

3-2-3-2 نصب دستگاه سوم تولید آب آشامیدنی در واحد

كه با اینهمه موضوع كمبود آب آشامیدنی هنوز مرتفع نگردیده و درخواست شده كه در طرح بازسازی و نوسازی مدنظر قرار گیرد. لهذا بعنوان یكی دیگر از عوامل موثر در وضعیت مطلوب واحد پیشنهاد می‌گردد كه مورد توجه قرار گیرد.

3-3 تغییرات اعمال شده در واحد در حین عملیات

در طول مدت بهره برداری از این واحد تغییراتی در سیستم های مختلف آن اعمال گردیده اند كه جهت اطلاع و منظور نمودن آنها در طرح بازسازی و نوسازی می بایست مدنظر قرار گیرند، این تغییر و تبدیلات به ترتیب عبارتند از:‌

3-3-1 اضافه نمودن دستگاه سوم تبدیل آب دریا به آب آشامیدنی با ظرفیتی معادل دستگاه های اولیه.

3-3-2 اضافه نمودن دیگهای چهارم و پنجم به واحد ظرفیت دیگهای بخار شماره چهار و پنج با دیگهای بخار اولیه با حدود بیست و پنج درصد اضافه تولید متفاوت می باشد.

3-3-3 اضافه نمودن توربوژنراتور ششم به نیروگاه.

3-3-4 برچیدن كمپرسورهای اولیه هوا و جایگزین نمودن آنها با دو كمپرسور با قدرت بیشتر (دستگاههای خشك كننده هوا همان دستگاههایی هستند كه در ابتدا نصبت شده اند).

3-3-5 تغییر مدار تغذیه آب واحدهای نمك زدا (Desalters) از آب شیرین به آب دریا كه در این مورد نصب برج اكسیژن زدایی و تلمبه‌های مربوطه ضروری بوده است و این سیستم نیز به تأسیسات افزوده شده است.

3-3-6 اضافه نمودن دو مخزن یك میلیون بشكه ای در محوطه مخازن همراه با لوله كشی های مربوطه.

3-3-7 خارج نمودن مخزن تبخیر قدیمی از سرویس نفت خام و قرار دادن آن در سرویس آب بمنظور عملیات.

3-3-8 نصب مخزن تبخیر جدید.

3-3-9 نصب دو عدد تلمبه توربینی عمودی جدید در محوطه روی اسكله بمنظور تأمین آب دریا.

3-3-10 تغییر و تبدیل در چند مخزن تحت فشار مانند تبدیل مخزن آب به مخزن هوای فشرده و یا مخزن گاز ویل به سرویس دیگر.

تبصره: اغلب تغییرات فوق در نقشه ها و مدارك فنی تأسیسات واحد بهره برداری سلمان منعكس نگردیده اند و ضروری است كه حسب مورد، مورد توجه قرار گیرند و در موقع خود نسبت به ادغام این تغییرات اقلاً در نقشه های واحد اقدام شود.

 


از این که از سایت ما اقدام به دانلود فایل ” کارآموزی بازرسی فنی خطوط لوله شركت نفت فلات قاره ایران و بازرسی مرتبط با تاسیسات شركت نفت ” نمودید تشکر می کنیم

هنگام دانلود فایل هایی که نیاز به پرداخت مبلغ دارند حتما ایمیل و شماره موبایل جهت پشتیبانی بهتر خریداران فایل وارد گردد.

فایل – کارآموزی بازرسی فنی خطوط لوله شركت نفت فلات قاره ایران و بازرسی مرتبط با تاسیسات شركت نفت – با کلمات کلیدی زیر مشخص گردیده است:
خطوط لوله شركت نفت فلات قاره ایران;بازرسی فنی;تاسیسات اولیه;فلات قاره ایران

دانلود پاورپوینت HSE شرکت گاز دوره آموزشی – مروری بر مدیریت پسماند در شرکت ملی گاز 56 صفحه ppt

•وسایل نقلیه ای که مواد اشتعال زا(نقطه اشتعال 32 درجه سانتیگراد) حمل می کنند باید محفظه ایزوله داشته باشند •عمر تانکر های بارگیر برای مایعات قابل اشتعال حداکثر 8 سال است •تانکر های مواد خورنده باید از ورق گالوانیزه استفاده نمایند و حداکثر عمر آنها 4 سال است •وسایط نقلیه حامل مواد خطرناک(جامد و مایع) باید در انتهای محفظه خود مثلث استاندارد نارنج

فرمت فایل: ppt

تعداد صفحات: 56

حجم فایل: 4.981 مگا بایت

قسمتی از محتوای فایل و توضیحات:

روش های مدیریت پسماندهای صنعتی

کاهش پسماند-چگونه؟

کاهش پسماند نتیجه یک عملکرد سیستمی است:

هزینه های بالای دفع

منفعت طالبی بخش خصوصی

غالباً روش های کاهش دهنده پسماند تنها توسط بهره بردار قابل طراحی و اجراست.

نمونه های مورد اشاره: فیلتر آب همراه، فیلتر روغن در موتورها، سند بلاست در ایستگاه کمپرسور، ضایعات کاستیک ……

حمل ونقل پسماندها(مواد خطرناک)

•بدنه تانکر بارگیر باید داری مشخصات زیر باشد:

نام شرکت یا موسسه حمل کننده، ظرفیت تانکر، وزن خالی تانکر، حداکثر وزن تانکر به همراه محموله، تاریخ و مدت اعتبار بازرسی

•بدنه تانک کانتینر باید دارای مشخصات زیر باشد:

شماره ثبت تانک کانتینر، نام شرکت تولید کننده تانک کانتینر، شماره سریال تولید، مقدار عددی فشار محموله بر حسب مگاپاسکال یا بار، ظرفیت جایدهی تانک کانتینر، سال تولید

•وسایل نقلیه ای که مواد اشتعال زا(نقطه اشتعال 32 درجه سانتیگراد) حمل می کنند باید محفظه ایزوله داشته باشند.
•عمر تانکر های بارگیر برای مایعات قابل اشتعال حداکثر 8 سال است.
•تانکر های مواد خورنده باید از ورق گالوانیزه استفاده نمایند و حداکثر عمر آنها 4 سال است
•وسایط نقلیه حامل مواد خطرناک(جامد و مایع) باید در انتهای محفظه خود مثلث استاندارد نارنجی را حک کرده باشند.
•تجهیزات اطفای حریق مناسب می باید در وسیله نقلیه وجود داشته باشد.
•راننده باید وسایل زیر را با خود حمل نماید:
•جلیقه زرد رنگ احتیاط، عینک حفاظتی، ماسک، دستکش لاستیکی، چکمه لاستیکی، تن پوش مقاوم در برابر مواد شیمیایی، چراغ قوه، بطری حاوی مایع شستشوی چشم، بطری آب
•راننده وسیله حمل و نقل باید تعلیم دیده ودارای شرایط سنی قانونی باشد.
•حضور کمک راننده با مهارت های مشابه راننده اجباری است.
•مایعات خورنده نباید در بشکه حمل شوند.
•حمل گازهای تحت فشار در کپسول های کوچک در کانتینر ها ممنوع است.
پاورپوینت 56 اسلاید

 


از این که از سایت ما اقدام به دانلود فایل ” دانلود پاورپوینت HSE شرکت گاز دوره آموزشی – مروری بر مدیریت پسماند در شرکت ملی گاز ” نمودید تشکر می کنیم

هنگام دانلود فایل هایی که نیاز به پرداخت مبلغ دارند حتما ایمیل و شماره موبایل جهت پشتیبانی بهتر خریداران فایل وارد گردد.

فایل – دانلود پاورپوینت HSE شرکت گاز دوره آموزشی – مروری بر مدیریت پسماند در شرکت ملی گاز – با کلمات کلیدی زیر مشخص گردیده است:
HSE شرکت گاز;دوره آموزشی ;مدیریت پسماند ;شرکت ملی گاز