مقالات مهندسی شیمی

[ریپورتر]

مقدمه ای بر پلیمر (http://shimi-eng.blogfa.com/post-62.aspx)
مقدمه
تصور جهان پیشرفته کنونی بدون وجود مواد پلیمری مشکل می‌باشد. امروزه این مواد جزیی از زندگی ما شده‌اند و در ساخت اشیای مختلف ، از وسایل زندگی و مورد مصرف عمومی تا ابزار دقیق و پیچیده پزشکی و علمی بکار می‌روند. کلمه پلیمراز کلمه یونانی (Poly) به معنی چند و (Meros) به معنای واحد با قسمت بوجود آمده است. در این میان ساختمان پلیمرها با مولکولهای بسیار دراز زنجیر گونه با ساختمان فلزات کامل متفاوت است. این مولکولهای بلند از اتصال و بهم پیوستن هزاران واحد کوچک مولکولی مرسوم به منومر تشکیل شده‌اند. مواد طبیعی مانند ابریشم ، لاک ، قیر طبیعی ، کشانها و سلولز ناخن دارای چنین ساختمان مولکولی هستند.
البته تا اوایل قرن نوزدهم میلادی توجه زیادی به مواد پلیمری نشده بود بومیان آمریکای مرکزی از برخی درختان شیرابه‌هایی استخراج می‌کردند که شیرابه بعدها نام لاتکس به خود گرفت. در سال 1829 ، دانشمندان متوجه شدند که در اثر مخلوط کردن لاتکس طبیعی با سولفور و حرارت دادن آن ماده‌ای قابل ذوب ایجاد می‌شود که می‌توان از آن محصولات مختلفی نظیر چرخ ارابه یا توپ تهیه کرد. در سال 1909 میلادی فنل فرمالدئید موسوم به باکلیت ساخته شد که در تهیه قطعات الکتریکی ، کلیدها ، پریزها و وسایل مصرف زیادی دارد.
در اثنای جنگ جهانی دوم موادی مثل نایلون پلی اتیلن ، اکریلیک موسوم به پرسپکس به دنیا عرضه شد. نئوپرن را شرکت دوپان در سال 1932 ابداع و به شکل تجارتی ابتدا با نام دوپرن و بعدها نئوپرن عرضه کرد.
شاخه‌های پلیمر
اولین قدم در زمینه صنعت پلاستیک توسط فردی به نام واسپاهیات انجام گرفت وی در تلاش بود ماده‌ای را به جای عاج فیل تهیه کند. وی توانست فرآیند تولید نیترات سلولز را زا سلولز ارائه کند. در دهه 1970 پلیمرهای‌هادی به بازار عرضه شدند که کاربرد بسیاری در صنعت رایانه دارند زیرا مدارها و ICهای رایانه‌ها از این مواد تهیه می‌شوند. و در سالهای اخیر مواد هوشمند پلیمری جایگاه تازه‌ای برای خود سنسورها پیدا کردند. پلیمرها را می‌توان از 7 دیدگاه مختلف طبقه بندی نمود. صنایع ، منبع ، عبور نور ، واکنش حرارتی ، واکنش‌های پلیمریزاسیون ، ساختمان مولکولی و ساختمان کریستالی.
از نظر صنایع مادر پلیمرها به چهار گروه صنایع لاستیک ، پلاستیک ، الیاف ، پوششی و چسب تقسیم بندی می‌شوند. اینها صنایع مادر در پلیمرها می‌باشند اما صنایع وابسته به پلیمر هم فراوان هستند مانند صنعت پزشکی در اعضای مصنوعی ، دندان مصنوعی ، پرکننده‌ها ، اورتوپدی از پلیمرها به وفور استفاده می‌شود. پلیمرها از لحاظ منبع به سه گروه اصلی تقسیم بندی می‌شوند که عبارتند از پلیمرهای طبیعی ، طبیعی اصلاح شده و مصنوعی.
رزین
منابع طبیعی رزینها ، حیوانات ، گیاهان و مواد معدنی می‌باشد. این پلیمرها به سادگی شکل پذیر بوده لیکن دوام کمی دارند. رایج عبارتند از روزین ، آسفالت ، تار ، کمربا ، سندروس ، لیگنپین ، لاک شیشه‌ای می‌باشند. رزین‌های طبیعی اصلاح شده شامل سلولز و پروتئین می‌باشد سلولز قسمت اصلی گیاهان بوده و به عنوان ماده اولیه قابل دسترسی برای تولید پلاستیکها می‌باشد کازئین ساخته شده از شیر سرشیر گرفته ، تنها پلاستیک مشتق شده از پروتئین است که در عرصه تجارت نسبتا موفق است.
پلیمر مصنوعی
پلیمرهای مصنوعی را می‌توان از طریق واکنشهای پلیمریزاسیون بدست آورد. از مواد پلیمری می‌توان در تهیه پلاستیکها ، چسبها ، رنگها ، ظروف عایق ، مواد پزشکی بهره جست. پلاستیکها به تولید طرحهای جدید در اتومبیلها ، کامیونها ، اتوبوسها ، وسایل نقلیه سریع ، هاورکرافت ، قایقها ، ترنها ، آلات موسیقی ، وسایل خانه ، یراق آلات ساختمانی و سایر کاربردها کمک نموده‌اند در ادمه به بررسی کاربرد چندین پلیمر می‌پردازیم:
پلیمرهای بلوری مایع (LCP)
این پلیمرها بتازگی در بین مواد پلاستیکی ظهور کرده است. این مواد از استحکام ابعادی بسیار خوب ، مقاومت بالا ، مقاومت در مقابل مواد شیمیایی توام با خاصیت سهولت شکل پذیری برخوردار هستند. از این پلیمرها می‌توان به پلی اتیلن با چگالی کم قابل مصرف در ساخت عایق الکتریکی ، وسایل خانگی ، لوله و بطریهای یکبار مصرف ، پلی اتیلن با چگالی بالا قابل مصرف در ظروف زباله‌ها بطری ، انواع مخازن و لوله برای نگهداری و انتقال سیالات ، پلی اتیلن شبکهای ، پلی پروپیلن قابل مصرف در ساخت صندوق ، قطعات کوچک خودرو ، اجزای سواری ، اسکلت صندلی ، اتاقک تلویزیون و... اشاره نمود.
پلیمرهای زیست تخریب پذیر
این پلیمرها در طی سه دهه اخیر در تحقیقات بنیادی و صنایع شیمیایی و دارویی بسیار مورد توجه قرار گرفته‌اند. زیست تخریب پذیری به معنای تجزیه شدن پلیمر در دمای بالا طی دوره مشخص می‌باشد که بیشتر پلی استرهای آلیفاتیک استفاده می‌شود. از این پلیمرها در سیستم‌های آزاد سازی دارویی با رهایش کنترل شده یا در اتصالات ، مانند نخ‌های جراحی و ترمیم شکستگی استخوانها و کپسولهای کاشتی استفاده می‌شود.
پلی استایرن
این پلیمر به صورت گسترده‌ای در ساخت پلاتیکها و رزینهایی مانند عایقها و قایقهای فایبر گلاس در تولید لاستیک ، مواد حد واسط رزینهای تعویض یونی و در تولید کوپلیمرهایی مانند ABS و SBR کاربرد دارد. محصولات تولیدی از استایرن در بسته بندی ، عایق الکتریکی - حرارتی ، لوله‌ها ، قطعات اتومبیل ، فنجان و دیگر موادی که در ارتباط با مواد غذایی می‌باشند ، استفاده می‌شود.
لاستیکهای سیلیکون
مخلوط بسیار کانی- آلی هستند که از پلیمریزاسیون انواع سیلابها و سیلوکسانها بدست می‌آیند. با اینکه گرانند ولی مقاومت قابل توجه در برابر گرما به استفاده منحصر از این لاستیکها در مصارف بالا منجر شده است. این ترکیبات اشتغال پذیری نسبتا پایین ، گرانروی کم در درصد بالای رزین ، عدم سمیت ، خواص بالای دی الکتریک ، حل ناپذیری در آب و الکلها و ... دارند به دلیل همین خواص ترکیبات سیلیکون به عنوان سیال هیدرولیک و انتقال گرما ، روان کننده و گریس ، دزدگیر برای مصارف برقی ، رزینهای لایه کاری و پوشش و لعاب مقاوم در دمای بالا و الکلها و مواد صیقل کاری قابل استفاده‌اند. بیشترین مصرف اینها در صنایع هوا فضاست.
لاستیک اورتان
این پلیمرها از واکنش برخی پلی گلیکولها با دی ایزوسیاناتهای آلی بدست می‌آیند. مصرف اصلی این نوع پلیمرها تولید اسفنج انعطاف پذیر و الیاف کشسان است. در ساخت مبلمان ، تشک ، عایق - نوسانگیر و ... بکار می‌روند. ظهور نخ کشسان اسپندکس از جنش پلی یوره تان به دلیل توان بالای نگهداری این نوع نخ زمینه پوشاک ساپورت را دگرگون کرده است.

[ریپورتر]

معرفي والوها (http://shimi-eng.blogfa.com/post-64.aspx)
تعريف والو : والو يک وسيله مکانيکي است که جهت کنترل فلو ، فشار و يا بستن کامل مسير
سيال در يک فرايند مورد استفاده قرار مي گيرد.
برای دانلود کل به صورت pdf مطالب اینجا (http://www.iran-eng.com/attachment.php?attachmentid=1364&d=1197986470) کلیک کنید.

[ریپورتر]

Oil refinery (http://shimi-eng.blogfa.com/post-65.aspx)
Operation


http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/3/3c/Crude_Oil_Distillation.png/350px-Crude_Oil_Distillation.png (http://en.wikipedia.org/wiki/Image:Crude_Oil_Distillation.png) http://en.wikipedia.org/skins-1.5/common/images/magnify-clip.png (http://en.wikipedia.org/wiki/Image:Crude_Oil_Distillation.png)
Crude oil is separated into fractions by fractional distillation (http://en.wikipedia.org/wiki/Fractional_distillation). The fractionating column (http://en.wikipedia.org/wiki/Fractionating_column) is cooler at the top than at the bottom because the fractions at the top have lower boiling points (http://en.wikipedia.org/wiki/Boiling_point) than the fractions at the bottom. The heavier fractions that emerge from the bottom of the fractionating column are often broken up (cracked (http://en.wikipedia.org/wiki/Cracking_%28chemistry%29)) to make more useful products. All of the fractions are subsequently routed to other refining units for further processing.


Raw oil or unprocessed ("crude") oil is not useful in the form it comes in out of the ground. Although "light, sweet" (low viscosity, low sulfur) oil has been used directly as a burner fuel for steam vessel propulsion, the lighter elements form explosive vapors in the fuel tanks and so it is quite dangerous, especially so in warships (http://en.wikipedia.org/wiki/Warships). For this and many other uses, the oil needs to be separated into parts and refined before use in fuels (http://en.wikipedia.org/wiki/Fuels) and lubricants (http://en.wikipedia.org/wiki/Lubricants), and before some of the byproducts could be used in petrochemical (http://en.wikipedia.org/wiki/Petrochemical) processes to form materials such as plastics (http://en.wikipedia.org/wiki/Plastic), detergents (http://en.wikipedia.org/wiki/Detergent), solvents (http://en.wikipedia.org/wiki/Solvent), elastomers (http://en.wikipedia.org/wiki/Elastomer), and fibers (http://en.wikipedia.org/wiki/Fiber) such as nylon (http://en.wikipedia.org/wiki/Nylon) and polyesters (http://en.wikipedia.org/wiki/Polyesters). Petroleum (http://en.wikipedia.org/wiki/Petroleum) fossil fuels (http://en.wikipedia.org/wiki/Fossil_fuels) are used in ship (http://en.wikipedia.org/wiki/Ship), automobile (http://en.wikipedia.org/wiki/Automobile) and aircraft (http://en.wikipedia.org/wiki/Aircraft) engines (http://en.wikipedia.org/wiki/Engine). These different hydrocarbons (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrocarbons) have different boiling points (http://en.wikipedia.org/wiki/Boiling_point), which means they can be separated by distillation (http://en.wikipedia.org/wiki/Distillation). Since the lighter liquid elements are in great demand for use in internal combustion engines, a modern refinery will convert heavy hydrocarbons (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrocarbons) and lighter gaseous elements into these higher value products using complex and energy intensive processes.
Oil can be used in so many various ways because it contains hydrocarbons of varying molecular masses (http://en.wikipedia.org/wiki/Molecular_mass), forms and lengths such as paraffins (http://en.wikipedia.org/wiki/Paraffin), aromatics (http://en.wikipedia.org/wiki/Aromatic), naphthenes (http://en.wikipedia.org/wiki/Naphthene) (or cycloalkanes (http://en.wikipedia.org/wiki/Cycloalkane)), alkenes (http://en.wikipedia.org/wiki/Alkene), dienes (http://en.wikipedia.org/wiki/Diene), and alkynes (http://en.wikipedia.org/wiki/Alkyne). Hydrocarbons are molecules of varying length and complexity made of only hydrogen (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrogen) and carbon (http://en.wikipedia.org/wiki/Carbon) atoms (http://en.wikipedia.org/wiki/Atom). Their various structures give them their differing properties and thereby uses. The trick in the oil refinement process is separating and purifying these.
Once separated and purified of any contaminants and impurities, the fuel or lubricant can be sold without any further processing. Smaller molecules such as isobutane (http://en.wikipedia.org/wiki/Isobutane) and propylene (http://en.wikipedia.org/wiki/Propylene) or butylenes (http://en.wikipedia.org/wiki/Butylene) can be recombined to meet specific octane (http://en.wikipedia.org/wiki/Octane) requirements of fuels by processes such as alkylation (http://en.wikipedia.org/wiki/Alkylation) or less commonly, dimerization (http://en.wikipedia.org/wiki/Dimerization). Octane grade of gasoline can also be improved by catalytic reforming (http://en.wikipedia.org/wiki/Catalytic_reforming), which strips hydrogen out of hydrocarbons to produce aromatics (http://en.wikipedia.org/wiki/Aromatics), which have much higher octane ratings (http://en.wikipedia.org/wiki/Petrol#Octane_rating). Intermediate products such as gasoils (http://en.wikipedia.org/wiki/Gasoil) can even be reprocessed to break a heavy, long-chained oil into a lighter short-chained one, by various forms of cracking (http://en.wikipedia.org/wiki/Cracking_%28chemistry%29) such as Fluid Catalytic Cracking, Thermal Cracking, and Hydrocracking. The final step in gasoline production is the blending of fuels with different octane ratings, vapor pressures (http://en.wikipedia.org/wiki/Vapor_pressure), and other properties to meet product specifications.
Oil refineries are large scale plants, processing from about a hundred thousand to several hundred thousand barrels (http://en.wikipedia.org/wiki/Barrel) of crude oil per day. Because of the high capacity, many of the units are operated continuously (as opposed to processing in batches) at steady state (http://en.wikipedia.org/wiki/Steady_state) or approximately steady state for long periods of time (months to years). This high capacity also makes process optimization (http://en.wikipedia.org/wiki/Process_optimization) and advanced process control (http://en.wikipedia.org/wiki/Advanced_process_control) very desirable.


[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_refinery&action=edit&section=2)] Major products of oil refineries


Most products of oil processing are usually grouped into three categories: light distillates (LPG, gasoline, naptha), middle distillates (kerosene, diesel), heavy distillates and residuum (fuel oil, lubricating oils, wax, tar). This classification is based on the way crude oil is distilled and separated into fractions (called distillates (http://en.wiktionary.org/wiki/distillate) and residuum (http://en.wiktionary.org/wiki/residuum)) as can be seen in the above drawing.[2] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-Leffler)


Liquid petroleum gas (http://en.wikipedia.org/wiki/Liquid_petroleum_gas) (LPG)

Gasoline (http://en.wikipedia.org/wiki/Gasoline) (also known as petrol)

Naphtha (http://en.wikipedia.org/wiki/Naphtha)

Kerosene (http://en.wikipedia.org/wiki/Kerosene) and related jet aircraft fuels (http://en.wikipedia.org/wiki/Jet_fuel)

Diesel fuel (http://en.wikipedia.org/wiki/Diesel)

Fuel oils (http://en.wikipedia.org/wiki/Fuel_oil)

Lubricating oils (http://en.wikipedia.org/wiki/Lubricant)

Paraffin wax (http://en.wikipedia.org/wiki/Paraffin_wax)

Asphalt (http://en.wikipedia.org/wiki/Asphalt) and Tar (http://en.wikipedia.org/wiki/Tar)

Petroleum coke (http://en.wikipedia.org/wiki/Petroleum_coke)


[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_refinery&action=edit&section=3)] Common process units found in a refinery



Desalter (http://en.wikipedia.org/wiki/Desalter) unit washes out salt from the crude oil before it enters the atmospheric distillation unit.

Atmospheric Distillation unit distills crude oil into fractions. See Continuous distillation (http://en.wikipedia.org/wiki/Continuous_distillation).

Vacuum Distillation (http://en.wikipedia.org/wiki/Vacuum_Distillation) unit further distills residual bottoms after atmospheric distillation.

Naphtha Hydrotreater (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrotreater) unit uses hydrogen (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrogen) to desulfurize naphtha from atmospheric distillation. Must hydrotreat the naphtha before sending to a Catalytic Reformer unit.

Catalytic Reformer (http://en.wikipedia.org/wiki/Catalytic_reforming) unit is used to convert the naphtha-boiling range molecules into higher octane reformate (http://en.wikipedia.org/wiki/Reformate) (reformer product). The reformate has higher content of aromatics, olefins, and cyclic hydrocarbons). An important byproduct of a reformer is hydrogen released during the catalyst reaction. The hydrogen is used either in the hydrotreaters and hydrocracker.

Distillate Hydrotreater unit desulfurizes distillates (such as diesel) after atmospheric distillation.

Fluid Catalytic Cracking (http://en.wikipedia.org/wiki/Cracking_%28chemistry%29) (FCC) unit upgrades heavier fractions into lighter, more valuable products.

Hydrocracker (http://en.wikipedia.org/wiki/Cracking_%28chemistry%29) unit uses hydrogen to upgrade heavier fractions into lighter, more valuable products.

Visbreaking (http://en.wikipedia.org/wiki/Visbreaker) unit upgrades heavy residual oils by thermally cracking them into lighter, more valuable reduced viscosity products.

Merox (http://en.wikipedia.org/wiki/Merox) unit treats LPG, kerosene or jet fuel by oxidizing mercaptans (http://en.wikipedia.org/wiki/Mercaptan) to organic disulfides (http://en.wikipedia.org/wiki/Disulfide).

Coking units (http://en.wikipedia.org/wiki/Coker_unit) (either delayed (http://en.wikipedia.org/wiki/Delayed_coking) or fluid coking) process very heavy residual oils into gasoline and diesel fuel, leaving petroleum coke as a residual product.

Alkylation (http://en.wikipedia.org/wiki/Alkylation) unit produces high-octane component for gasoline blending.

Dimerization (http://en.wikipedia.org/wiki/Dimerization) unit converts olefins (http://en.wikipedia.org/wiki/Olefins) into higher-octane gasoline blending components. For example, butenes (http://en.wikipedia.org/wiki/Butene) can be dimerized into isooctene which may subsequently be hydrogenated to form isooctane (http://en.wikipedia.org/wiki/Isooctane). There are also other uses for dimerization.

Isomerization (http://en.wikipedia.org/wiki/Isomerization) unit converts linear molecules to higher-octane branched molecules for blending into gasoline or feed to alkylation units.

Steam reforming (http://en.wikipedia.org/wiki/Steam_reforming) unit produces hydrogen for the hydrotreaters or hydrocracker.

Liquified gas storage units for propane and similar gaseous fuels at pressure sufficient to maintain in liquid form. These are usually spherical vessels or bullets (horizontal vessels with rounded ends.

Storage tanks for crude oil and finished products, usually cylindrical, with some sort of vapor emission control and surrounded by an earthen berm (http://en.wikipedia.org/wiki/Berm) to contain spills.

Amine gas treater (http://en.wikipedia.org/wiki/Amine_gas_treater), Claus unit (http://en.wikipedia.org/wiki/Claus_process), and tail gas treatment for converting hydrogen sulfide (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrogen_sulfide) from hydrodesulfurization (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrodesulfurization) into elemental sulfur.

Utility units such as cooling towers (http://en.wikipedia.org/wiki/Cooling_towers) for circulating cooling water, boiler plants (http://en.wikipedia.org/wiki/Boiler) for steam (http://en.wikipedia.org/wiki/Steam) generation, instrument air systems for pneumatically operated control valves (http://en.wikipedia.org/wiki/Control_valves) and an electrical substation (http://en.wikipedia.org/wiki/Electrical_substation).

Wastewater (http://en.wikipedia.org/wiki/Wastewater) collection and treating systems consisting of API separators (http://en.wikipedia.org/wiki/API_separator), dissolved air flotation (DAF) units (http://en.wikipedia.org/wiki/Dissolved_air_flotation) and some type of further treatment (such as an activated sludge (http://en.wikipedia.org/wiki/Activated_sludge) biotreater) to make such water suitable for reuse or for disposal.[3] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-Beychok)

Solvent refining units use solvent such as cresol (http://en.wikipedia.org/wiki/Cresol) or furfural (http://en.wikipedia.org/wiki/Furfural) to remove unwanted, mainly asphaltenic materials from lubricating oil stock (or diesel stock).

Solvent dewaxing units remove the heavy waxy constituents petrolatum (http://en.wikipedia.org/wiki/Petrolatum) from vacuum distillation products.


[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_refinery&action=edit&section=4)] Flow diagram of typical refinery


The image below is a schematic flow diagram (http://en.wikipedia.org/wiki/Process_flow_diagram) of a typical oil refinery that depicts the various unit (http://en.wikipedia.org/wiki/Chemical_plant#Chemical_processes) processes and the flow of intermediate product streams that occurs between the inlet crude oil feedstock and the final end products. The diagram depicts only one of the literally hundreds of different oil refinery configurations. The diagram also does not include any of the usual refinery facilities providing utilities such as steam, cooling water, and electric power as well as storage tanks for crude oil feedstock and for intermediate products and end products.[1] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-Handwerk)[4] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-0)[5] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-1)[6] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-2)
http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/6/60/RefineryFlow.png (http://en.wikipedia.org/wiki/Image:RefineryFlow.png) Schematic flow diagram of a typical oil refinery



[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_refinery&action=edit&section=5)] Vacuum distillation


In an alternative processing scheme, the vacuum distillation (http://en.wikipedia.org/wiki/Vacuum_distillation) unit may separate the atmospheric residue to produce also the unrefined fractions for the following products: spindle oil (used in the textile industry), light machinery oil, motor oil, and steam cylinder oil.

[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_refinery&action=edit&section=6)] Specialty end products


These will blend various feedstocks, mix appropriate additives, provide short term storage, and prepare for bulk loading to trucks, barges, product ships, and railcars.


Gaseous fuels such as propane (http://en.wikipedia.org/wiki/Propane), stored and shipped in liquid form under pressure in specialized railcars to distributors.

Liquid fuels blending (producing automotive and aviation grades of gasoline, kerosene, various aviation turbine fuels, and diesel fuels, adding dyes, detergents, antiknock additives, oxygenates, and anti-fungal compounds as required). Shipped by barge, rail, and tanker ship. May be shipped regionally in dedicated pipelines (http://en.wikipedia.org/wiki/Pipeline_transport) to point consumers, particularly aviation jet fuel to major airports, or piped to distributors in multi-product pipelines using product separators called pipeline inspection gauges (http://en.wikipedia.org/wiki/Pipeline_inspection_gauge) ("pigs").

Lubricants (http://en.wikipedia.org/wiki/Lubricant) (produces light machine oils, motor oils (http://en.wikipedia.org/wiki/Motor_oil), and greases (http://en.wikipedia.org/wiki/Grease_%28lubricant%29), adding viscosity (http://en.wikipedia.org/wiki/Viscosity) stabilizers as required), usually shipped in bulk to an offsite packaging plant.

Wax (http://en.wikipedia.org/wiki/Wax) (paraffin), used in the packaging of frozen foods (http://en.wikipedia.org/wiki/Frozen_food), among others. May be shipped in bulk to a site to prepare as packaged blocks.

Sulfur (http://en.wikipedia.org/wiki/Sulfur) (or sulfuric acid (http://en.wikipedia.org/wiki/Sulfuric_acid)), byproducts of sulfur removal from petroleum which may have up to a couple percent sulfur as organic sulfur-containing compounds. Sulfur and sulfuric acid are useful industrial materials. Sulfuric acid is usually prepared and shipped as the acid precursor oleum (http://en.wikipedia.org/wiki/Oleum).

Bulk tar (http://en.wikipedia.org/wiki/Tar) shipping for offsite unit packaging for use in tar-and-gravel roofing.

Asphalt (http://en.wikipedia.org/wiki/Asphalt) unit. Prepares bulk asphalt for shipment.

Petroleum coke (http://en.wikipedia.org/wiki/Petroleum_coke), used in specialty carbon products or as solid fuel.

Petrochemicals (http://en.wikipedia.org/wiki/Petrochemical) or petrochemical feedstocks, which are often sent to petrochemical plants (http://en.wikipedia.org/wiki/Chemical_plant) for further processing in a variety of ways. The petrochemicals may be olefins (http://en.wikipedia.org/wiki/Olefin) or their precursors, or various types of aromatic (http://en.wikipedia.org/wiki/Aromatic) petrochemicals.


[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_refinery&action=edit&section=7)] Siting/locating of petroleum refineries


The principles of finding a construction site for refineries are similar to those for other chemical plants:


The site has to be reasonably far from residential areas.



Facilities for raw materials access and products delivery to markets should be easily available.



Processing energy requirements should be easily available.



Waste product disposal should not cause difficulties.

For refineries which use large amounts of process steam and cooling water, an abundant source of water is important. Because of this, oil refineries are often located (associated to a port) near navigable rivers or even better on a sea shore. Either are of dual purpose, making also available cheap transport by river or by sea. Although the advantages of crude oil transport by pipeline are evident, and the method is also often used by oil companies to deliver large output products such as fuels to their bulk distribution terminals, pipeline delivery is not practical for small output products. For these, rail cars, road tankers or barges may be used.
It is useful to site refineries in areas where there is abundant space to be used by the same company or others, for the construction of petrochemical plants, solvent manufacturing (fine fractionating) plants and/or similar plants to allow these easy access to large output refinery products for further processing, or plants that produce chemical additives that the refinery may need to blend into a product at source rather than at blending terminals.

[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_refinery&action=edit&section=8)] Safety and environmental concerns


http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/9/99/MiRO1.jpg/300px-MiRO1.jpg (http://en.wikipedia.org/wiki/Image:MiRO1.jpg) http://en.wikipedia.org/skins-1.5/common/images/magnify-clip.png (http://en.wikipedia.org/wiki/Image:MiRO1.jpg)
MiRO refinery at Karlsruhe (http://en.wikipedia.org/wiki/Karlsruhe)


The refining process releases numerous different chemicals into the atmosphere (http://en.wikipedia.org/wiki/Earth%27s_atmosphere); consequently, there are substantial air pollution (http://en.wikipedia.org/wiki/Air_pollution) emissions[7] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-3) and a notable odor (http://en.wikipedia.org/wiki/Odor) normally accompanies the presence of a refinery. Aside from air pollution impacts there are also wastewater concerns,[3] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-Beychok) risks of industrial accidents (http://en.wikipedia.org/wiki/Industrial_accident) such as fire and explosion, and noise health effects (http://en.wikipedia.org/wiki/Noise_health_effects) due to industrial noise (http://en.wikipedia.org/wiki/Industrial_noise).
The public has demanded that many governments place restrictions on contaminants that refineries release, and most refineries have installed the equipment needed to comply with the requirements of the pertinent environmental protection regulatory agencies. In the United States (http://en.wikipedia.org/wiki/United_States), there is strong pressure to prevent the development of new refineries, and no major refinery has been built in the country since Marathon's (http://en.wikipedia.org/wiki/Marathon_Petroleum_Company) Garyville, Louisiana (http://en.wikipedia.org/wiki/Garyville%2C_Louisiana) facility in 1976 (http://en.wikipedia.org/wiki/1976). However, many existing refineries have been expanded during that time. Environmental restrictions and pressure to prevent construction of new refineries may have also contributed to rising fuel prices in the United States.[8] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-4) Additionally, many refineries (over 100 since the 1980s) have closed due to obsolescence and/or merger activity within the industry itself. This activity has been reported to Congress and in specialized studies not widely publicised.
Environmental and safety concerns mean that oil refineries are sometimes located some distance away from major urban areas. Nevertheless, there are many instances where refinery operations are close to populated areas and pose health risks such as in the Campo de Gibraltar (http://en.wikipedia.org/wiki/Campo_de_Gibraltar), a Spanish state owned refinery near the towns of Gibraltar (http://en.wikipedia.org/wiki/Gibraltar), Algeciras (http://en.wikipedia.org/wiki/Algeciras), La Linea (http://en.wikipedia.org/wiki/Spain), San Roque (http://en.wikipedia.org/wiki/San_Roque%2C_C%C3%A1diz) and Los Barrios (http://en.wikipedia.org/wiki/Los_Barrios) with a combined population of over 300,000 residents within a 5 mile radius and the CEPSA refinery in Santa Cruz on the island of Tenerife (http://en.wikipedia.org/wiki/Tenerife), Spain[9] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-5) which is sited in a densely-populated city center and next to the only two major evacuation routes in and out of the city. In California (http://en.wikipedia.org/wiki/California)'s Contra Costa County (http://en.wikipedia.org/wiki/Contra_Costa_County) and Solano County (http://en.wikipedia.org/wiki/Solano_County), a shoreline necklace of refineries and associated chemical plants are adjacent to urban areas in Richmond (http://en.wikipedia.org/wiki/Richmond%2C_California), Martinez (http://en.wikipedia.org/wiki/Martinez%2C_California), Pacheco (http://en.wikipedia.org/wiki/Pacheco%2C_California), Concord (http://en.wikipedia.org/wiki/Concord%2C_California), Pittsburg (http://en.wikipedia.org/wiki/Pittsburg%2C_California), Vallejo (http://en.wikipedia.org/wiki/Vallejo%2C_California) and Benicia (http://en.wikipedia.org/wiki/Benicia%2C_California), with occasional accidental events that require "shelter in place" orders to the adjacent populations.

[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_refinery&action=edit&section=9)] History


The world's first oil refineries were set up by Ignacy Łukasiewicz (http://en.wikipedia.org/wiki/Ignacy_%C5%81ukasiewicz) near Jaslo (http://en.wikipedia.org/wiki/Jaslo), Austrian Empire (http://en.wikipedia.org/wiki/Austrian_Empire) (now in Poland (http://en.wikipedia.org/wiki/Poland)) in the years 1854-56[10] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-6)[11] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-7) but they were initially small as there was no real demand for refined fuel. As Łukasiewicz's kerosene lamp (http://en.wikipedia.org/wiki/Kerosene_lamp) gained popularity the refining industry grew in the area.
The first large oil refinery opened at Ploieşti (http://en.wikipedia.org/wiki/Ploie%C5%9Fti), Romania (http://en.wikipedia.org/wiki/Romania) in 1856 (http://en.wikipedia.org/wiki/1856).[12] (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_note-8) Several other refineries were built at that location with investment from United States (http://en.wikipedia.org/wiki/United_States) companies before being taken over by Nazi Germany (http://en.wikipedia.org/wiki/Nazi_Germany) during World War II (http://en.wikipedia.org/wiki/World_War_II). Most of these refineries were heavily bombarded by US Army Air Forces (http://en.wikipedia.org/wiki/US_Army_Air_Forces) in Operation Tidal Wave (http://en.wikipedia.org/wiki/Operation_Tidal_Wave), August 1 (http://en.wikipedia.org/wiki/August_1), 1943 (http://en.wikipedia.org/wiki/1943). Since then they have been rebuilt, and currently pose somewhat of an environmental concern.
Another early example is Oljeön (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Olje%C3%B6n&action=edit), now preserved as a museum at the UNESCO (http://en.wikipedia.org/wiki/UNESCO) world heritage site (http://en.wikipedia.org/wiki/World_heritage_site) Engelsberg (http://en.wikipedia.org/wiki/Engelsberg). It started operation in 1875 and is part of the Ecomuseum Bergslagen (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Ecomuseum_Bergslagen&action=edit).
At one time, the world's largest oil refinery was claimed to be Ras Tanura (http://en.wikipedia.org/wiki/Ras_Tanura), Saudi Arabia (http://en.wikipedia.org/wiki/Saudi_Arabia), owned by Saudi Aramco (http://en.wikipedia.org/wiki/Saudi_Aramco). For most of the 20th century, the largest refinery of the world was the Abadan (http://en.wikipedia.org/wiki/Abadan) refinery in Iran (http://en.wikipedia.org/wiki/Iran). This refinery suffered extensive damage during the war Iran-Iraq war (http://en.wikipedia.org/wiki/Iran-Iraq_war). The world's largest refinery complex is the "Centro de Refinación de Paraguaná" (CRP) operated by PDVSA (http://en.wikipedia.org/wiki/PDVSA) in Venezuela with a production capacity of 956,000 barrels per day (Amuay 635,000 bpd, Cardón 305,000 bpd and Bajo Grande 16,000 bpd). SK Corporation's Ulsan refinery in South Korea with a capacity of 840,000 bpd and Reliance Petroleum's refinery in Jamnagar, India with 660,000 bpd are the second and third largest, respectively.
Early US refineries processed crude oil to recover the kerosene (http://en.wikipedia.org/wiki/Kerosene). Other products (like gasoline) were considered wastes and were often dumped directly into the nearest river. The invention of the automobile shifted the demand to gasoline and diesel, which remain the primary refined products today. Refineries pre-dating the EPA were very toxic to the environment. Strict legislation has mandated that refineries meet modern air and water cleanliness standards. In fact, obtaining a permit to build even a modern refinery with minimal impact on the environment (other than CO2 emissions) is so difficult and costly that no new refineries have been built (though many have been expanded) in the United States since 1976. As a result, some believe that this may be the reason that the US is becoming more and more dependent on the imports of finished gasoline, as opposed to incremental crude oil. On the other hand, studies have revealed that accelerating merger activity in the refining and production sector has reduced capacity further, resulting in tighter markets in the United States in particular.

[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_refinery&action=edit&section=10)] See also


http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/e/e9/MiRO7.jpg/300px-MiRO7.jpg (http://en.wikipedia.org/wiki/Image:MiRO7.jpg) http://en.wikipedia.org/skins-1.5/common/images/magnify-clip.png (http://en.wikipedia.org/wiki/Image:MiRO7.jpg)
A refinery at night. The gas flare is in the center of the picture.




Air pollution (http://en.wikipedia.org/wiki/Air_pollution)

AP 42 Compilation of Air Pollutant Emission Factors (http://en.wikipedia.org/wiki/AP_42_Compilation_of_Air_Pollutant_Emission_Factor s)

API oil-water separator (http://en.wikipedia.org/wiki/API_oil-water_separator)

Industrial wastewater treatment (http://en.wikipedia.org/wiki/Industrial_wastewater_treatment)

Cooling tower (http://en.wikipedia.org/wiki/Cooling_tower)

Ethanol fuel (http://en.wikipedia.org/wiki/Ethanol_fuel)

Gas flare (http://en.wikipedia.org/wiki/Gas_flare)

List of oil refineries (http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_oil_refineries)

Refinery (http://en.wikipedia.org/wiki/Refinery)

Acid gas (http://en.wikipedia.org/wiki/Acid_gas)

Sour gas (http://en.wikipedia.org/wiki/Sour_gas)


[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_refinery&action=edit&section=11)] References

<LI id=_note-Handwerk>
^ a (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-Handwerk_0) b (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-Handwerk_1) Gary, J.H. and Handwerk, G.E. (1984). Petroleum Refining Technology and Economics, 2nd Edition, Marcel Dekker, Inc. ISBN 0-8247-7150-8 (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Special:Booksources&isbn=0824771508).
<LI id=_note-Leffler>
^ a (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-Leffler_0) b (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-Leffler_1) Leffler, W.L. (1985). Petroleum refining for the nontechnical person, 2nd Edition, PennWell Books. ISBN 0-87814-280-0 (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Special:Booksources&isbn=0878142800).
<LI id=_note-Beychok>
^ a (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-Beychok_0) b (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-Beychok_1) Beychok, Milton R. (1967). Aqueous Wastes from Petroleum and Petrochemical Plants (http://en.wikipedia.org/wiki/Aqueous_Wastes_from_Petroleum_and_Petrochemical_Pl ants), 1st Edition, John Wiley & Sons. LCCN (http://en.wikipedia.org/wiki/Library_of_Congress_Control_Number) 67019834.
<LI id=_note-0>
^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-0) Guide to Refining (http://www.chevron.com/products/prodserv/fuels/bulletin/motorgas/3_refining-testing/pg2.asp) from Chevron Oil (http://en.wikipedia.org/wiki/Chevron_Corporation)'s website
<LI id=_note-1>
^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-1) Refinery flowchart (http://www.uop.com/refining/1010.html) from Universal Oil Products (http://en.wikipedia.org/wiki/UOP_LLC)' website
<LI id=_note-2>
^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-2) An example flowchart (http://www.cheresources.com/refining15.gif) of fractions from crude oil at a refinery
<LI id=_note-3>
^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-3) AP 42, Compilation of Air Pollutant Emission Factors (http://www.epa.gov/ttn/chief/ap42/index.html)
<LI id=_note-4>
^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-4) Behind high gas prices: The refinery crunch (http://money.cnn.com/2007/04/17/news/economy/refineries/index.htm)
<LI id=_note-5>
^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-5) Smoke, oil spills and now radiation - whatever next? (http://www.atan.org/en/refineria/vertidos/elcolmo.htm)
<LI id=_note-6>
^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-6) Frank, Alison Fleig (2005). Oil Empire: Visions of Prosperity in Austrian Galicia (Harvard Historical Studies). Harvard University Press. ISBN 0-674-01887-7 (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Special:Booksources&isbn=0674018877).
<LI id=_note-7>
^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-7) Warsaw University timeline (http://www.geo.uw.edu.pl/BOBRKA/DATY/daty.htm)

^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery#_ref-8) WORLD EVENTS: 1844-1856 (http://www.pbs.org/eakins/we_1844.htm) www.pbs.org


[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oil_refinery&action=edit&section=12)] External links


http://upload.wikimedia.org/wikipedia/en/thumb/4/4a/Commons-logo.svg/50px-Commons-logo.svg.png (http://en.wikipedia.org/wiki/Image:Commons-logo.svg)
Wikimedia Commons has media related to:
Oil refinery (http://commons.wikimedia.org/wiki/Oil_refinery)


Searchable United States Refinery Map (http://www.energysupplylogistics.com/refineries)

Interactive map of UK refineries (http://www.energyinst.org.uk/education/refineries/map.htm)

Complete, detailed refinery description (http://www.osha.gov/dts/osta/otm/otm_iv/otm_iv_2.html)

Petroleum Refinery Planning and Optimization Using Linear Programming (http://www.cheresources.com/refinery_planning_optimization.shtml)

Student's Guide to Refining (http://www.cheresources.com/refining.shtml)

Global refinery shortage shifts power balance (http://news.bbc.co.uk/2/hi/business/4296812.stm)

Short introduction to oil refining in a slideshow (http://catalysis.che.wsu.edu/~aplaton/interests/1_intro_to_oil_refining/)

Ecomuseum Bergslagen (http://www.ekomuseum.se/english/besoksmal/oljeon.html) - history of Oljeön, Sweden (http://en.wikipedia.org/wiki/Sweden)

Detailed refinery description (http://www.setlaboratories.com/overview.htm#Basics%20of%20Crude%20Oil)

Fueling Profits: Report on Industry Consolidation (http://www.consumerfed.org/pdfs/oilprofits.pdf) (publication of the Consumer Federation of America)

Price Spikes, Excess Profits and Excuses (http://www.consumerfed.org/pdfs/gasoline1003.pdf) (publication of the Consumer Federation of America)

Refinery study (http://www.barnesandclick.com/PROSiE/OKRefReport.pdf)

Basics of Oil Refining (http://www.petrostrategies.org/Learning%20Center/Refining.htm) Overview of crude oil refining process

[ریپورتر]

Description of a typical amine treater

Gases containing H2S or both H2S and CO2 are commonly referred to as sour gases (http://en.wikipedia.org/wiki/Sour_gas) or acid gases (http://en.wikipedia.org/wiki/Acid_gas) in the hydrocarbon (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrocarbon) processing industries.
A typical amine gas treating process (as shown in the flow diagram (http://en.wikipedia.org/wiki/Process_Flow_diagram) below) includes an absorber unit and a regenerator unit as well as accessory equipment. In the absorber, the downflowing amine solution absorbs H2S and CO2 from the upflowing sour gas to produce a sweetened gas stream (i.e., an H2S-free gas) as a product and an amine solution rich in the absorbed acid gases. The resultant "rich" amine is then routed into the regenerator (a stripper with a reboiler (http://en.wikipedia.org/wiki/Reboiler)) to produce regenerated or "lean" amine that is recycled for reuse in the absorber. The stripped overhead gas from the regenerator is concentrated H2S and CO2. In oil refineries, that stripped gas is mostly H2S, much of which often comes from a sulfur-removing process called hydrodesulfurization (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrodesulfurization). This H2S-rich stripped gas stream is then usually routed into a Claus process (http://en.wikipedia.org/wiki/Claus_process) to convert it into elemental sulfur (http://en.wikipedia.org/wiki/Sulfur). In fact, the vast majority of the 64,000,000 metric tons of sulfur produced worldwide in 2005 was byproduct sulfur from refineries and other hydrocarbon processing plants. [1] (http://en.wikipedia.org/wiki/Amine_treating#_note-0)[2] (http://en.wikipedia.org/wiki/Amine_treating#_note-1) In some plants, more than one amine absorber unit may share a common regenerator unit.
http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/f/f9/AmineTreating.png (http://en.wikipedia.org/wiki/Image:AmineTreating.png) Process flow diagram (http://en.wikipedia.org/wiki/Process_flow_diagram) of a typical amine treating process used in industrial plants



In the steam reforming (http://en.wikipedia.org/wiki/Steam_reforming) process of hydrocarbons to produce gaseous hydrogen (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrogen) for subsequent use in the industrial synthesis of ammonia (http://en.wikipedia.org/wiki/Ammonia), amine treating is one of the commonly used processes for removing excess carbon dioxide in the final purification of the gaseous hydrogen.

[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Amine_gas_treating&action=edit&section=2)] New amine-based materials for gas processing

In recent years, interest in the development of new materials and technologies for the 'capture' of carbon dioxide (CO2) has increased significantly. This development appears to be driven largely by increasing concerns about the impact of rising CO2 emissions on climate change (specifically global warming). One outcome has been the introduction of new reactive amines which have chemical structures in which the CO2-reactive part of the molecule (the amine group) is tethered to an ionic (salt-like) structural element. The ionic nature of these hybrids makes them less likely to be lost to evaporation during CO2 capture operations, and as a result it may be possible to suppress the typical amine loss in scrubbing systems of about four pounds of amine per ton of CO2 captured. While systems involving the use of certain simple amine-salt solutions in water were first evaluated for CO2 capture decades ago, it was only in 2002 [3] (http://en.wikipedia.org/wiki/Amine_treating#_note-2) that systems of pure, CO2-reactive liquid salts (amine-appended task-specific ionic liquids called TSILs) were first introduced. Recently, the researchers responsible for that development have reported improved approaches[4] (http://en.wikipedia.org/wiki/Amine_treating#_note-3) (e.g., the use of Click chemistry (http://en.wikipedia.org/wiki/Click_chemistry) and commodity chemicals) for the preparation of CO2-reactive salts, procedures which result in salts that are much less expensive to prepare than the earlier first-generation of materials. Interestingly, the library of new compounds obtained in this fashion also included CO2-reactive salts that are plastic-, resin- and gel-like in character.

[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Amine_gas_treating&action=edit&section=3)] See also


Ammonia production (http://en.wikipedia.org/wiki/Ammonia_production)
Hydrodesulfurization (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrodesulfurization)
Claus process (http://en.wikipedia.org/wiki/Claus_process)
Selexol (http://en.wikipedia.org/wiki/Selexol)
Rectisol (http://en.wikipedia.org/wiki/Rectisol)
Amine (http://en.wikipedia.org/wiki/Amine)
Ionic liquids (http://en.wikipedia.org/wiki/Ionic_liquid)

[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Amine_gas_treating&action=edit&section=4)] References

<LI id=_note-0>^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Amine_treating#_ref-0) Sulfur production report (http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/sulfur/sulfumcs06.pdf) by the United States Geological Survey (http://en.wikipedia.org/wiki/United_States_Geological_Survey) <LI id=_note-1>^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Amine_treating#_ref-1) Discussion of recovered byproduct sulfur (http://www.agiweb.org/geotimes/july03/resources.html) <LI id=_note-2>^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Amine_treating#_ref-2) Bates, E. D.; Mayton, R. D.; Ntai, I.; Davis, J. H., Jr., CO2 Capture by a Task-Specific Ionic Liquid, Journal of the American Chemical Society, 2002, Vol. 124, No. 6, 926-927
^ (http://en.wikipedia.org/wiki/Amine_treating#_ref-3) Soutullo, M. D.; Odom, C. I.; Wicker, B. F.; Henderson, C. N.; Stenson, A. C.; Davis, J. H., Jr., Reversible CO2 Capture by Unexpected Plastic-, Resin, and Gel-like Ionic Soft Materials Discovered During the Combi-Click Generation of a TSIL Library, Chemistry of Materials, 2007, Vol. 19, No. 15, 3581-3583


[edit (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Amine_gas_treating&action=edit&section=5)] External links


Selecting Amines for Sweetening Units (http://www.bre.com/technicalpapers/technicalpaper.asp?articlenumber=52), Polasek, J. (Bryan Research & Engineering) and Bullin, J.A. (Texas A&M University), Gas Processors Association Regional Meeting, Sept. 1994.


Natural Gas Supply Association (http://www.naturalgas.org/naturalgas/processing_ng.asp) Scroll down to Sulfur and Carbon Dioxide Removal


Sweetening LPG's with Amines (http://www.bre.com/technicalpapers/technicalpaper.asp?articlenumber=14), Holmes, J.W. (Bryan Research & Engineering), Spears, M.L. (Bryan Research & Engineering), and Bullin, J.A. (Texas A&M University), Chemical Engineering Progress, May 1984


Description of the classic book on gas treating (http://www.gulfpub.com/default.asp?page=14&productID=2743&VS=) by Arthur Kohl & Richard Nielsen. Gas Purification, Fifth Edition, Gulf Publishing. ISBN 0-88415-2200 (http://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Special:Booksources&isbn=0884152200)

[ریپورتر]

آب سنگين نوع خاصي از مولکول‌هاي آب است که در آن ايزوتوپ‌هاي هيدروژن وجود دارد. اين نوع از آب کليد اصلي تهيه پلوتونيوم از اورانيوم طبيعي‌است و به همين علت توليد و تجارت آن با نظر قوانين بين‌المللي انجام و به شدت کنترل مي‌شود.
http://www.tebyan.net/image/big/1386/10/181771351811601811271628935255112437567147.jpg


با کمک اين نوع آب مي‌توان پلوتونيوم لازم را براي سلاح‌هاي اتمي بدون نياز به غني‌سازي بالاي اورانيوم تهيه کرد.
از کاربردهاي ديگر اين آب مي‌توان به استفاده از آن در رآکتورهاي هسته‌اي با سوخت اورانيوم، به عنوان متعادل‌کننده (Moderator) به جاي گرافيت و نيز عامل انتقال گرماي رآکتور نام برد.
آب سنگين واژه‌اي‌است که معمولاً به اکسيد هيدروژن سنگين D2O يا 2H2O اطلاق مي‌شود. هيدروژن سنگين يا دوتريوم (Deuterium) ايزوتوپي پايدار از هيدروژن است که به نسبت يک به 6400 از اتم‌هاي هيدروژن در طبيعت وجود دارد و خواص فيزيکي و شيميايي آن به نوعي مشابه آب سبک H2O است.
اتم‌هاي دوتريوم ايزوتوپ‌هاي سنگيني هستند که برخلاف هيدروژن معمولي، هسته آنها شامل نوترون نيز هست. جانشيني هيدروژن با دوتريوم در مولکول‌هاي آب، سطح انرژي پيوندهاي مولکولي را تغيير مي‌دهد و به‌طور طبيعي خواص متفاوت فيزيکي، شيميايي و بيولوژيکي را موجب مي‌شود، به‌طوري که اين خواص را در کمتر اکسيد ايزوتوپي مي‌توان مشاهده کرد.
براي مثال، ويسکوزيته (Viscosity) يا به زبان ساده‌تر چسبندگي آب سنگين به مراتب بيش از آب معمولي است.
آب نيمه سنگين چنانچه در اکسيد هيدروژن تنها يکي از اتم‌هاي هيدروژن به ايزوتوپ دوتريوم تبديل شود نتيجه را آب نيمه سنگين (HDO) مي‌گويند.
در مواردي که ترکيب مساوي از هيدروژن و دوتريوم در تشکيل مولکول‌هاي آب وجود داشته باشند، آب نيمه سنگين تهيه مي‌شود، علت اين کار تبديل سريع اتم‌هاي هيدروژن و دوتريوم بين مولکول‌هاي آب است.
مولکول آبي که از 50 درصد هيدروژن معمولي (H) و 50 درصد هيدروژن سنگين(D) تشکيل شده‌است، در موازنه شيميايي حدود 50 درصد HDO و 25 درصد آب (H2O) و 25 درصد D2O خواهد داشت.
نکته مهم آن است که آب سنگين را نبايد با با آب سخت که اغلب شامل املاح زياد است و يا يا آب تريتيوم (T2O or 3H2O) که از ايزوتوپ ديگر هيدروژن تشکيل شده‌است، اشتباه گرفت.
تريتيوم، ايزوتوپ ديگري از هيدروژن است که خاصيت راديواکتيو دارد و بيشتر براي ساخت موادي به کار برده مي‌شود که از خود نور منتشر مي‌کنند.
http://www.tebyan.net/image/big/1386/10/462211733271487513323414810318714325112144.jpg
آب با اکسيژن سنگين


آب با اکسيژن سنگين، در حالت معمول H218O است که به صورت تجارتي در دسترس است و بيشتر براي رديابي به کار برده مي‌شود. براي مثال، با جانشين کردن اين آب (با نوشيدن يا تزريق) در يکي از عضوهاي بدن مي‌توان در طول زمان ميزان تغيير در مقدار آب اين عضو را بررسي کرد. اين نوع از آب به ندرت حاوي دوتريوم است و به همين علت خواص شيميايي و بيولوژيکي خاصي ندارد براي همين، به آن آب سنگين گفته نمي‌شود. ممکن است اکسيژن در آنها به صورت ايزوتوپ‌هاي O17 نيز موجود باشد، در هر صورت تفاوت فيزيکي اين آب با آب معمولي، فقط چگالي بيشتر آن است.
تاريخچه توليد آب سنگين


والتر راسل در سال ???? با استفاده از جدول تناوبي مارپيچ وجود دو تريم را پيش بيني كرد. هارولد يوري يكي از شيميدانان دانشگاه كلمبيا در سال ???? توانست آن را كشف كند. گيلبرت نيوتن لوئيس هم در سال ???? توانست اولين نمونه از آب سنگين خالص را با استفاده از روش الكتروليز تهيه كند. هوسي و هافر نيز در سال ???? از آب سنگين استفاده كردند و با انجام اولين آزمون هاي رديابي زيست شناختي به بررسي سرعت گردش آب در بدن انسان پرداختند.
کاربرد آب سنگين در راکتورهاي هسته اي


آب سنگين يکي از مواد اصلي در راه اندازي راکتورهاي توليد انرژي و تحقيقاتي موسوم به راکتورهاي آب سنگين به شمار مي رود.
راکتورهاي آب سنگين نيازي به اورانيوم غني شده ندارد و از اکسيد اورانيوم طبيعي به عنوان سوخت استفاده مي کند.
اين فرايند، نياز به اورانيوم غني شده را مرتفع مي کند اما طراحي اين راکتورها پيچيده و توليد آب سنگين نيز هزينه بر است.
آب سنگين از جدا سازي نوعي از مولکول هاي آب با غلظت 1 در هر 7000 مولکول به دست مي آيد که هيدروژن آن يک نوترون بيشتر از هيدروژن عادي دارد.
اين نوترون اضافه موجب مي شود تا عمل کند کنندگي نوترون هاي پر سرعت به اندازه اي برسد که واکنش هاي زنجيره اي توليد انرژي از ميله هاي سوخت آغاز شود در حالي که در راکتورهاي قدرت آب سبک , اورانيوم غني شده درحد سه و نيم درصد و بيش از آن براي انجام واکنش مورد نياز است.
در راکتورهاي آب سنگين، اين ماده وظيفه خنک کردن ميله هاي سوخت، همزمان با کند کردن نوترون هاي پر انرژي را به عهده دارد.
با نزديک شدن راکتور تحقيقاتي تهران، که حدود چهل سال پيش و با قدرت 5 مگاوات راه اندازي شده است، به پايان عمر کاري خود و نياز روز افزون کشور به انواع راديو ايزوتوپ هاي صنعتي و همچنين راديو داروها ،راکتور تحقيقاتي آب سنگين اراک با قدرت 40 مگاوات طراحي و مکان آن در نزديکي شهر خنداب در شمال غربي شهرستان اراک تعيين شد.

پروژه آب سنگين اراک
http://www.tebyan.net/image/big/1386/10/2551601433268207202187143105145130249166140230.jpg


پروژه توليد آب سنگين در شمال غربي اراك و در نزديكي تاسيسات نيروگاه ?? مگاواتي آب سنگين اراك قرار دارد و براي تامين آب سنگين اين رآكتور ساخته شده است. به گفته غلامرضا آقازاده رئيس سازمان انرژي اتمي ايران ظرفيت توليد اين مجتمع ابتدا هشت تن بوده و امروز ظرفيت آن به ?? تن آب سنگين با غناي ??? درصد رسيده است. پروژه مجتمع توليد آب سنگين اراك به عنوان يكي از شاخصه هاي دانش هسته اي، در پزشكي و به خصوص كنترل سرطان و كنترل بيماري ايدز نقش تعيين كننده اي دارد و به عنوان خنك كننده و كندكننده رآكتورهاي آب سنگين به كار مي رود . با گشايش اين واحد صنعتي، ايران به عنوان نهمين كشور داراي تجهيزات توليد آب سنگين مطرح مي شود. كشورهاي آرژانتين، كانادا، هند و نروژ نيز بزرگترين صادركنندگان آب سنگين جهان هستند.
ساخت اين تاسيسات همچنين موجب آموزش متخصصان و آشنايي شرکت هاي داخلي با استاندارهاي هسته اي مي شود و مي تواند راه را براي ساخت نيروگاه هاي قدرت آب سنگين در آينده فراهم کند.

[ریپورتر]

از آنجایی که محلول های بافر اهمیت زیادی در واکنش های شیمیایی و بیوشیمیایی دارند یک فایل pdf در این مورد تهیه کردم.
لینک دانلود:
http://www.2shared.com/file/3376826/de9942d7/Buffer_Solutions_shimi-engblogfacom.html (http://www.2shared.com/file/3376826/de9942d7/Buffer_Solutions_shimi-engblogfacom.html)

[ریپورتر]

انواع مخازن نفت و گاز (http://shimi-eng.blogfa.com/post-183.aspx)
رفتار سیالات مخزن در مدت تولید بوسیله نمودارهای دو فازی آن و محل قرار گرفتن نقطه بحرانی آن سیال تعیین می گردد.
ابتدا لازم است توضیحاتی در مورد این نمودار های فازی و نکات مهم مربوط به آن ذکر شود.دربررسی و آنالیز سیالات درون مخزن چندین نمودار از اهمیت خاصی برخوردار می باشند مانند نمودارهای P-T، P-V، V-T، P-X، T-X، V-T و همچنین نمودار سه بعدی P-V-T که با توجه به اهمیت نمودار P-T در مهندسی مخازن و همچنین سادگی این نمودار تعاریف اولیه روی این نمودار داده خواهد شد.
لازم به ذکر است که سیالات درون مخزن بیشتر حالت مخلوطی از چندین ترکیب (Muticomponent) می باشند لذا در اینجا سعی بر این است که این تعاریف برای حالت مخلوط چند جزئی داده شود. در شکل 1-1 ابتدا نقطه A را در نظر می گیریم. در فشار PA+ مخلوط ما مایع می باشد. همچنان که فشار را کاهش می دهیم (در دمای ثابت و در امتداد خط A-B) مایع تا رسیدن به نقطه 1 انبساط خواهد یافت و در این نقطه ملکول های کوچک گازی قادر به ترک مایع خواهند شد. این نقطه که در آن اولین حباب های کوچک گازی از سیال مایع جدا می شود را نقطه حباب می نامند و فشاری را که در آن فشار اولین گاز تشکیل خواهد شد را فشار نقطه حباب (Bubble point pressure) می گویند. اگر دوباره فشار را کاهش دهیم گازهای بیشتری جدا خواهند شد تا جایی که میزان بسیار کمی از مایع باقی می ماند. نقطه ای که در آن تنها یک قطره مایع باقی مانده است را نفطه شبنم (Dew Point) می نامند و فشار در این نقطه را فشار نقطه شبنم (Pd) می گویند.

http://www.irche.com/article/images/phase_diag.jpg

کاهش بیشتر فشار به نقطه B سبب انبساط گاز خواهد شد. برای نمودار مخلوط های چند جزئی محل برخورد منحنی نقاط حباب و نقاط شبنم را نقطه بحرانی (Critical Point) می گویند. در این نقطه خواص فیزیکی گاز و مایع با هم برابر می باشند و تشخیص فاز گاز از مایع بسیار دشوار می باشد. در نمودار های P-T دو نقطه cricondenbar و cricondentherm از اهمیت بسزایی برخودار می باشند مخصوصا در تعیین نوع مخازن گازی، نقطه cricondenbar بالاترین فشاری است که دو فاز بطور همزمان می توانند وجود داشته باشند و نقطه cricondentherm بالاترین دمایی است که دو فاز بطور همزمان می توانند وجود داشته باشند. (در شکل 1-1 این دو شکل مشخص شده اند).
با توجه به این تعاریف اولیه و همچنین با در نظر گرفتن دما و فشار مخازن نوع سیال مخزن را تعیین نموده و بدین ترتیب می توان آن مخزن را نام گذاری کرد. با توجه به سیال مخزن می توان مخازن را به 5 نوع: نفت سیاه (Black oil)، نفت فرار (Volatile oil)، مخازن میعان گازی (Gas condensate)، گاز تر(Wet gas) و گاز خشک (Dry gas) تقسیم نمود. اگر دمای مخزن ما کمتر از دمای نقطه بحرانی باشد، مخزن نفتی می باشد که یا نفت سیاه و یا نفت فرار می باشد. اگر دمای مخزن بیشتر از دمای نقطه بحرانی باشد، مخزن گازی می باشد. نکته قابل توجه در مورد مخازن نفتی اینست که آن ها را با توجه به فشار مخزن نیز به دو دسته زیر اشباع (undersaturated) و یا اشباع (saturated) تقسیم بندی می نمایند. مخازن زیر اشباع دارای فشار بیشتر از فشار حباب می باشد ولی مخازن اشباع دارای فشاری زیر فشار حباب می باشند و اگر گاز به اندازه کافی از نفت جدا شده باشد و همچنین تراوایی عمودی مخزن نیز بالا باشد، این گاز ها در بالای مخازن اشباع جمع شده و تشکیل کلاهک گازی (Gas cap) خواهند داد.

[ریپورتر]

گازسنتز چيست؟ (http://shimi-eng.blogfa.com/post-215.aspx)
اصطلاح گاز سنتز به مخلوط‌هاي گازي اطلاق ميشود كه محتوي منوكسيدكربن و هيدروژن به نسبت‌هاي مختلف باشند. هيدروژن و منوكسيدكربن دو مادة مهم در صنايع شيميايي محسوب شده و داراي مصارف و كاربردهاي فراواني ميباشند. منوكسيدكربن در توليد رنگ‌ها، پلاستيك‌ها، فوم‌ها، حشرهكش‌ها، علف‌كش‌ها، اسيدها و ... به كار مي­رود. از جمله مصارف هيدروژن نيز ميتوان به توليد آمونياك، هيدروژناسيون و هيدروكراكينگ اشاره نمود.
گاز سنتز مادة اوليه بسيار با ارزشي جهت توليد مواد متنوع شيميايي ميباشد. با استفاده از اين گاز و فرايندهاي مختلف، ميتوان مواد متنوع شيميايي را توليد نمود كه بسته به روش توليد آن نسبت‌هاي مختلف هيدروژن به منوكسيدكربن به دست ميآيد. همچنين در موارد مصرف در صنعت، بسته به فرايندي كه گاز در آن مورد استفاده قرار ميگيرد، نسبت‌هاي مختلف لازم است. موارد مصرف گاز سنتز عمده موارد مصرف گاز سنتز به شرح ذيل است:

۱- تهية متانول
از آنجايي‌كه متانول به مقدار زياد در سنتز استيك اسيد مصرف ميشود، اهميت فراواني در صنعت دارد.

۲- تهية اتيلن گليكول

۳- واكنش‌هاي هيدروفرميلدار كردن
در اين نوع واكنش‌ها از اولفين‌ها با استفاده از گاز سنتز، آلدئيد توليد مي­شود. اين واكنش اكسو سنتز نيز ناميده ميشود.

۴- سنتز فيشر- تروپش
در اين فرايند گاز سنتز به مولكول‌هاي بنزيني در گستره تبديل ميشود. در اصل اين واكنش اوليگومريزاسيون منوكيسدكربن به وسيلة هيدروژن جهت تشكيل محصولات آلي ميباشد.

۵- احياي سنگ آهن
جهت احياي سنگ آهن به دست آمده از معادن، از گاز سنتز استفاده ميشود در اين فرايند آهن يا پودر آن به وسيله احياي مستقيم كاني‌هاي آهن به دست ميآيند.

۶- ساير مصارف
از جمله ديگر مصارف گاز سنتز، ميتوان به تهيه الكل‌هاي سنگين، دي­متيل اتر، استرها، كتون‌ها، هيدروكربورها و غيره اشاره كرد.

روش‌هاي تهية گاز سنتز

1- گازي‌شكل‌كردن زغال سنگ
اين روش، اولين روش توليد گاز سنتز است كه در آن گاز سنتز توسط گازي شكل كردن كك از ذغال سنگ در دماهاي پايين به وسيلة هوا و بخار آب به دست ميآيد:

اين فرايند غير كاتاليستي بوده و نسبت توليدي توسط آن كم، و در حدود 1 است. با توجه به وجود مواد متنوع در ذغال سنگ، گاز سنتز توليدي از اين روش نيازمند واكنش‌ها و خالصسازي‌هايي جهت توليد گاز سنتز با خلوص بالا ميباشد.

۲- اكسيداسيون جزئي هيدروكربن‌ها
اين فرايند، غيركاتاليستي بوده و در اصل احتراق جزئي هيدروكربن در حضور اكسيژن و بخار آب ميباشد. موقعي كه متان به عنوان خوارك مورد استفاده قرار گيرد، مزيت عمدة اين روش كه يك فرايند توليد گرما مي‌باشد اين است كه طيف گستردهاي از هيدروكربن‌ها را به عنوان خوراك ميتواند مورد استفاده قرار دهد. تركيب گاز سنتز توليدي بستگي به نسبت كربن به هيدروژن خوراك و مقدار بخار اضافه شده دارد.

۳- رفرمينگ هيدروكربن‌ها
اين فرايند واكنش كاتاليستي هيدروكربن و عامل تغيير شكل دهنده (Reforming agent ) در دماي بالا مي‌باشد. عامل تغيير شكل دهنده ميتواند بخار آب، دياكسيد كربن، اكسيژن و يا مخلوط آنها باشد. تركيب درصد گاز سنتز توليدي بستگي به نوع هيدروكربن به كار رفته، عامل تغيير شكل دهنده و مقدار آن، شرايط عملياتي و نوع كاتاليست دارد

[ریپورتر]

مجموعه مقالات دوازدهمين همايش بين المللي نفت و گاز (http://shimi-eng.blogfa.com/post-305.aspx)
دانلود:
http://training.nigc.ir/images/zip_1.gifمجموعه مقالات دوازدهمین همایش بین المللی نفت و گاز (http://training.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=3108)

[ریپورتر]

مدلسازي و شبيه سازي راكتور بستر ثابت كاتاليستي توليد اتيل بنزن از اتانول
دانلود (http://rapidshare.com/files/164523210/KR9177289325.pdf.html)

[ریپورتر]

Introduction to Pinch Technology
by Linnhoff March
دانلود (http://rapidshare.com/files/115719845/Introduction_Pinch_Tech.rar)
(http://rapidshare.com/files/164523210/KR9177289325.pdf.html)

[ریپورتر]

الگوريتم طراحي مبدلهاي حرارتي صفحه حلزوني
http://rapidshare.com/files/17404386...anger.pdf.html (http://rapidshare.com/files/174043865/heat_exchanger.pdf.html)

[ریپورتر]

پديده كاويتاسيون و اثرات آن (http://shimi-eng.blogfa.com/post-390.aspx)
مقاله1 (http://farzad.parsaspace.com/journal/cavitation.ppt)
مقاله ۲
دانلود (http://rapidshare.com/files/178653879/__1705___1575___1608___1610___1578___1575___1587__ _1610___1608___1606_.pdf.html)
دینامیک حباب
دانلود (http://rapidshare.com/files/178654753/cavitiation_iran-eng_.pdf.html)

[ریپورتر]

وسیله تماس بیشتر در ستون های پر شده پکینگ ها هستند که دارای شکل، جنس و اندازه گوناگون هستند. مقاله فارسی ضمیمه حاوی اطلاعاتی راجع به پکینگ هاست.
http://rapidshare.com/files/120123510/Packing.doc.html (http://rapidshare.com/files/120123510/Packing.doc.html)

[ریپورتر]

مدلسازي انتقال جرم و حرارت از گازهاي خشک PEM سل هاي سوختي

http://www.4shared.com/file/83552234...cell_mass.html (http://www.4shared.com/file/83552234/ae1716a1/body_cell_mass.html)

[ریپورتر]

پوشش هاي پودري؛ درآمدي بر پوشش هاي پودري (http://shimi-eng.blogfa.com/post-408.aspx)
چكيده:
پوشش هاي پودري شامل رنگدانه ها و افزودني هاي پخش شده در يك بايندر تشكيل دهنده فيلم ( رزين و عامل پخت) مي باشند كه بصورت پودرهاي ريز توليد مي شوند . چنين پودرهايي با يك تفنگ الكترواستاتيك بر روي سطوح مورد نظر پاشش مي‌گردند. ذرات پودر در تفنگ باردار شده و لايه نازك چسبناكي را روي سطح مورد نظر تشكيل مي‌دهند و پس از عبور از يك كوره در اثر حرارت ، ذرات پودري ذوب شده و پس از ايجاد چسبندگي و باند عرضي يك پوشش سخت ، بادوام و غيرقابل انحلال را ارائه مي‌دهند. لغت پوشش پودري به هر دو پوشش پخت شده و حالت پودري اطلاق مي‌شود و هيچ گونه ابهامي در بكار بردن آن وجود ندارد ولي ترم پودر پوششي فقط براي حالت پودري استفاده مي‌شود .
» متن كامل (pdf) (http://irche.com/article/Powdery_paints.pdf)

[ریپورتر]

: تقطیر و برج تقطیر
كلمات كليدي: تقطير، برج تقطير، انواع تقطير، برج پرشده، برج سيني دار

منظور از تقطیر، در واقع جداسازی فیزیکی برش های نفتی در پالایشگاه است که اساس آن اختلاف در نقطه جوش هیدروکربن های مختلف است است.هرچه هیدروکربن ،سنگین تر باشد ، نقطه جوش آن زیادتر است و بلعکس.
انواع تقطیر عبارتند از: 1-تقطیر تبخیر ناگهانی 2- تقطیر با مایع برگشتی 3-تقطیر نوبتی 4-تقطیر مداوم.

1-تقطیر تبخیر ناگهانی:
دراین نوع تقطیر،خطوطی از مواد نفتی که قبلاً در مبدل های حرارتی و یا کوره گرم شده اند، بطورمداوم به ظرف تقطیر وارد می شوند و تحت شرایط ثابت، مقدار ی ازآنها بصورت ناگهانی تبخیر میشوند. بخارهای حاصل بعد ازمیعان ومایع باقی مانده درپایین برج بعدازسردشدن بصورت محصولات تقطیرجمع آوری میشوند.عیب این نوع تقطیر،خلوص بسیارکم محصولات است.

2-تقطیر با مایع برگشتی:
اگر در روش 1 بخار حاصل را بعد از مایع کردن دوباره به داخل برج برگردانیم -این مایع،مایع برگشتی خوانده می شود-. تقطیر با مایع برگشتی خوانده میشود. در این روش مایع برگشتی با بخارات در حال صعود در تماس قرار داده می شود تا انتقال ماده و انتقال حرارت، صورت گیرد.از آنجا که مایعات در داخل برج در نقطه جوش خود هستند،پس در هر تماس از بخار،تبدیل به مایع می شودو بلعکس.
در نهایت تماس ها منجر به فراهم آمدن بخاری اشباع از هیدرو کربن ها با نقطه جوش کم و مایعی اشباع از مواد نفتی با نقطه جوش زیاد میباشد.
دراین روش، بخاطر استفاده از تماس بخار و مایع میتوان محصولات مورد نیاز را با هر درجه خلوص تولید کرد،البته به شرط اینکه به مقدار کافی مایع بر گشتی وسینی در برج موجود باشد . ابزار ما برای تغییر درجه جوش در این روش مقدار مایع برگشتی و یا تعداد سینی های داخل برج می باشد.
باید به این نکته توجه کرد که با افزایش مایع برگشتی به منظور افزایش درجه خلوص به همان مقدار مصرف سوخت نیز بالا می رود، چون این از نظر اقتصادی برای ما بصرفه نیست، تعداد سینی ها را در برج افزایش می دهیم.

3- تقطیر نوبتی:
این نوع تقطیر در قدیم بسیار متداول بوده، ولی امروز بعلت نیاز نیروی انسانی و ضرورت ظرفیت زیاد ، این روش کمتر مورد توجه قرار میگیرد . این روش صرفاً در صنایع دارویی و رنگ و مواد آرایشی و مواد مشابه بکار برده میشود و در صنایع پالایش نفت در موارد محدود مورد استفاده قرار می گیرد.بنابراین در موارد زیر،تقطیر نوبتی از نظر اقتصادی قابل توجه میباشد:
1- تقطیردر مقیاس کم 2- ضرورت تغییرات زیاد در شرایط خوراک محصولات مورد نیاز3-استفاده نامنظم از دستگاه4-تفکیک چند محصولی5-عملیات تولید متوالی با فرآیند های مختلف.

4- تقطیر مداوم:
امروز از این روش به دلیل اقتصادی بودن درتمام عملیات پالایش نفت استفاده می شود.در این روش برای یک نوع مخلوط ورودی مشخص و برش های تعیین شده شرایط عملیاتی ثابت بکار گرفته می شود. به همین علت در مقایسه با روش تقطیر نوبتی به مراقبت و نیروی انسانی کمتری احتیاج دارد.

محصولات روش تقطیر مداوم عبارتند از:
1- گاز اتان و متان بعنوان سوخت پالایشگاه 2-گاز پروپان و بوتان بعنوان گاز مایع و خوراک واحدهای پتروشیمی 3- بنزین موتور و نفتهای سنگین بعنوان خوراک واحد های تبدیل کاتالیستی برای تهیه بنزین بادرجه آروماتیسیته بالاتر 4-حلال ها 5- نفت سفید6- سوخت جت سبک و سنگین 7- نفت گاز 8- خوراک واحد های هیدرو کراکینگ و واحد های روغن سازی 9- نفت کوره و 10- انواع آسفالت ها.

در این روش ابتدا نفت خام را تا حدود 400 گرم می کنند تا بخاری داغ و مخلوطی سیال تولید کند که وارد برج تقطیر می شود. در این برج بخارها بالا می روند و درنقاط مختلف و درطول برج متراکم و به مایع تبدیل می شوند. اجزایی که نقطه جوش کمتری دارند(یعنی فرار ترند)بیشتر از اجزایی که نقطه جوش بیشتری دارند ،به حالت گاز باقی می مانند. این تفاوت در گستره های نقطه جوش امکان می دهد که اجزای نفت از هم جدا شوند. به همان طریقی که در یک تقطیر آب و الکل بطور جزئی از هم جدا می شوند. بعضی از گاز ها مایع نمی شوند و از بالای برج بیرون می روند. باقی مانده تبخیر نشده نفت نیز در ته برج جمع می شوند.

برج های تقطیر:
بطور کلی برج تقطیر شامل 4 قسمت اصلی می باشد:
1- برج 2-سیستم جوشاننده 3-سیستم چگالنده 4-تجهیزات جانبی شامل انواع سیستم های کنترل کننده ، مبدل های حرارتی میانی،پمپ ها و خازن جمع آوری محصول.

1- برج: برج های مورد استفاده در صنعت در 2 دسته اساسی زیرطبقه بندی می شوند 1- برج های سینی دار 2- برج های پر شده .
1-1- برج های سینی دار ؛ اساساً در 4 دسته زیر خلاصه می شوند . الف: برج های سینی دار از نوع کلاهک های (فنجانی) ب: برج سینی دار از نوع غربالی پ : برج سینی دار از نوع در یچه ای ت: برج سینی دار از نوع فورانی .

طرز کار یک برج سینی دار: بطور کلی فرآیند هایی که در یک برج سینی دار اتفاق می افتد، عمل جداسازی مواد است.در فرآیند تقطیر منبع حرارتی (جوشاننده)،حرارت لازم راجهت انجام عمل تقطیرو تفکیک مواد سازنده یک محلول تأمین می کند . بخار بالا رونده از برج با مایعی که از بالای برج بسمت پایین حرکت می کند ، بر روی سینی ها تماس مستقیم پیدا می کنند.این تماس باعث افزایش دمای مایع روی سینی می شود و در نهایت باعث نزدیک شدن دمای مایع به دمای حباب می شود .با رسیدن مایع به دمای حباب به تدریج اولین ذرات بخارحاصل می شود که این بخارات غنی از ماده فرار (ماده ای که از نقطه جوش کمتر یا فشار بالاتری برخوردار است) می باشد.ازطرف دیگردر فاز بخار مواردی که از نقطه جوش کمتری برخوردار هستند تحت عمل میعان قرار گرفته و بصورت فاز مایع به سمت پایین برج حرکت می کند. مهمترین عملکرد یک برج ایجاد سطح تماس مناسب بین فازهای بخار و مایع است. هرچه سطح تماس افزایش یابد عمل تفکیک با راندمان بالاتری صورت می گیرد.

2- سیستم جوشاننده: جوش آورها عموماً در قسمت انتهای برج و کنار آن قرار داده می شوند و وظیفه تأمین حرارت یا انرژی لازم را برای انجام عمل تقطیر به عهده دارند. معمولاً بعنوان یک مرحله تعادلی درعمل تقطیر و بعنوان یک سینی در برج های سینی دار در نظر گرفته می شوند.
انواع جوش آور ها عبارتند از: 1- دیگ های پوشش 2-جوش آورهای داخلی3-جوش آور نوع Kettle 4-جوش آور ترموسیفونی عمودی 5-جوش آورترمو سیفونی افقی 6- جوش آور نوع سیر کلاسیون اجباری.

3-سیستم چگالنده:
نقش چگالنده اساساً تبدیل بخارهای حاصل از عمل حرارت دهی به مخلوط،به مایع است. این امردر اصطلاح میعان یا چگالش نامیده می شود و دستگاهی که این عمل در آن رخ می دهد چگالنده نام دارد. بطور کلی چگالنده ها به 2 نوع تقسیم می شوند؛
1-چگالنده های کامل 2-چگالنده های جرئی.

در صورتی که تمام بخار بالای برج به مایع تبدیل شود و بخشی از آن وارد برج شده و بخشی دیگر آن وارد مخزن جمع آوری محصول می گردد عمل میعان کامل انجام شده است. اما اگر بخشی از بخارهای حاصل مایع شده و بخشی دیگر بصورت بخار از چگالنده خارج شود به آن یک چگالنده جزئی گفته می شود.
حال به بررسی انواع برج های نام برده در بالا خواهیم پرداخت.

1- برج های تقطیر با سینی کلاهدار(کلاهکی):
در این نوع برج ها ، تعداد سینی ها در مسیر برج به نوع انتقال ماده و شدت تفکیک بستگی دارد. قطر برج و فاصله میان سینی ها به مقدار مایع و گازی که در واحد زمان از یک سینی می گذرد وابسته است ،از آنجاییکه روی هر یک از سینی ها تغییر فاز رخ می دهد هر یک از این سینی ها یک مرحله تفکیک تلقی می شوند. برای اینکه بازدهی انتقال ماده در هر سینی به بیشترین حد برسد باید زمان تماس میان دو فاز و سطح مشترک آنها به بیشترین حد ممکن برسد.



بخش های مختلف برج تقطیر با سینی کلاهدار:
بدنه و سینی ها: جنس بدنه معمولاً از فولاد ریخته است و جنس سینی ها از چدن.فاصلۀ سینی ها را معمولاً با توجه به شرایط طراحی، درجه خلوص و بازدهی کار جدا سازی انتخاب می کنند.با بیشتر شدن قطر برج، فاصلۀ بیشتری برای سینی ها در نظر گرفته می شود.
سرپوش ها یا کلاهک ها:جنس آنها از چدن می باشد و نوع آنها با توجه به نوع تقطیر انتخاب می شود و تعدادشان در هر سینی به بیشترین حد مجاز عبور گاز از سینی بستگی دارد.
موانع یا سدها: برای کنترل بلندی سطح مایع روی سینی به هر سینی سدی به نام"وییر Wier " قرارمی دهند تا از پایین رفتن سطح مایع از حد معینی جلو گیری کند. بلندی سطح مایع درون سینی باید چنان باشد که گازهای بیرون آمده ازشکافهای سرپوش ها بتوانند از درون آن گذشته و زمان گذشتن هر حباب به بیشترین حدممکن برسد. اثر افزایش زمان گذشتن حباب ازمایع، زمان تماس گاز و مایع زیاد شده، بازده سینی ها بالا می رود.

2-برج های تقطیر با سینی مشبک (غربالی):
در این نوع برج ها ، اندازه مجراها یا شبکه ها باید چنان تعیین شود که فشار گاز بتواند گاز را از مایع با سرعتی مناسب عبور دهد. عامل مهّمی که دربازده این سینی ها مؤثر است، شیوه کارگذاری آنها در برج است اگراین سینی ها کاملاً افقی قرار نداشته باشند، بلندی مایع درسطح سینی یکنواخت نبوده و گذر گاز از همۀ مجرا ها یکسان نخواهد بود.
یک نکته قابل تأمل دراین نوع برج،خورندگی فلز سینی هاست چون براثر خورندگی ، قطر سوراخ ها زیاد می شود که در نتیجه مقدار زیادی بخار با سرعت کم از درون آن مجاری خورده شده گذر خواهد کرد.(می دانیم که اگر سرعت گذشتن گاز از حد معینی کمتر گردد مایع از مجرا به سوی پایین حرکت کرده بازدهی کار تفکیک کاهش خواهد یافت).

3-برج های تقطیر با سینی های دریچه ای:
این نوع سینی ها مانند سینی های مشبک هستند با این اختلاف که دریچه ای متحرک روی این مجرا را گرفته است.در صنعت نفت دو نوع از این سینی ها بکار میروند:
1-انعطاف پذیر: همانطور که از نام آن بر می آیددریچه ها می توانند بین دو حالت خیلی باز یا خیلی بسته حرکت کنند.
2- صفحات اضافی: دراین نوع سینی ها دو دریچه یکی سبک که درکف سینی قرار می گیرد و دیگری سنگین که برروی سه پایه ای قرارگرفته، تعبیه شده است. هنگامیکه بخار کم باشد، تنها سرپوش سبک به حرکت درمی آیدواگر مقدار بخار از حد معینی بیشتر باشد ، هردو دریچه حرکت می کنند.

4- برج های انباشته(پر شده):
دربرج های انباشته، به جای سینی ازتکه ها یا حلقه های انباشتی استفاده میشود.در برج های انباشته حلقه ها یا تکه های انباشته باید به گونه ای انتخاب شوند که دو هدف زیر را عملی کنند:
1-ایجاد بیشترین سطح تماس میان مایع و بخار 2-ایجاد فضای مناسب برای گذاشتن سیال از بستر انباشته.
مواد انباشتی باید دارای تمایل ترکیب با سیال درون برج نباشند و نیز باید به اندازه کافی مستحکم باشندتا براثراستفاده شکسته نشود و تغییرشکل ندهند
این را هم بدانیم که مواد انباشتی را به 2 روش درون برج قرار می دهند:
1-پرکردن منظم : ازمزایای این نوع پرکردن،کمتربودن افت فشاراست که درنتیجه حجم بیشر مایع را ازآن گذراند.
2-پرکردن نامنظم : از مزایای این نوع پر کردن ،میتوان به کم هزینه بودن آن اشاره کرد ولی افت فشار بخار درگذر برج زیاد خواهد بود.

مقایسه برج های انباشته با برج های سینی دار:
دربرج های انباشته عموماً افت فشار نسبت به برج های سینی دار کمتر است ولی اگردر مایع ورود برج ،ذرات معلق باشد ،برج های سینی دار بهتر عمل می کنند.زیرا در برج های انباشته ،مواد معلق ته نشین شده وسبب گرفتگی و برهم خوردن جریان مایع می گردد.
اگر برج بیش ازحدمتوسط باشد، برج سینی دار بهتر است زیرا اگر در برج های انباشته قطر برج زیاد باشد تقسیم مایع در هنگام حرکت از بستر انباشته شده یکنواخت نخواهد بود. در برج های سینی دار میتوان مقداری از محلول را به شکل فرآیندهای کناری از برج بیرون کشید، ولی در برجهای انباشته این کار شدنی نیست.کارهای تعمیراتی در درون برج های سینی دارآسانتر انجام می گیرد.تمیز کردن برج های انباشته ، از آنجا که بیش از هر چیز آنها را خالی کرده و بعد آنها را تمیز نماییم ، بسیار پرهزینه خواهد بود.
منبع:http://irche.com/article/distillation.asp

[ریپورتر]

تاثير پارامترهاي مختلف بر روی خوردگی الکتروشيميايی پوشش های الکترولسنيکل- فسفر و مقايسه آن با خوردگي غوطه وري اين پوشش ها دانلود (http://rapidshare.com/files/193296320/rafizadeh.pdf.html)

[ریپورتر]

مجموعه مقالات گرد آوری شده، در غالب دسته بندی ذیل ارائه می گردند. برای مشاهده مقالات هر بخش بر روی هر عنوان کلیک کنید. مقالاتی که در هر طبقه بندی مشاهده می شود به صورت فایل های PDF قابل دریافت، مشاهده و چاپ می باشند.


استاندارد

تعمیر و نگهداری

صنعت روانکاری

کنترل کیفیت

محیط زیست

مدیریت

مهندسی شیمی

نانو تکنولوژی

نفت، گاز و پتروشیمی

لینک صفحه

http://www.parsoilco.com/fa/information/articles.asp (http://www.parsoilco.com/fa/information/articles.asp)

[ریپورتر]

ارگونومی در مجتمع پتروشیمی اراک دانلود (http://rapidshare.com/files/196333291/hse1.pdf.html)

[ریپورتر]

مقالات اولین کنفرانس پتروشیمی
http://rapidshare.com/files/198296602/1c5af4b50c3b9562.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198296602/1c5af4b50c3b9562.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198296718/1dc56be64faaeb67.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198296718/1dc56be64faaeb67.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198296855/1eaa00cbf1307a71.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198296855/1eaa00cbf1307a71.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198296863/1fd871a764a5ba7b.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198296863/1fd871a764a5ba7b.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198297004/2f60fd4d710fedfa.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198297004/2f60fd4d710fedfa.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198297197/02fd0e6c9f977c85.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198297197/02fd0e6c9f977c85.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198297183/3bb6f70152d1fa6e.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198297183/3bb6f70152d1fa6e.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198297364/3e8b1584b9d98241.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198297364/3e8b1584b9d98241.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198297376/4b2e45535582b2ab.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198297376/4b2e45535582b2ab.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198297583/4d5c28b1fa5a4a85.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198297583/4d5c28b1fa5a4a85.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198297620/5b6a56dd41c49a6f.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198297620/5b6a56dd41c49a6f.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198297733/5b0909a8f3de134c.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198297733/5b0909a8f3de134c.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198297760/5f0c5b2313ac1092.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198297760/5f0c5b2313ac1092.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198297943/5fa4927f29dd4f2c.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198297943/5fa4927f29dd4f2c.pdf.html)
http://rapidshare.com/files/198298085/6daf2112a3150808.pdf.html (http://rapidshare.com/files/198298085/6daf2112a3150808.pdf.html)

[ریپورتر]

مطالعه امکان سنجی مونیتورینگ لرزه نگاری 4 بعدی یکی از مخازن هیدروکربنی

http://rapidshare.com/files/198295314/7.pdf.html (http:///)

[ریپورتر]

چگونه گاز طبیعی قابل مصرف می شود
http://www.4shared.com/file/91293497...48/______.html (http://www.4shared.com/file/91293497/f2007848/______.html)

[ریپورتر]

گريس و روغن های روانکار (http://shimi-eng.blogfa.com/post-439.aspx)

مهمترین وظایف روغنهای روانکار

روانکاری
انتقال حرارت
آب بندی
حفاظت از سطوح
ضربه گیری
انتقال ذرات
انتقال نیرو و تامین فشار

روش تولید روانکارها

نمودار پالایش روغن خام و تولید محصول در پالایشگاه نفت پارس

مواد افزودنی روغن
ویژگیهای روغنهای روانکار
تعریف برخی خصوصیات فیزیکی روغنهای روانکار

گرانروی (Viscosity)
شاخص گرانروی (Viscosity Index)
نقطه ریزش (Pour Point)
نقطه اشتعال (Flash Point)
نقطه احتراق (Fire Point)
چگالی یا دانسیته (Density)

طبقه بندی روغنها

طبقه بندی روغن براساس درجه گرانروی
طبقه بندی روغن برحسب سطوح کیفیت با استاندارهای مربوطه

طبقه بندی روغنهای موتوری

طبقه بندی روغنهای موتور براساس گرانروی (درجه بندی SAE)



[/URL][URL="http://www.parsoilco.com/fa/articles/standards1.pdf"]http://www.parsoilco.com/fa/images/layout/iconAcrobatLarge.gif (http://www.parsoilco.com/fa/articles/standards1.pdf)

[ریپورتر]

منابع اتلاف انرژی در بویلرها و روش های بهینه سازی بویلر

دانلود (http://www.4shared.com/file/94920234/c8f1fc51/_online.html)

[ریپورتر]

این یک مقاله فارسی در مورد کمپرسورهای رفت و برگشتی می باشد.

دانلود (http://www.4shared.com/file/95132723/9408f2ba/_online.html)

[ریپورتر]

تکنولوژي هاي کاتاليستي جديد در صنايع نفت و پتروشيمي
دانلود catalist.pdf (http://iran-eng.com/attachment.php?attachmentid=8842&d=1238177444)

[ریپورتر]

سیلیکاژل (http://shimi-eng.blogfa.com/post-452.aspx)
مقدمه
سیلیکاژل مواداستفاده فراوانی درصنایع نفت گاز و پتروشیمی به عنوان زدا (Dessicant) دارد. سه نوع سیلیکاژل گرانولی (پرک) کروی و پودر هیدراته به صورت عمده تولید می شوند. سیلیکاژل کروی از پر مصرف ترین نوع سیلیکاژل در صنایع نفت است. خوشبختانه شرکت های داخلی دانش فنی تولید آن را به دست آورده اند و در حال تولید آزمایشی هستند.

http://www.chemistryland.com/CHM107Lab/SafetyTutorial1/silicagel.jpg
انواع سیلیکاژل
سیلیکاژل ها از لحاظ ظاهری به سه دسته تقسیم می شوند:
1- سیلیکاژل گرانولی(پرک)
2- سیلیکاژل کروی
3- پودر هیدراته
در صورت داشتن مشخصات فیزیکی و شیمیایی یکسان، نوع شکل هیچگونه تأثیری در عملکرد ندارد فقط میزان افت فشار و مقدار فضای خالی (voide space) در بسترهای سیلیکاژل دارای مقادیر متفاوتی خواهد بود. سیلیکاژل کروی کمترین میزان افت فشار فضای خالی را دارد و اساساً هنگامی که مقادیر این دو پارامتر از لحاظ پایین بودن مقدار آنها مد نظر باشد. استفاده از آنها در برجهای نم زدای پالایشگاههای گاز اجتناب ناپذیر است.
مشخصات فنی سیلیکاژلهای مورد استفاده در صنعت نفت
معمولاً در صنعت نفت از دو نوع سیلیکاژل گرانول و پرک در واحدهای مختلف عملیاتی پالایشگاه های گاز، نفت و صنایع پتروشیمی استفاده می کنند. استفاده از سیلیکاژل پرک معمولاً برای جذب رطوبت در سیستم های پنوماتیک دستگاه های ابزار دقیق و سیلیکاژل کروی به عنوان کاتالیست در تولید منومر ملامین در پتروشیمی ارومیه و در دو نوع H و WS در واحدهای فرآوری و پالایشی گاز جهت نم زدایی به کار می روند. در جدول زیر مشخصات سیلیکاژل درج شده است.
بررسی روش های مختلف تولید سیلیکاژل

http://img.alibaba.com/photo/201047579/Silica_gel.jpg
مقدمه
عمده ترین روش تولید سیلیکاژل (اعم از حالتهای فیزیکی، پرک، پودر هیدراتهو یا کروی)، اضافه کردن اسید به سیلیکات سدیم یا پتاسیم و تشکیلژل، عمل شستشو و بعد از آن خشک کردن انجام می شود. کلسیناسیون مرحله نهایی تولید خواهد بود.
1)تشریح جامع فرآیند تولید
روشهای متداول تولید سیلیکاژل کروی روش OIL DROP است که شیوه ای برای کروی کردن سیلیکاژل می باشد. در ابتدا اسید سالیسیلیک آزاد می شود اما این اسید آزاد بسرعت شروع به متراکم می شود و با حذف آب برای تشکیل دیمرها، تریمرها و در نهایت اسیدسالیسیلیک پلیمری شرایط آماده می شود.
با رشد پلیمر در ابتدا مجموعه های پلیمری تشکیل می گردد و متعاقباً کره های پلیمر که بقطر چند انگسترم می باشد را حاصل می شود. اندازه این کره های پلیمری معمولاً به ذرات سیلیکای اولیه بستگی دارد. این ذرات اولیه به رشد خود ادامه می دهند تا در یک اندازه خاص بلورهای سیلانول سطحی آنها (بلورهای هیدروکسید متصل به اتمهای سیلیکون سطحی) روی ذرات پلیمر اولیه مجاور با حذف آب متراکم شوند. این تراکم موجب می شود که ذرات اولیه بهم چسبیده و در این مرحله محلول شروع به ژل شدن می کند. در طی این فرآیند ذرات اولیه ژل سیلیکایی که تشکیل میشود در طیفی از قطرهای مختلف ازچند انگستروم تا چندین هزارانگستروم (بسته به شرایط تشکیل) بوجود می آیند.
2- فرایند کلسینه شده سیلیکاژل
بلورهای سیلیکاژل معمولاً در راکتورهای روبسته با سوخت گازی ویا مایع تهیه می شوند سیلیکات از واکنش سدیم اکسید و سیلیسیم اکسید
یک اسید و ، در دمای لازم (جهت تامین شدت انحلال معقولانه رطوبت در حمام راکتور) و ویسکوزیته مذاب قابل کنترل بدست می آید. شدت واکنش کوارتز و فضاهای ایجاد شده در سیلیکاژل برای جذب بهتر رطوبت می باشد.
از نتایج حاصله از تجزیه و تحلیلهای توموگراویمتریک می توان به سینتیک میان سیلیکات سدیم و اسید پی برد. مواد تولید شده نسبت به رطوبت حساس بوده لذا در طراحی راکتور مراقبتهای لازم را می بایستی پیش بینی کرد.
چنانچه انرژی الکتریکی در دسترس و هزینه تامین آن کم باشد، درآنصورت از راکتور الکتریکی بطور رضایت بخش می توان استفاده کرد. سیلیکات و اسیدهای مورد استفاده در محلول باید از خلوص بالا برخوردار باشد بعنوان نمونه درجه سیلیکات سدیم مورد استفاده نبایستی از 43% پائین تر باشد و مواد زائد مخلوط با آن نباید از حد مجاز بیشتر باشد.
هنگامی که بلورها در راکتور تولید می شوند می توان آنرا بشکل ژل کلوخه به انحلال دهنده های دوار هدایت نموده ، یا بشکل ژل کلوخه به انحلال دهنده های فشاری حل کرد.
بلوار های سیلیکاژ مستقیما به کسانی که خود تجهیزات ابعاد ذرات مختلف (مش بندی) را دارند می فروشند و یا آنکه آنرا با توزیع ذرات ابعاد مختلف (مش بندی) تبدیل می نمایند.
3- فرایند گلسینه نشده سیلیکاژل
از ترکیب مستقیم و مستقیم و و در فشار ودرجه حرارت لازم در اتوکلاو و در راکتور تولید می شود. محلولهای بدست آمده تا نسبت مولاریته 65/2 در اتوکلاوی با دمای 80 درجه سانتیگراد و سپس در راکتور قابل تهیه می باشد. نسبت های بالاتر با استفاده از سیلیکای آمورف (پرک) امکان پذیر است. دراین روش اسید پس از واکنش با سیلیکات سدیم در محلول تزریق می گردد و پس از مراحل شستشو به اتوکلاو منتقل می گردد.
صنعت و سیلیکاژل
1- موارد اسیتفاده سیلیکاژل در صنایع مختلف:
سیلیکاژل بصورت عام دارای مصارف متعددی است که عمده ترین موارد مصرف آنرا می توان در صنایع پتروشیمی، نفت و گاز، مخابرات، داروئی، برق، نظامی، ساختمان سازی و... دید. سیلیکاژل تولیدی برای پتروشیمی ارومیه با جذب سطحی کم ودر اندازه 150-40 میکرون بایستی که کاملاً کلسینه شده باشد. استفاده و تولید می گردد. در این صنعت از این ماده بعنوان کاتالیست برای رطوبت زدایی گازهایی که از داخل راکتور می گذرد استفاده می گردد. روش کار در پتروشیمی ارومیه به این صورت است که در یک راکتور مقدار 50 تن از کاتالیست مورد نظر انباشته می شود و از داخل آن گازهای تولیدی را عبور می دهند که برای این فرایند عمل فلودایزبسیار با اهمیت است. مقدار مصرف کاتالیست در این مجتمع در سال 100 تن می باشد. طبق بررسی انجام شده در سال 1376 پتروشیمی نیاز خود رادر دو نوبت سفارش از کشور چین که خود تامین کننده تکنولوژی تولید کریستال ملامین است تامین می نماید.
از ماده سیلیکاژل در پالایشگاهها و چاه های نفت و گاز بسیار استفاده می کنند. مشخصات مورد نیاز سیلیکاژل دراین صنعت از نوع سیلیکاژل کلسینه نشده می باشد. دراین صنعت از سیلیکاژل بعنوان کاتالیزور و رطوبت گیر استفاده می شود.
صنایع نظامی از دیگر مصرف کنندگان این کالا می باشند و فعالیتهای مشترکی رادر زمینه بدست آوردن تکنولوژی تولید این کالا با جهاد دانشگاهی دانشگاه شریف انجام داده اند. ضرورت وجود رطوبت گیر در کنار انواع تولیداتی که به رطوبت حساس هستند، نیاز به سیلیکاژل رادر این صنعت توجیه می کند.
صنایع دارویی از سیلیکاژل در طیف وسیعی از مواد اولیه تا بسته بندی محصولات خود استفاده می کنند.
صنایع دارویی از سیلیکاژل در طیف وسیعی از مواد اولیه تا بسته بندی محصولات خود استفاده می کنند.
صنعت برق و مخابرات نیز برای حفاظت از سیستمهای خود در سراسر ایران از این محصول استفاده می نمایند.
جدول زیر نشانگر میزان تقریبی تقاضای این کالا در صنایع مختلف کشور می باشد.
2- چگونگی ذخیره سازی ونگهداری
سیلیکاژل تولیدی معمولاً با توجه به نیاز مصرف کنندگان بسته بندی می گردد. برای فروض بصورت عمده بسته بندی در بشکه های 150 کیلویی فلزی نو صورت می گیرد. برای فروش به بازار بسته بندی 25 کیلویی که در بشکه های مقوایی با بسته بندی نایلون آماده می شود. برای فروش های 5 گرم تا یک کیلوگرم نیز می توان بسته بندی مناسب داشت.
3- بازاریابی
قیمت جهانی سیلیکاژل با توجه به دانه بندی ذرات بین 4-2 دلار آمریکا می باشد. رقم صرفه جویی ارزی که در صورت شروع بکار این طرح با حداکثر ظرفیت نه تنها حدود25% ازنیاز بازار تامین خواهد شد و امکان افزایش تولید با توجه به نیاز داخلی بسیار ضروری بنظر می رسد.
در صورت امکان افزایش تولید یا بودن ضریب نسبی در بازارهای جهانی، عدم وجود تولید کنندگان این محصول در ایران و خاورمیانه چشم انداز مناسبی را برای صادرات این محصول و تامین قسمتی از نیازهای کشورهای همسایه ایجاد نموده است.
4- توجیه اقتصادی تولید سیلیکاژل
در داخل کشور
Ø احداث واحدهای تولید سیلیکاژل بدلیل نداشتن هیچگونه وابستگی ارزی در ایجاد و تولید این محصول می تواند از طرحهای سودآور و در بلند مدت ارزآور باشد.
Ø با توجه به نیاز بازارهای داخلی به این محصول و نیز رشد روزافزون این نیاز تولید سیلیکاژل مورد نظر این طرح صرفاً برای بازارهای داخلی برنامه ریزی می گردد. اما صادرات این کالا مزیت های بسیاری را در آینده در برخواهد داشت.
5- شرکت های خارجی سازنده سیلیکاژل گرانولی

[ریپورتر]

تجربیات مهندسین پالایشگاه اصفهان در حل مشکلات پیش آمده(Case Study)


در فایل زیر تجربیات چندین ساله مهندسین پالایشگاه اصفهان در حل مشکلات پیش آمده برای پمپها و کمپرسورها قرار داده شده است انصافا جزوه باارزشی است چون حاوی مطالبیست که در کمتر هندبوکی میشه پیدا کرد
دانلود

http://www.4shared.com/file/98101970/4e2aceb1/Case_Study.html (http://www.4shared.com/file/98101970/4e2aceb1/Case_Study.html)

[ریپورتر]

کمپرسورهای سانتریفوژ (http://shimi-eng.blogfa.com/post-463.aspx)

شامل مطالب بسیار کاملی در مورد:
طبقه بندی کمپرسورها
اصول کار
قطعات
ساختمان
سیستمهای خنک کاری
سیستمهای آب بندی و.....

دانلود
http://www.4shared.com/file/91395758...ompressor.html (http://www.4shared.com/file/91395758/227b18f5/Centrifugal_Compressor.html)

[*مینا*]

http://www.echemica.com/images/info_01.gif مجموعه مقالات دوازدهمین کنگره ملی مهندسی شیمی ایران (http://www.echemica.com/Papers-12ICHEC-0-10-Title-ASC-AI.html)

[ریپورتر]

اطلاعات جامعی در مورد قیر امولسیون

http://www.4shared.com/file/97953668/2a448580/ghir.html (http://www.4shared.com/file/97953668/2a448580/ghir.html)

[ریپورتر]

مقالات شرکت ملی گاز (http://www.nigc.ir/)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifتوليد لوله 6 اينچ فولادي به روش پوش بنچ - حجم: 421464 - تعداد دريافت: 452 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4722)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifجريان سنج هاي آلتراسونيک - حجم: 2832641 - تعداد دريافت: 749 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4723)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifجلوگيري از خوردگي در محيط هاي گازي ترش - حجم: 1425029 - تعداد دريافت: 693 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4724)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifجوشکاري صفحات فولاد زنگ نزن - حجم: 360906 - تعداد دريافت: 354 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4727)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifچالشهاي تحقيقات كشور در زمينه فناوري جداسازي غشايي گازها - حجم: 168828 - تعداد دريافت: 296 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4731)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifچرا تزريق به مخازن نفت - حجم: 95886 - تعداد دريافت: 383 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4732)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifچرا تزريق به مخازن نفت، الويت در مصرف گاز طبيعي است - حجم: 115990 - تعداد دريافت: 386 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4734)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifچگونگي حذف سولفيد هيدوژه از گاز طبيعی - حجم: 3540249 - تعداد دريافت: 779 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4755)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifحفاظت خوردگي کف مخازن بزرگ ذخيره نفت و مايعات گازي - حجم: 811560 - تعداد دريافت: 574 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4757)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifخطوط لوله گاز و سيستم نشت ساب- چالشها و راهکارها - حجم: 227918 - تعداد دريافت: 527 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4759)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifخوردگی در سطح خارجی لوله های فشار قوی - حجم: 449527 - تعداد دريافت: 2280 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4760)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifخوردگي در سطوح خارجي خطوط لوله فشار قوي زير زميني گاز ترش - حجم: 438792 - تعداد دريافت: 419 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4761)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifدر بازرسي خطوط لوله Phased Array كاربرد روش التراسونيك - حجم: 648895 - تعداد دريافت: 1096 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4762)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifدر طراحي (GRP) اهميت نتايج آزمون هاي درازمدت لوله هاي پليمري - حجم: 804408 - تعداد دريافت: 313 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4785)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifدر ميزان اتلاف حرارتي از لوله هاي عايق شده در - حجم: 185995 - تعداد دريافت: 422 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4786)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifدر نگهداري و تعميرات خطوط لوله انتقال نفت و گاز TPM - حجم: 173419 - تعداد دريافت: 658 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4787)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifدي متيل اتر - حجم: 132814 - تعداد دريافت: 356 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4788)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifذخيره سازي ال ان جي - حجم: 634208 - تعداد دريافت: 376 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4789)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifذخيره سازي زيرزميني گاز و اوج زدايي مصرف - حجم: 9344244 - تعداد دريافت: 425 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4790)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifروش تحليل پوششي داده ها گزارشي از واحدهاي خريد شرکت گازي - حجم: 2830088 - تعداد دريافت: 321 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4855)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifروش جلوگيري از مهاجرت گاز - حجم: 1846366 - تعداد دريافت: 443 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4856)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifروش هاي کمکي در حذف پودر سياه در خطوط لوله - حجم: 233597 - تعداد دريافت: 344 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4857)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifروشهاي طراحي و اجراي خطوط لوله دريايي - حجم: 332670 - تعداد دريافت: 417 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4858)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifروشهاي لوله گذاري در دريا با استفاده - حجم: 539707 - تعداد دريافت: 544 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4861)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifروشهاي مدرن بازرسي کيفيت پوشش خطوط لوله انتقال نفت و گاز - حجم: 604584 - تعداد دريافت: 482 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4862)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifزلزله در ژاپن ،اما مقاوم - حجم: 904171 - تعداد دريافت: 264 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4863)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifساخت پالايشگاه بيد بلند 2 - حجم: 4206928 - تعداد دريافت: 456 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4864)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifسيستم هاي ايمن سازي واحد شيرين سازي گاز طبيعي - حجم: 3119729 - تعداد دريافت: 371 (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4865)
http://www.nigc.ir/images/pdf_1.gifشبه سازي رايندي خط لوله انتقال 22 اينج - (http://www.nigc.ir/utils/getFile.aspx?Idn=4866)

[ریپورتر]

فرآیند تولید ethanol (http://www.4shared.com/file/99068002/7fd760ee/ethanol.html)

فرآیند تولید ETHYLENE GLYCOL (http://www.4shared.com/file/89298305/e0c77d50/ethylene_glycol.html)

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/d/d7/Ethylene-glycol-3D-balls.png

[ریپورتر]

بر آورد ضریب انتقال جرم اکسیژن در فرایند تخمیر جامد
http://www.4shared.com/file/98831741/7831abf6/mass_transfer_coff_O2.html (http://www.4shared.com/file/98831741/7831abf6/mass_transfer_coff_O2.html)

[ریپورتر]

دستگاه احیاء مداوم کاتالیست (Continuous Catalyst Regeneration)

پس از پیدایش کاتالیست تک فلزی پلتفرمینگ در دهه 1940 میلادی همیشه سعی شده است که راههایی برای افزایش بازده، افزایش درجه آرام سوزی محصول، پایدار بهتر کاتالیست و کاهش مصرف انرژی ابداع گردد. با ساخت کاتاليست هاي دو فلزی در دهه 1960 میلادی یک گام بلند در جهت افزایش پایداری کاتالیست برداشته شد.

در سالهای دهه 1970 میلادی با پیداش تبدیل کاتالیستی مداوم (continuous platforming ) تولید بنزین موتور با درجه آرا مسوزي بالا و همچنین تولید آروماتيكها با مصرف انرژی کمتر و بازده بالاتر میسر گردید. کاهش فشار عملیاتی در این واحد متشكل طول عمر را ایجاد نمی کند زیرا کاتالیست بطور مداوم در حال احیاء می باشد و کک بر روی کاتالیست تجمع پیدا نمی کند .

تبدیل کاتاليستي مداوم (continuous platforming) از ديدگاه فرایند تولید ، بسیار شبیه به روش قبلی (continuous platforming) میباشد و در واقع می توان در صورتيكه سرعت تشكيل کک ناچیز باشد ، این واحد را بصورت راهبری نمود ، هر چند چنین وضعیتی به ندرت اتفاق میافتد .[3]

واحد تبدیل کاتالیستی مداوم طوری طراحی شده است که حداقل افت فشار در مسیر راکتور و کورهها وجود داشته باشد و برای این منظور در ساخت واحد تغییرات زیر داده شده است :
1- از کوره با افت فشار کم و دارای پیش گرمکن هوا استفاده شده است . بازده (yield) این کوره بیش از 90 درصد است و قسمت آن برای این منظور توليد بخار و یا بعنوان باز جوشانده (reboiler) برج تثبیت (stabilizer) می توانند مورد استفاده قرار گیرد.
2- مبدل حرارتی عمودی V.C.F.E (vertical combined feed exchanger) این مبدلها بصورت یک پاس و جریان مخالف میباشند و اختلاف دما ی انتهای سرد آنها در طراحيي هاي اخیر از 60 به 25-30 درجه سانتیگراد کاهش داده شده است.
3- رآکتور هایی با جریان شعاعی: این راکتورها روی هم دیگر قرار داشته تا کاتالیست به کمک نیروی وزن خود از درون راکتور ها به طرف پایین حرکت کند.

سیستم گردش و احیا مداوم کاتالیست، واحد پلاتفرمر را قادر می سازد:
1- کاتالیست کک گرفته از راکتور ها به برج احیا و از آنطرف کاتالیست تازه احیا شده به راکتور ها بازگرداند شود.
2- کاتالیست بطور مداوم کک سوزی، اکسیده و کلره شود و عمل پخش پلاتین و احیا روی آن انجام پذیرد.
بطور کلی تبدیل کاتالیستی مداوم، امکانات زیر را برای صنایع پالایش فراهم نموده است:
1- فعالیت و بازده کاتالیست همیشه مشابه شرایط شروع راه اندازی حفظ شود.
2- حداکثر تولید محصولات مایع و هیدروژن تولیدی به واسطه کاهش فشار عملیاتی واحد تامین شود.
3- حداکثر افزایش درجه آرام سوزی محصول بطوريكه با نیازهای رو به افزایش بازار مصرف مطابقت داشته باشد.

با ابداع روش احیا مداوم کاتالیست در واحد تبدیل کاتالیستی، این امکان بوجود آمد که این واحد همواره در حین عملیات در شرایط ابتدای راه اندازی حفظ شود و نیاز به بستن آن جهت احیا کاتالیست بوجود نیاید. سیستم کامپیوتری کنترل اتوماتيك شیر آلات مربوط به لاک هاپر ها نیز ضامن عملكرد بدون اشكال احیا مداوم کاتالیست می باشد بطوريكه کاتالیست کک گرفته از راکتور ها به طرف برج احیا فرستاده شده، کک آن سوزانده شده، ترکیبات آن تنظیم می گردد و سپس به طرف راکتور شماره 1 بازگردانده می شود.
استفاده از سیستم ccr به صنایع پالایش انعطاف پذیری لازم را جهت مطابقت با تغییرات کیفی خوراک و شدت شرایط عملیات برای پاسخگویی به شرایط در حال تغییر بازار مصرف داده است.

بخش احیاء کاتالیست طراحی شده توسط شرکت UOP این امکان را ایجاد مینماید که بخش واکنش در سخت تر ين شرایط عملیات بتواند بدون وقفه به کار خود ادامه دهد. بخش احیاء کاتالیست بطور دائم کک بوجود آمده را ميسوزاند و فعالیت کاتالیست را در حد کاتالیست نو ثابت نگه میدارد.[3]

http://www.cbi.com/images/services/4.1_CatalyticReformers1.jpg
احیاء کاتالیست:

احیاء کاتالیست در واحد تبدیل کاتالیستی نیازمند انجام چهار عمل می باشد:
1- سوزاندن کک
2- اکسید نمودن پلاتین و تنظیم مقدار کلر
3- خشک نمودن کاتالیست از رطوبت اضافی
4- احیاء پلاتین

سه عمل اول در برج احیاء انجام می گرد و چهارمین عمل در ناحیه احیاء در بالای رآکتور ها صورت می گیرد.
ساختمان داخلی برج احياء مانند رآکتور ها می باشد بطوريكه کاتالیست در یک فضای بشكل (حلقوی) از بالای برج به طرف پایین حرکت می کند و همزمان با آن گازها از خارج به طرف داخل حلقوی جریان می یابند. از بالای برج احیاء کاتالیست کک گرفته وارد ناحیه احیاء کاتالیست در برج احیاء می شود در این قسمت کک موجود در کاتالیست در دمای بالا و غلظت اکسیژن کم (O2 mol%=0.5 -1) سوزانده میشود. سپس در مرحله بعدی کاتالیست به ناحیه کلریناسیون وارد می گردد. در این ناحیه فلز کاتالیست در دمای بالا و غلظت بالای اکسیژن (18-20%) اکسیده می شود. یک ماده آلی کلر دار نیز به گاز گردشی این ناحیه افزوده می گردد تا مقدار کلر موجود در کاتالیست تنظیم گردد. پس از ناحیه کلریناسیون، کاتالیست وارد ناحیه رطوبت زدايي میگردد. هوای خشک و داغ ابزار دقیق در ته برج به این قسمت تزریق میگردد تا رطوبت اضافی موجود در کاتالیست زدوده شود. سپس کاتالیست، برج احيا را ترک مینماید و به طرف بالای راکتور ها حمل میگردد و در آنجا توسط گاز غنی از هیدروژن و در دمای بالا درجه اکسیداسیون فلز کاتالیست کاهش داده میشود و فلز کاتالیست که قبلا اکسید شده بود، آزاد میگردد و نهایتا کاتالیست به طرف بستر راکتور شماره 1 حرکت می کنند و وارد ناحیه واکنش می گردد.
بخش احیاء که شامل disengager hopper، برج احیاء، flow control hopper، surge hopper، ناحیه احیاء اکسید پلاتین (reduction zone) و کلیه لوله کشی ها و دستگاههای مربوطه است، توسط یک سیستم کنترل به نام master controller نظارت و کنترل میگردد. لاک ها پرهايي شماره 1 و 2 نیز هر یک بطور جداگانه توسط سیستمهای کنترل مختص خود نظارت و کنترل میگردند.


گردش کاتالیست:

بمنظور انجام مراحل احیاء بايد کاتاليست از راکتور ها به برج احیاء و سپس به راکتور ها انتقال داده شود. برای انتقال کاتالیست، اجزاء و دستگاههای مختلف جهت انتقال محموله های کوچک به صورت نیمه دائم به کار گرفته میشود.

انتقال کاتالیست توسط دو سیستم منطقی کنترل میگردد. يكي مربوط به کاتالیست کک گرفته (spent catalyst) و دیگری مربوط به کاتالیست احیاء شده است.

گردش کاتالیست به این ترتیب انجام میگیرد: کاتالیست کک گرفته از ته راکتور چهارم به طرف catalyst collector و سپس لاک هاپر شماره 1 و پس از آن به lift engager شماره 1 جریان می یابد که توسط آن با کمک ازت گردشی به disengager hopper واقع در بالای برج احيا منتقل میشود. در این ظرف توسط گاز ازت، گردو غبار کاتالیست زدوده می شود و در ظرف مخصوص خود dust collector جمع آوری می شود و نهایتا گاز ازت به سيكل ازت باز می گردد.

کاتالیست از disengager hopper به برج احیاء وارد میگردد و پس از خروج از برج احیاء، از طریق ظرف کنترل کننده جریان به surge hopper وارد میگردد.

کاتالیست خروجی از ظرف يكنواخت کننده دوباره از طریق لاک هاپر شماره 2 و lift engager شماره 2 به ناحیه reduction zone راکتور شماره 1 وارد می گردد.

از گاز هيدروژن برای حمل کاتالیست در این مرحله استفاده میگردد. کاتالیست سپس از راکتور شماره 1 به طرف راکتورهای بعدی جریان می یابد و سيكل گردشی قبل را کامل مینماید.

حرکت کاتالیست از یک راکتور به راکتور دیگر از طريق تعدادی لوله هم قطر و هم فاصله انجام میگرد تا کاتالیست بطور يكنواخت در بستر راکتور توزیع گردد.
ناحیه reduction و راکتور شماره یک واحد تبدیل کاتالیستی

با کاهش سطح کاتالیست در ناحیه reduction سطح سنج اتمی مربوطه با ارسال پیام باعث حرکت کاتالیست توسط گاز هیدروژن از LE#2 به بالای ناحیه reduction میگردد با تخلیه کاتاليست از راکتور شماره 1، کاتالیست و هیدروژن وارد ناحیه reduction شده و در لوله های مربوطه ، دمای لازم جهت انجام reduction (کاهش درجه اکسیداسیون ) را از گاز ورودی راکتور شماره 1 که در خارج از این لوله ها جریان دارد کسب می کند. در این شرایط دما و حضور هیدروژن ، فلز کاتالیست از حالت اکسید به حالت احیاء شدهreductionتبدیل میگردد . در این واکنش شیمیایی مقداری آب تولید می گردد و برای پیشگیری از افزایش بیش از حد بخار آب در گاز گردشی ، در حدود 90 درصد گاز ورودی به این ناحیه به کوره ها و یا relief header هدایت می گردد.

واکنش احیاء اکسید پلاتین به صورت زیر انجام میگردد و مقداری حرارت و بخار آب آزاد می گردد.
کاتالیست راکتور پس از ترک ناحیه Reduction از طریق لوله های انتقال به راکتور شماره 1 وارد می گردد . گاز گردشی از طریق اسکالوپ Scallops بصورت شعاعی به بستر کاتالیست وارد شده پس از آ ن به لوله مرکزی center pipe هدایت می شود و نهایتا از راکتور خارج می گردد . گاز گردشی در هنگام عبور از بستر کاتاليست به سرعت سرد می گردد چون واکنشهای شیمیایی تبدیل کاتالیستی گرما گير هستند . بنابراین گاز خروجی از یک راکتور باید قبل از ورود به راکتور بعدی دوباره گرم شود تا دمای مناسب برای انجام واکنشهای شیمیایی را کسب نماید و فرایند مورد نظر تکرار گردد . کاتالیست نيز بصورت يكنواخت در فضای حلقوی ( Annular ) بین مرکزی راکتور به طرف پایین حرکت می کند و از طریق لولهای انتقال ( Catalyst transfer pipes) به راکتور بعدی وارد می گردد .
جهت پیشگیری از تشكيل کک و بسته شدن لوله های انتقال (Cat .trans Pipes) همواره اجازه داده می شود مقداری از گاز گردشی همراه با کاتالیست از طریق لوله های انتقال به راکتور پایین دستی منتقل شود.

برج احیاء:

بخش فوقانی برج از دو فضای ( سه استوانه هم محور Annular) تشكيل شده است و قسمت پایین برج یک استوانه تو خالی است که دارای پره های ثابتی جهت هدایت کاتالیست می باشد .
در بخش فوقانی برج ، فضای حلقوی بیرونی بین دیواره برج و توری مشبک خارجی محصور شده است که در هنگام عملیات عادی برج احیاء، در آن گازهای داغ گردشی قسمت کک سوزی و کلریناسیون تقسیم می گردد و گاز گردشی قسمت کک سوزی به بخش بالایی و گاز گردشی کلریناسیون بطور يكنواخت در اطراف آن توزیع میگردد. این بخش توسط یک صفحه فلزی افقی به دو بخش مجزای کک سوزی و کلريناسيون تقسیم می گردد. گاز گردشی قسمت کک سوزی به بخش بالایی و گاز گردشی کلریناسیون به بخش پایینی آن وارد میگردد. گازهای گردشی فوق الذکر با عبور از توری خارجی بصورت شعاعی وارد فضای حلقوی داخلی میشوند. در عملیات عادی ، فضای حلقوی داخلی، پر از کاتالیست است بنابراین گازهای گردشی کک سوزی د قسمت بالایی و گاز کلريناسيون در قسمت پایینی برج احیاء در حال گردش و عبور از بستر کاتالیست می باشند.

نازل های خروجی گازهای کک سوزی و کلریناسیون در بالای برج قرار دارند. گاز کک سوزی با عبور از بستر کاتالیست و توری داخلی توسط لوله خروجی از برج احیاء خارج شده به دمنده گاز گردشي بالایی وارد میشود همچنین گاز بخش کلریناسیون با عبور از بستر کاتالیست و توری داخلی توسط لوله داخلی جمع آوری شده و به دمنده گاز گردی کلریناسیون وارد میگردد. صفحه جداکنده بخش بالایی و پایینی برج احیاء مانع از آن میشود که گازهای گردشی فوق الذکر بطور قابل ملاحظه ای با يكديگر اختلاط پیدا کنند و فقط اجازه می دهد مقدار محدودی از گاز قسمت کلریناسیون به قسمت کک سوزی وارد گردد.

ناحیه رطوبت زدایی در ته برج احیاء قرار دارد. در هنگام عملیات عادی این قسمت پر از کاتالیست است. هوای خشک کننده از طریق توزیع کننده هوا در پایین این قسمت وارد می شود و پس از عبور از بستر کاتالیست وارد گاز گردشی کلریناسیون و سپس گاز گردشی کک سوزی می شود. سطوح در تماس با کاتالیست باید صاف باشند تا سایش کاتالیست به حداقل برسد و همچنين جریان یافتن کاتاليست در برج احیاء باید بطور يكنواخت صورت گیرد تا عملیات احیاء به درستی انجام گیرد.


http://www.snap-tite.com/snaptite_aed/aed_rvis/products/catalytic_reactors/robinson_mahoney_catalyst/images/L_RobMahoneyCatTestReac.gif
لاک هاپر های کاتالیست:
در هر یک از سیستمهای انتقال کاتالیست، از یک lock hopper استفاده شده است لاک هاپر شماره 1 در مسیر کاتالیست کک گرفته و لاک هاپر شماره 2 در مسیر کاتالیست احیاء شده قراردارند.

از لاک هاپر شماره یک برا ی زدودن هیدروکربنها و هیدروژن از کاتالیست استفاده میشود. برای کمک کردن به این عمل هیدروژن و ازت قبل از وارد شدن به لاک هاپر توسط تبادل حرارت با بخار آب گرم می شود. لاک هاپر شماره 2 برای زدودن اکسیژن از کاتالیست احیاء شده قبل از آنکه تحت فشار هیدروژن قرار بگیرد استفاده می شود. در هنگام خالی بودن لاک هاپر آنرا توسط ازت تخلیه مينماييد. از لاک هاپر ها بعنوان یک واسطه برای ايزوله کردن سيستمهاي دارای اکسیژن و سیستمهای دارای هیدروکربن و هیدروژن عمل ميكنند و هر قدر بهتر و دقیقتر به کار گرفته شوند، ضامن ایمنی بالاتر واحد می گردند.

ظرف تخلیه:

ظروف تخلیه جهت جداسازی گاز و جامدات به کار می رود تا از مسدود شدن مسیر و یا وارد آمدن صدمات احتمالی به جریان نگارهای مربوطه جلوگیری شود چون گاز خروجي از ظروف تخلیه، به طرف کورهها هدایت میشود یک حبس کننده آتش و یک شیر يک طرفه در لوله خروجی آنها نصب میگردد.

ظروف بالا بر کاتالیست:

ظروف بالابر کاتالیست در دو سیستم انتقال کاتاليست مورد استفاده قرار گرفته اند. LE#1 در سیستم کاتالیست کک گرفته و LE#2 در سیستم انتقال کاتالیست احیاء شده قرار دارند. وظیفه LE آنست که کاتالیست را توسط گاز حمل کننده بصورت سیال در آورده و منتقل نماید گاز حمل کننده مورد استفاده در LE#1 ازت و در LE#2 هیدروژن می باشد.


Catalyst collector:

کاتالیست کالکتور در قسمت تحتانی راکتور چهارم قرار دارد. در اين قسمت پره های شعاعی ثابت تعبیه شده است تا موجب يكنواخت شدن جریان کاتاليست در اطراف لوله مرکزی راکتور گردد. همچنین برای زدودن هیدروکربنهای جذب شده در کاتالیست، مقداری از گاز گردشی پس از تبادل حرارت با گازهای خروجی راکتور شماره چهار به جمع کننده کاتالیست هدایت میشود و با پیوستن به گازهاي خروجی از رآکتور چهارم خارج میگردد. کاتاليست پس از خروج از cat Collector به LH#1 وارد میشود.

Disengager hopper:

یک ظرف استوانه ای شكل است که کاتاليست کک گرفته ضمن ورود به این طرف گرد و غبار خود را از دست میدهد و پس از آن به برج احیاء منتقل می شود.

Dust Collector:

ظرف گردگیر این امکان را فراهم ميكند که ذرات و گرد کاتالیست از جریان گاز ازت گردشی جدا گردد. ذرات و گرد و غبار همراه با ازت از یک طرف این ظرف وارد می شود. گاز با عبور از صافی های نصب شده در این ظرف گرد و غبار همراه خود را در ظرف باقی گذارد و بدین ترتیب دمنده گاز گردشی نیز از وارد آمدن صدمات احتمالی در اثر ورود ذرات کاتالیست حفظ می شود.

سرعت گردش کاتاليست در سیستم احیاء و راکتورهاي توسط ظرفی بنام Flow Control Hopper تنظیم میشود. این ظرف بشكل استوانه ای است و قسمتهای بالا و پایین آن نیز بشكل مخروطی می باشد. حجم این ظرف به اندازه 1/60 مقدار حجم گردش کاتالیست انتخاب شده است.
در لوله ورودی و خروجی این ظرف از دو شیر استفاده شده است که باز و بسته شدن آنها باعث پر و خالی شدن این ظرف می گردد. بنابراین با يك بار باز و بسته شدن این شیرها حجمی از کاتالیست به اندازه حجم ظرف جابجا می شود. زمان باز بودن شیر بالایی قابت و زمان باز بودن شیر پایین ظرف قابل تنظیم می باد. با تنظیم زمان شیر پایینی میتوان سرعت گردشی کاتالیست در سیستم را کنترل نمود. هر قدر این شیر بیشتر باز بماند سرعت گردش کاتالیست کمتر می گردد.


ظرف يكنواخت کننده((surge hopper:

این ظرف همواره مقدار کاتالیست احیاء شده را بصورت آماده در خود حفظ ميكند و مانند يك موج گیر باعث می گردد تغییرات آنی شدید در سیستم گردش کاتالیست در بخش راکتورهای و بخش احیاء بوجود نیاید. کاتالیست داغ وارد شده به این ظرف توسط جریان گردشی آب خنک می شود . همچنین این ظرف بعنوان يك وسیله کمکی برای جدا نمودن (Isolation ) اکسیژن و هیدروکربنها موجود در سیستم عمل می نماید .


http://www.documentation.emersonprocess.com/groups/publicreadonly/documents/webpage/ad129_ref-2.gif

http://en.citizendium.org/images/2/21/CatReformer.png


منابع:

[1]: مباني فرايندهاي پالايش نفت، دكترابوالحمد گيتي
[2]: دستورالعمل راه اندازي واحد، شركت TPL

[3]: hand book of petroleum refinery processes, Robert A. Meyers
[4]: وب سايت شركت پالايش نفت اراك www.saorc.ir (http://www.saorc.ir/)

[ریپورتر]

شرح فرآیند مشعل (Flare) (http://www.shimi-eng.blogfa.com/post-554.aspx)
مجموعه مشعل پالایشگاه واحدی است که جهت ایمن سازی محیط پالایشگاه و واحدهای بهره برداری طراحی و نصب شده است.
کاربرد اساسی آن مهار کردن و به کنترل درآوردن شرایط غیرقابل کنترلی است که دراثربالا رفتن بیش ازحد مجازعملیاتی دردستگاههای پالایش بوجود می آید. کنترل فوق از طریق تخلیه گازمازاد واحدها به شبکه مشعل انجام می گیرد.
این مجموعه شامل قسمتهای زیر می باشد:
1. لوله های رابط واحد
2. لوله اصلی (BLOW DOWN) مشعل که از محوطه بارگیری گاز مایع شروع شده و تا ستونهای مشعل امتداد دارد.
3. ظروف مایع گیر بین راهی (K.O.DROM)
4. تلمبه های تخلیه مایعات جمع شده در ظروف بین راهی
5. ستونهای اصلی مشعلها ME-2503 , ME-2502 , ME-2501
6. دستگاه جرقه زن الکتریکی برای روشن کردن مشعلها
خروجی تمام شیرهای ایمنی، لوله های تخلیه(DRAIN) و تهویه (VENT) ظروف برج ها، تلمبه ها ،کمپرسورها ،اعم از گازی یا مایع(به استثناء آب ،بخار،هوای فشرده، ازت و بعضی از هیدروکربورهای سبک که به هوای آزاد تخلیه می شوند) توسط لوله های تخلیه فشار هر واحد جمع آوری شده به لوله اصلی مشعل منتقل می گردند.
قسمت عمده مایعات همراه با گازها در ظروف مایع گیر بین راهی جداشده و گازها وارد محفظه آب بندی در پائین مشعل می گردند،پس از شستشو و حذف ذرات و مایعات احتمالی توسط آب برای سوختن به بالای مشعل هدایت و درتاج (TIP) مشعل می سوزند.
برای کنترل فشار واحدهای آب ترش،آمین و گوگرد که گازهای اسیدی محتوی H2S تولید می کند یک سیستم مشعل مخصوص (ME-2503) ACID FLARE طراحی و ساخته شده است که به موزات مشعلهای اصلی کشیده شده و بدنه مشعل شرقی ME-2501چسبیده است.
سیستم مشعل پالایشگاه از محوطه مخازن و بارگیری گاز مایع با یک لوله 20 اینچ شروع می شود و به ابتدای این لوله یک لوله 2 اینچ ازسوخت گازFUEL GAS جهت تأمین فشار مثبت در سیستم و رانش گازها به طرف مشعل و روشن نگه داشتن مشعل درهنگامی که میزان تخلیه مشعل کمترازحد مورد نیاز طراحی مشعل باشد تعبیه شده است.
مقداراین گازباید به اندازه ای باشد که بتواند مواد داخل لوله را به میزان حدأقل 0.4 متربرثانیه به جلو براند و از ایجاد خلأ و پس زدن شعله به داخل سیستم و خاموش شدن شعله مشعل جلوگیری کند.
این مقدار گاز تزریقی به وسیله دست تنظیم شده و توسط FI-25021.A اندازه گیری می شود.علاوه بر آن سیستم کنترل DCS پالایشگاه جهت مشاهده اپراتور روی CRT و دریافت نمودار ول گردیده است.
لوله اصلی مشعل بعد از جمع آوری گازهای تخلیه شده به آن در این قسمت با شیب 0.2% به ظرف V-2507 وارد می شود،این ظرف برخلاف سایر ظروف مایع گیر بین راهی مشعل فاقد چاهک آب گیر (BOOT) می باشد و درنتیجه تلمبه ای برای تخلیه مایعات ندارد،بنابراین مایعات جمع شده دراین ظرف به وسیله گرمای حاصله از یک مارپیچ بخارآب 4 bar تبخیر و از بالای آن خارج می شود و مایعات سنگین تر باقی مانده درمحوطه مخصوص ،به زمین تخلیه می شوند.
این ظرف جهت کنترل سطح مایع به آب نما LEVEL GAUGE و سوئیچ هشداردهنده مجهز بوده و در موقع بالا رفتن سطح مایع ازطریق سیستم کنترل DCS توسط (ALARM) روی CRT هشدار می دهد.
گازها و مایعات تبخیر شده از بالای V-2507 خارج شده همراه گاز رانشی (PURGEGAS) توسط یک لوله 20" به لوله تخلیه فشار واحد تقطیر مرتبط می گردند. شیب این لوله به طرف V-2503 بوده گازهای دریافتی از واحدهای کنترل 1 (تقطیر کاهش گرانروی،گاز مایع و سوخت گاز)را به داخل این ظرف هدایت می کند،ظرف مایع گیر V-2503 کلیه تجهیزات V-2507 را داشته وعلاوه برآن دارای چاهک مایع گیر و تلمبه تخلیه P-2503 می باشد که سوئیچ آن درای دو حالت MAN-AUTO می باشد که معمولاً در حالت AUTO قرار دارد و درآن حالت اگرسطح مایع در V-2503 بالا بیاید،LSH-25002 تلمبه P-2503 را روشن می کند و وقتی سطح مایع پائین بیاید SL-25003 تلمبه را به حالت خودکاراز سرویس خارج می نماید.
مایعات تلمبه شده به مخزن ضایعات سبک پالایشگاه COLD SLOPSTK هدایت می گردد. گازهای خروجی از V-2503 با جریان گازهای جمع آوری شده در واحدهای تبدیل کاتالیستی CCR هیدروژن و هیدروکراکر را دریافت می نماید و وارد V-2505 می شود.
V-2505 و تلمبه تخلیه مایعات آن مشابه V-2503می باشد چون هیدروکراکردرفشار بالا کار می کند برای آن یک لوله تخلیه فشار اضطراری جداگانه ازمسیرعادی کشیده است تا در هنگام لزوم برای تخلیه فشارسریع واحد هیدروکراکر استفاده شود.
گازهای خروجی از V-2505 و V-2503 با هم مخلوط شده و قبل ازورود به ظروف مایع گیر محوطه مشعل V-2503.2505 لوله 12" تخلیه مشعل واحدهای منطقه ج به آن تزریق می گردد.
ظروف V-2502 و V-2501 خارج ازمحوطه خطرناک مشعل قراردارند وهرکدام دارای ظروف قبلی جهت کنترل سطح مایع می باشند.
تلمبه های P-2501A/B مربوط به V-2502 بوده و مایعات جمع شده در این ظروف را به مخازن ضایعات سرد پالایشگاه می فرستد. این تلمبه ها دارای سوئیچ های انتخابی برای تنظیم حالت MAN یا AUTO می باشد.
اگر آنها به صورت AUTO قرار داده شوند مستقیم از LEVEL SWITCH های ظروف مربوط فرمان گرفته خاموش یا روشن می شوند واگردرحالت MAN باشند می توان آنها را توسط HS-25007 و یا HS-25006 از روی CRT اتاق کنترل خاموش یا روشن کرد.
مجموعه مشعل پالایشگاه دارای دو ستون اصلی FLARE STACK به شماره های ME-2501ME-2502, می باشد که قطرآنها 25" و ارتفاع آنها 83 مترمی باشدوهمچنین یک ستون مشعل برای گازهای اسیدی به قطر 16" و ارتفاع 83 متر برای گازهای اسیدی می باشند که به ستون مشعل شرقی ME-2501 چسبیده است.

[ریپورتر]

شرح فرآیند واحد تقطیر پالایشگاه (http://www.shimi-eng.blogfa.com/post-555.aspx)

http://www.wrg-whv.de/en_new/images/VDU.jpg

2-1- منطقه الف

2-1-1- واحد تقطیرDistillation Unit

این واحد به عنوان اصلی ترین بخش پالایشگاه وظیفه تفکیک نفت خام را به محصولات دارا
می باشد که دارای سه بخش مهم می باشد.

1-Atmospheric Distillation Section

2-Vaccum Distillation Section

3-Straight Run Gasoline Fractionation
نقت خام ورودی به پالایشگاه متشکل از هیدروکربن های مختلف سبک و سنگین می باشد که در این واحد به کمک برج تقطیر اتمسفری ADT و برج تقطیر خلاء VDT و سپس برج Stabilizer و برج Splitter به محصولات با ارزشی تفکیک می شود. اساس کار برج های تقطیر تفکیک فیزیکی مواد بر اساس اختلاف در نقطه جوش سازندگان است.
محصولات اصلی برج تقطیر اتمسفری از بالا به پایین به ترتیب عبارتند از
1- محصول بالاسری شامل LPG,LSRG,HSRG
2- Blending Naphta (B.N)
3- Kerosine
4-Light Diesel (L.D)
5- محصول تحتانی که خوراک برج تقطیر در خلاء می شود (Atmospheric Residue)
محصولات برج تقطیر در خلاء از بالا به پایین عبارتند از
1- محصول بالاسری شامل Light Vacuum Slops ، Non Condensable gas
2- Heavy Diesel (H.D)
3- ISO Feed خوراک واحد ایزوماکس
4-Heavy Vacuum Slops
5-Vacuum residue or vacuum tar خوراک واحد غلظت شکن
شرح واحد تقطیر:
الف) Atmospheric Distillation Section
نفت خام از مخازن ذخیره با دبی 181000 bbl/day ، دمای 32 0C و فشار 21 barg وارد واحد تقطیر می شود. در روزهای زمستانی با کمک هیترهای مخازن دما در همین محدوده نگهداری می شود.
انجام فرآیند تقطیر به دمای 3400C نیاز دارد و گرم کردن یکباره نفت خام در کوره فرآیندی اقتصادی نیست چون انرژی بسیار زیادی مصرف می شود لذا برای رساندن نفت خام به دمای تقطیر بدین گونه عمل می شود که ابتدا نفت خام از یک سری مبدل حرارتی عبور کرده تا هم دمای محصولاتی که باید سرد شوند کاهش یابد و هم دمای نفت خام افزایش یابد سپس وارد کوره می شود تا هم حجم کوره کاهش یابد و هم میزان مصرف سوخت آن.ترتیب عبور نفت خام از مبدل ها به شرح زیر است.


نام مبدل حرارتی

تعداد مبدل

سیال گرم کن

محصول برج تقطیر

E-105

1

B.N

اتمسفری

E-154(A,B,C)

3

H.D

خلاء

E-106(A,B)

2

KERO.

اتمسفری

E-107(A,B)

2

L.D

اتمسفری

E-156(A,B)

2

ISO.Feed
خلاء
E-159(A,B)
2
Vacuum Residue
خلاء
لازم به ذکر است مبدل های E-159(A,B) در طراحی اولیه وجود نداشتند و به منظور بهینه سازی استفاده از انرژی حرارتی موجود در سیستم (Pinch Technology) به سیستم اضافه شده اند. نفت خام خروجی از این دسته مبدل ها دارای دمای 1320C است که وارد
دستگاه نمک زدا (Desalter)DE-126 می شود.
دستگاه نمک زدا دارای سه ترانس است که ولتاژ 12800 تا 19200 را به صورت AC برای فرآیند نمک گیری از نفت خام را تامین می نماید. فشار داخل نمک زدا باید کنترل شود چون کم یا زیاد بودن آن مشکلاتی را از قبیل باقی ماندن نمک در نفت خام ، باقی ماندن قطرات نفت خام همراه آب خروجی از سیستم ، لطمه زدن به ترانس ها و .... ایجاد می نماید.
در نمک زدا در واقع با تزریق آب به نفت نمک موجود در آن را در آب حل کرده و اجازه تشکیل امولسیون آب – نفت داده می شود که سپس با استفاده از میدان الکتریکی قطرات پراکنده آب را به هم می چسبانند و از کف دستگاه خارج و به منظور تصفیه با P-126 به حوضچه APIC در واحد بازیافت ارسال می نمایند.
آب ورودی به DE-126 مخلوطی از آب های ترش موجود در واحد و آب خام واحد است که در V-124 یعنی Desalter Water Surge Drum با هم مخلوط شده و با P-121 از مبدل حرارتی E-127 عبور می کنند تا توسط جریان آب خروجی از نمک زدا در این مبدل گرم شده و با دمای 970C و فشار 31.86 barg با جریان اسید سولفوریک موجود در TK-101 که با پمپ P-123 می آید مخلوط می شود(NNF) و قبل از شیر مخلوط کن ME-126 در دهانه DE-126 با نفت خام مخلوط می شود تا با عبور از Mixing Valve اختلاط کاملی بین آب و نفت انجام شود. بخشی از آب ورودی به سیستم بدون اختلاط با H2SO4 قبل از مبدل E-105 با نفت خام مخلوط می شود. ضمناً NaOH ، با غلظت 4.5 درجه بومه از واحد NaOH Dissolving با فشار 32.5 barg و دمای محیط و در صورت نیاز ماده Demulsifier از ME-106 یعنی Desalter Demulsifier Drum با استفاده از پمپ P-125 به نفت خام ورودی به واحد یعنی قبل از مبدل E-105 تزریق می شود که در پالایشگاه اراک از Demulsifier استفاده نمی شود. آب های مورد استفاده برای نمک زدایی نفت خام عبارتند از :


1-Sour Water from CDU/VDU Sour Water Header

2- Stripped Sour Water from SWS Unit

3- Plant Water

در مرحله نمک زدایی 90% نمک های موجود در نفت خام حذف می شوند. آب شور خروجی از DE-126 با عبور از مبدل E-127 و کولر آبی E-128 و شیر فشار شکن نهایتاً با دمای 490C و فشار 3.5barg وارد ME-2601 یعنی Oil/Water API Separators می شود.
نفت خام خروجی از DE-126 وارد مبدل های E-155(A,B,C) می شود و با ISO.Feed مجدداً تبادل حرارت می کند و با دمای 1800C و فشار 6 barg وارد Flash Drum یعنی
V-101 می شود هدف از این ظرف جداسازی بخارات سبک ایجاد شده در نفت خام به علت کاهش فشار است تا حجم کوره کاهش یابد ، لرزش کوره کم و در میزان سوخت آن نیز صرفه جویی شود. البته در موارد اضطراری می توان از این ظرف به عنوان یک مخزن ذخیره نفت خام در صورت قطع شدن خوراک استفاده کرد .بخارات سبک جدا شده از نفت خام که از بالای V-101 خارج می شوند با نفت خام داغ شده در کوره (نفت خروجی کوره) مخلوط و وارد Flash Zone برج می شوند.
مایع کف V-101 با استفاده از پمپ P-101 که در واقع Feed Pump است و بسیار مهم است و لذا Spare این پمپ را از نوع توربینی (نیروی محرکه Steam) در نظر گرفته اند از
مبدل های زیر عبور می کند.




نام مبدل حرارتی
تعداد مبدل
سیال گرم کن
محصول برج تقطیر
E-159(C-F)
4
Vacuum Residue
خلاء
E-141
1
L.D
اتمسفری
E-157(A,B)
2
H.Slops
خلاء
E-158(C,D)
2
Vacuum Residue
خلاء
E-191
1
ISO.Feed
خلاء
E-158(A,B)
2
Vacuum Residue
خلاء
E-192(A,B)
2
Vacuum Residue
خلاء


لازم به ذکر است مبدل های E-192(A,B) و E-141 و E-191 در طراحی اولیه وجود نداشتند و همینطور مبدل هایE-159(A-F) همگی در این منطقه حضور داشتند ولی اکنون مبدل های E-159(A-B) قبل از V-101 و مبدل های E-159(C-F) بعد از V-101 قرار گرفته اند . این تغییرات به منظور بهینه سازی استفاده از انرژی حرارتی موجود در سیستم (Pinch Technology) انجام گرفته است.
نفت خام خروجی از این دسته مبدل ها دارای دمای 2400C است و وارد کوره H-101 می شود. خوراک وردی به کوره توسط FIC-1009 to FIC-1016 به 8 پاس تقسیم می شود و دمای نفت خام خروجی کوره به 3540C می رسد و با بخارات خروجی بالای V-101 با دمای 1730Cمخلوط شده و نفت خام با دمای 3500C با فشار 2.16 barg وارد فضای 3 متری بین دو سینی 5 و 6 برج تقطیر اتمسفری V-102می شود که Flash Zoneنامیده می شود. در این فضا نفت خام دوباره منبسط شده و ترکیبات سبک از ان جدا و به علت اختلاف فشار موجود در برج به سمت بالا حرکت می کنند.
بخار Desuperheated از DS-107 با دمای 2100C و فشار 3.62barg از ناحیه جابه جایی کوره H-101 می گذرد و تبدیل به بخار Superheat با دمای 3430C و فشار 3barg می شود اگر دمای بخار از 3430C بالا رود TIC-1003 بخار را توسط SI-101 به اتمسفر Purge
می کند و میزان بخار ورودی را افزایش می دهد تا دما به 3430C برگردد.از این بخار تولید شده به عنوان بخار عریان کننده در برج های V-151,V-107,V-101 استفاده می شود.
بخار خروجی توسط FIC-1027 به دو شاخه تقسیم می شود یک شاخه یه میزان 6500 kg/hr به زیر سینی یک برج تقطیر در خلاء یعنی V-151 و شاخه دیگر به میزان 23018 kg/hr به واحد تقطیر اتمسفری می آید که 16896 kg/hr از آن به زیر سینی یک برج تقطیر اتمسفری یعنی V-102 و 6122 kg/hr از آن به زیر سینی V-107 یعنی Light Diesel Stripper وارد می شود.
V-102 دارای 53 سینی می باشد که 5 سینی پایین آن از نوع Bubble Cap و باقی سینی ها از نوع Sieve می باشند. پایین برج دارای دمای 3400C و فشار 2.21 barg و بالای برج دارای دمای 1480C و فشار 1.8 barg می باشد.
مایع خروجی از ناحیه Flash Zone با بخار بالارونده که زیر سینی یک تزریق می شود تماس داده
می شود تا ترکیبات سبک موجود در مایع پایین رونده به علت اختلاف غلظت وارد بخار شوند (فرآیند دفع-Stripping ) و دوباره به سمت بالای برج حرکت کنند.
حال به بررسی جریان های خروجی برج تقطیر اتمسفری می پردازیم:
* مایع باقی مانده در پایین برج ( خروجی سینی یک ) که دارای دمای 3400C و
فشار 14.97 bargتوسط پمپ P-109 از کوره H-151 می گذرد و می شود خوراک برج تقطیر در خلاء V-151 .
* مایع خروجی از سینی 11 با دمای 2980C و فشار 2.11 barg دو بخش می شود بخش الف و بخش ب.
بخش ب وارد پمپ P-108 می شود و به واحد Straight Run Gasoline Fractionation ارسال می شود و در مبدل E-119 یعنی Splitter Reboiler با جریان تحتانی برج V-112 یعنی LSRG/HSRG Splitter تبادل حرارتی می کند و با فن هوایی E-123 خنک می شود و به عنوان جریان برگشتی با دمای 2300C و فشار 4.06 barg بر روی سینی 14 وارد می شود.
بخش الف مستقیماً وارد سینی 6 برج V-107 یعنی Light Diesel Stripper می شود تا با بخار سوپرهیت تولیدی توسط کوره H-101 که از زیر سینی یک وارد می شود ، مواد سبکش جدا شود. مواد سبک جداشده به صورت بخار از بالای برج V-107 با دمای 2890C و فشار 2.09 barg بین سینی 14 و 15 (البته پایین تر از جریان برگشتی) وارد برج V-102
می گردند.
محصول تحتانی برج V-107 که L.D می باشد وارد پمپ P-107 می شود و در مبدل E-104 یعنی Naphta Stripper Reboiler نفتا را به جوش می آورد و سپس از مبدل E-141
می گذرد تا نفت خام بعد از V-101 را گرم کند و بعد از مبدل های E-107(A,B) عبور تا نفت خام قبل از نمک زدا را گرم کند و سپس با فن هوایی E-109 و کولر آبی E-112 تا دمای 430C خنک شده و وارد V-116 یعنی Light Diesel Coalescer می شود تا آب ترش آن توسط ***** جدا شود. آب ترش جدا شده به V-152 می رود و L.D به مخازن ذخیره سازی ارسال می شود.
* مایع خروجی از سینی 25 با دمای 2280C و فشار 2.01 barg به دو بخش تقسیم می شود بخش الف و بخش ب.
بخش ب وارد پمپ P-106 می شود و به واحد Straight Run Fractionation ارسال
می شود و در مبدل E-116 یعنی Stabilizer Reboiler با جریان تحتانی برج V-110 یعنی Straight Run Gasoline Splitter تبادل حرارتی می کند و با فن هوایی E-108 خنک
می شود و به عنوان جریان برگشتی با دمای 1850C و فشار 4.64 barg بر روی سینی 28 وارد
می شود .دمای پایین جریان برگشتی خروجی از فن هوایی E-108 باعث مایع شدن ترکیبات
L.D , KERO شده و ضمن ایجاد یک Reflux داخلی در برج خلوص محصولات تولیدی برج تقطیر را افزایش می دهد.
بخش الف مستقیماً بر روی سینی 8 برج V-106 یعنی Kerosine Stripper وارد می شود.جریان خروجی از پایین برج V-106 وارد پمپ P-105 شده و جریان خروجی پمپ دو شاخه می شود. یک شاخه از کوره H-102 یعنی Kerosine Stripper Reboiler می گذرد تا تبدیل به بخار شود و به عنوان بخار عریان کننده به منظور جداسازی مواد سبک از Kerosine به زیر سینی یک برج V-106 تزریق شود. بخارات خروجی بالای برج V-106 با دمای 2450C و فشار1.99 barg بین سینی 28 و 29 (البته پایین تر از جریان برگشتی) وارد برج V-102 می شود.
شاخه دیگر خروجی از پمپ P-105 ابتدا از مبدل های E-106(A,B) گذشته و سپس توسط
کولر آبی E-111 سرد شده و در نهایت با دمای 410C و فشار 2.1barg می رود به سمت مخازن ذخیره سازی.
تذکر: برج های V-106 و V-107 در واحد بر روی هم قرار دارند یعنی برج V-106 بر روی برج V-107 قرار گرفته است. این دو برج درون یک پوسته یا غلاف فلزی واحد به منظور بهینه سازی مصرف انرژی قرار گرفته اند.
* مایع خروج از سینی 39 برج تقطیر اتمسفری V-102 به سینی 8 برج V-105 یعنی Blending Naphta Stripper وارد می شود.بخشی از نفتا از سینی1 برج V-105 خارج شده و وارد مبدل E-104 یعنی Naphta Stripper Reboiler می شود تا توسط مایع خروجی از V-107 که با پمپ P-107 می آید یعنی همان L.D به جوش آید (Partially Vaporized) و به عنوان بخار عریان ساز به زیر سینی یک تزریق شود تا بخارات سبک را از B.N جدا نموده و با دمای 2010C و فشار 1.88 barg بین سینی
42 و 43 برج تقطیر اتمسفری V-102 باز گرداند.
مایع تحتانی (نفتا) برج V-105 با دمای 2110Cو فشار 2.22 barg با استفاده از پمپ
P-104 از مبدل E-105 می گذرد تا نفت خام ورودی به واحد قبل از نمک زدا را گرم نماید و سپس توسط کولرآبی E-110 سرد شده و با دمای 380C و فشار 2.9 barg می رود به مخازن ذخیره سازی.
* بخار خروجی(Over Head-OVHD) از بالای برج تقطیر اتسمفری V-102 با دمای 1480C و فشار 1.46 barg توسط فن هوایی E-101 تا دمای 1010C و فشار 1.46 barg سرد می شود و در ظرف V-103 یعنی Atmospheric Column Reflux Accumulator جمع آوری می شود این ظرف در واقع یک جداساز سه فازی است که در آن سه فاز هیدروکربنی ، آب و گاز از هم جدا می شوند و اصطلاحاٌ گفته می شود که این ظرف دارای Boot است.
مایع هیدروکربنی جمع آوری شده در ظرف V-103 با پمپ P-102 به عنوان جریان برگشتی با دمای 1010C و فشار 5.65 barg به روی سینی 53 برج اتمسفری V-102 باز می گردد. جریان برگشتی و جریان عریان شده بالای برج V-105 ، B.N را مایع کرده و یک جریان برگشتی بین سینی 53 و 28 ایجاد می نمایند. میزان جریان برگشتی با FIC-1040 که از LIC-1015 واقع در ظرف V-103 فرمان می گیرد.
دمای بالای برج با TIC-1006 کنترل می شود که در واقع Setpoint برای FIC-1039
می فرستد تا میزان جریان برگشتی و دمای تامینی توسط فن های هوایی E-102 را تنظیم نماید. اگر ارتفاع ظرف V-103 زیاد شود ، LIC-1015 ، FIC-1040 را مجبور به تنظیم ارتفاع
می نماید .
آب جدا شده در ظرف V-103 با پمپ P-127 به واحد تصفیه آب ترش ارسال می شود و بخار خروجی از ظرف V-103 توسط فن هوایی E-102 و کولر آبی E-103 تا دمای 380C و
فشار 1 barg سرد می شود و وارد جداساز سه فازی (مایع هیدروکربنی ، آب و بخار) ظرف
V-104 یعنی Atmospheric Column Overhead Product Accumulator
می شود.
پمپ P-103 مایع کف ظرف V-104 را به ظرف V-115 یعنی SR Gasoline Coalescer می برد تا با استفاده از ***** آب همراه آن جدا شود و در نهایت با دمای 380C و فشار 9.03 barg به قسمت Straight Run Gasoline Fractionation می رود.
آب ترش جمع آوری شده توسط ظرف V-104 با پمپ P-110 می رود به واحد تصفیه آب ترش که البته با آب ترش جدا شده توسط ظرف V-103 که با پمپ P-127 می آید مخلوط می شود.
بخار حاصل از ظرف V-104 می رود به ظرف V-122 یعنی Compressor K.O. Drum و سپس بخارات حاصل از ظرف V-122 می رود به C-101 یعنی Atmospheric Column Gas Compressor First Stage تا فشارش افزایش یابد و سپس وارد مبدل E-126 یعنی Compressor Inter-stage Cooler می شود تا سرد شود و سپس وارد ظرف V-119
یعنی Compressor Inter-stage K.O. Drum که دارای Boot است می شود تا مایعات همراه آن گرفته شود.گاز خروجی از ظرف V-119 در مرحله دوم کمپرسور C-101 فشارش افزایش می یابد و اندازه گیری می شود و می رود به واحد Deethanizer LPG و یا می سوزد.
مایعات جدا شده از گاز در ظرف V-122 به عنوان Non Condensable Fluid می رود به Flare و یا به عنوان سوخت کوره ها مصرف می شود.
مایعات جدا شده از گاز در ظرف V-119 با پمپ P-119 با مایع خروجی ظرف V-104 که با
پمپ P-103 می اید مخلوط شده و پس از عبور از ظرف V-115 می روند به قسمت
Straight Run Gasoline Fractionation.
لازم به ذکر است که قسمت کمپرسور C-101 از ابتدای راه اندازی تا کنون در سرویس قرار نگرفته است و در واقع بخار خروجی از ظرف V-103 پس از عبور از فن هوایی E-102 و کولر آبی E-103 در ظرف
V-104 جمع آوری می شود که بخارات برای Flare و یا سوخت ارسال می شوند و مایع هیدروکربنی با پمپ P-103 وارد V-115 می شود تا آبگیری و با دمای 380C و فشار 9.03 bargبه قسمت
Straight Run Gasoline Fractionation ارسال شود .
آب ترش کف ظرف V-104 با پمپ P-110 می رود به واحد آب ترش که البته با آب ترش جدا شده توسط ظرف V-103 که با پمپ P-127 می آید مخلوط می شود.
تذکر: فشار برج تقطیر اتمسفری با PIC-1026 و PIC-1044 بر روی V-104 کنترل می شود. اگر فشار زیاد شود PV-1044A باز می شود و گاز را به Flare می فرستد و اگر فشار کم شود PV-1044C باز و Fuel gas به ظرف V-104 تزریق می شود.
تذکر: راه دیگر پایین آوردن فشار برج اتمسفری آن است که فن هوایی E-101 بیشتر خنک نماید که این کار با در سرویس قرار دادن بیشتر آن و یا تغییر دادن زاویه پره های آن انجام می شود. با انجام این کار میزان مایع برگشتی به برج زیاد شود و بخارات بالای برج را مایع کرده و فشار برج کم شود اما باید IBP و FBP محصولات را در نظر داشت.اما این کار توصیه می شود چون بهتر از سوزاندن ترکیبات با ارزش هیدروکربنی می باشد.
علت بالا رفتن فشار در برج تقطیر اتمسفری V-102
1- بالا رفتن ترکیبات سبک همراه نفت خام (تغییر در مخزن نفت خام)
2- وجود آب همراه نفت خام ( مشکل در نمک زدا)
3- تزریق ترکیبات سبک چون LPG در خط لوله
ب) Straight Run Gasoline Fractionation Section
خوراک این قسمت SR Gasoline با دمای 380C و فشار 9.03 barg می باشد که از ظرف V-115 تامین می شود. خوراک ابتدا از مبدل E-113 می گذرد تا با مایع تحتانی(HSRG) برج V-112 یعنی Straight Run Gasoline Splitter گرم شود. دمای خوراک به 640C و فشار 8 barg می رسد و سپس وارد مبدل E-114 می شود تا با مایع تحتانی (مخلوط LSRG و HSRG) برج V-110 یعنیStraight Run Gasoline Stabilizer نیز گرم شود در این مرحله خوراک دارای دمای 1110C و فشار 7barg است . خوراک اکنون وارد سینی21 برج
V-110 که دارای 35 سینی است می شود. بخارات بالای برج V-110 در کولر آبی E-115 سرد شده و در ظرف V-111 یعنی SR Gasoline Stabilizer Accumulator جمع آوری می شوند.
مایع V-111که دارای دمای 450C و فشار 5.1 barg می باشد وارد پمپ P-111 می شود و خروجی پمپ دو بخش می شود بخشی به عنوان جریان برگشتی به روی سینی 35 برج V-110 باز می گردد و بخش دیگر تحت عنوان Unstabilized LPG به واحد LPG ارسال می شود.آب ترش ظرف V-111 به ظرف V-104 می رود.
مایع تحتانی برج V-110 که دارای دمای 1690C ، فشار 5.90 barg و در واقع مخلوط LSRG و HSRG می باشد به دو قسمت می شود (در واقع کف برج یک دیواره جداکننده دارد-Baffle ) یک قسمت در ریبویلر E-116 توسط KERO برج تقطیر اتمسفری که با پمپ P-106 می آید به جوش می آید (دما 1790C و فشار 5.86 barg) و به عنوان بخار عریان کننده به زیر سینی یک باز می گردد و قسمت دیگر از مبدل E-114 گذشته و خوراک ورودی را گرم کرده و با دمای 1250C و فشار 1.93 barg به سینی 21 برج V-112 یعنی SR Gasoline Splitter که دارای 37 سینی است وارد می شود.
محصول پایین برج یعنی HSRG دارای دمای 1430C و فشار 2.32 barg می باشد و به دو قسمت تقسیم می شود (در واقع کف برج یک دیواره جداکننده دارد-Baffle ) یک قسمت در ریبویلر E-119 توسط L.D برج تقطیر اتمسفری که با پمپ P-108 می آید به جوش می آید (دما 1510C و فشار 2.25 barg) و به عنوان بخار عریان کننده به زیر سینی یک باز می گردد و قسمت دیگر توسط پمپ P-113 از مبدل E-113 عبور می کند تا خوراک ورودی به واحد را پیش گرم کند که پس از خروج از مبدل E-113 دمای آن 1170C و فشارش 8.36 barg می باشد در ادامه از فن هوایی E-121 و کولر آبی E-121 عبور کرده و با دمای 380C و فشار 2.8 barg به مخازن ذخیره سازی می رود.
بخارات بالای برج V-112که دارای دمای 1000C و فشار 1.8 barg می باشند با فن هوایی E-117 به طور کامل مایع شده و با دمای 900C و فشار 1.4 barg در ظرف V-113 جمع آوری می شوند و سپس وارد پمپ P-112 می شوند و جریان خروجی از پمپ دو قسمت می شود بخشی جریان برگشتی برج را تشکیل می دهد و بخش دیگر وارد کولر آبی E-118 می شود تا سرد شود و پس از خروج از کولر آبی E-118 به منظور حذف ترکیبات گوگردی به آن محلول NaOH با درجه بومه 25 تزریق می شود و سپس از یک شیر اختلاط عبور تا محلول NaOH و LSRG خوب با هم مخلوط شوند و در نهایت با دمای 380C و فشار 2.4 barg وارد ظرف V-114 می شوند..در ظرف V-114 محلول NaOH با ته نشینی جدا
می شود و با پمپ P-114 دوباره به محل تزریق قبل از شیر اختلاط باز می گردد و LSRG به مخازن ذخیره سازی می رود.
ج) Vacuum Distillation Section
باقیمانده تحتانی Crude Reducedبرج تقطیر اتمسفری V-102 با پمپ P-109 با دمای 3400C و فشار 14.88 barg وارد کوره H-151 می شود که البته قبل از ورود با
FIC-1503 to FIC-1510 به 8 پاس تقسیم می شود. دمای خروجی کوره 4300C است که بین سینی 5و 6 برج تقطیر خلاء برج V-151 (Flash Zone) وارد می شود.
TIC-1501 و TIC-1502 دمای خوراک ورودی به برج V-152 را با تنظیم میزان سوخت کوره کنترل می نمایند.
اگر برج تقطیر در خلاء در سرویس نباشد باقیمانده برج تقطیر اتمسفری با FIC-1502 که از LIC-1010 واقع بر برج V-102 با Vacuum Tar Cooling System سرد شده و به مخازن ذخیره می رود.
لازم به ذکر است که بخشی از مایع خروجی از سینی 6 برج V-151 که در ظرف V-153 یعنی Vacuum Recycle Drum ذخیره می شود با پمپ P-156 با خوراک ورودی از P-109 مخلوط
می شود.(یک سیستم چرخش ایجاد شده است.)
بخار MPS که میزانش با FIC-1551 to FIC-1558 کنترل می شود به کویل H-151 تزریق می شود .بخار سوپرهیت تولیدی کوره H-101 به میزان 6500kg/hr به عنوان عریان ساز به زیر سینی 1 برج تقطیر خلاء V-151 وارد می شود.
V-151 دارای 53 سینی می باشد که 5 سینی پایین آن از نوع Bubble Cap و باقی سینی ها از نوع Sieve می باشند. پایین برج دارای دمای 3430C و فشار مطلق 156 mmHg و بالای برج دارای دمای 640C و فشار 40 mmHg می باشد.
یک جریان Quench به منظور حفظ دمای 3430C ناحیه زیر سینی 1 برج تقطیر در خلاء بر روی سینی 1برج وارد می شود تا از تشکیل کک در پایین این برج جلوگیری شود. برای حفظ دمای 3430C در کف برج TIC-1504 قرار دارد که بر روی FIC-1529 واقع بر مسیر Quencحال به بررسی جریان های خروجی برج تقطیر در خلاء می پردازیم:
* ته مانده برج خلاء که به Vacuum Tar موسوم است با دمای 3430C و فشار 0.08 barg با
پمپ P-157 به ترتیب از مبدل های E-192(A,B) و E-158(A,B) می گذرد تا دمایش کاهش یابد و بخشی از Vacuum Tar با دمای 2400C به عنوان خوراک به واحد آسفالت سازی می رود و سپس از مبدل های E-159(C-F) عبور کرده تا دمایش به 1940C کاهش یابد و خروجی در واقع سه قسمت
می شود .قسمت اول جریان Quench کف برج V-151 می شود و قسمت دوم با خروجی
مبدل های E-192(A,B) و E-158(A,B) مخلوط شده و به واحد آسفالت می رود ( برای تنظیم دمای جریان ارسالی به واحد آسفالت با استفاده از TIC-1001) و قسمت سوم از مبدل های E-159(A,B) عبور تا نفت خام قبل از DE-126 را گرم نماید و سپس در کولر آبی E-173 با Tempered Water from Visbreaker Unit دمایش تا 930C کاهش و به مخازن ذخیره Vacuum Residue می رود تا خوراک واحد Visbreaker شود.البته یک مسیر کنارگذر از مبدل E-173 وجود دارد (NNF) تا در مواقع خاص تا Tar به واحد Fuel Oil برود.
* بخار خروجی از منطقه Flash برج V-151 وارد سینی دودکشی 6 می شود که مایع خروجی از سینی 7 را جمع آوری می کند.از سینی 6 مایع به ظرف V-153 یعنی
Vacuum Residue Drum می رود. ساختار سینی 6 به گونه ای است که هیچ مایعی از آن نمی تواند وارد Flash Zone شود این امر به خاطر آن صورت می گیرد تا کیفیت برش آسفالت خروجی بهبود یابد.
* مایع خروجی از سینی 12 (H.Slops) برج تقطیر خلاء V-151 با دمای 3820C و فشار 1.51 barg وارد پمپ P-155 می شود تا فشارش به 21.62 barg افزایش یابد. خروجی پمپ دو بخش می شود. بخشی به عنوان تمیز کننده York Mesh(152mm) توسط FIC-1527 و نازل پاششی بر روی این Mesh فلزی که بین سینی 12 و 13 است می ریزد.هدف اصلی این کار کاهش زمان اقامت قطرات مایع و در نهایت کاهش تشکیل کک بر روی Mesh است.
It also contacts the hot vapor rising through the mesh, inducing reflux and contributing to
the fractionation in this sectionh فرمان می دهد تا میزان جریان تنظیم شود.
بخش دیگر در مبدل E-157 نفت خام را داغ می کند و سپس وارد کولر آبی E-172 می شود تا با Tempered Water from Visbreaker Unit دمایش به 930C کاهش یابد و به سمت مخازن ذخیره Heavy Vacuum Slops برود تا به عنوان Lube Cut یعنی ماده اصلی صنایع روغن سازی مصرف شود البته قبل از مبدل E-172 یک مسیر کنارگذر (NNF) وجود دارد تا در مواقع خاص این برش به واحد آسفالت ارسال شود.
* مایع خروجی از سینی 20 (ISO.Feed) برج تقطیر خلاء V-151 با دمای 2920C و فشار 2.09 barg وارد پمپ P-154 می شود تا فشارش به 16.34 barg افزایش یابد. سپس از
مبدل های E-155(A,B,C) می گذرد و دمای نفت خام بعد از DE-126 و قبل از V-101 را افزایش می دهد و خود به دمای 2310C و فشار 14.5 barg می رسد خروجی مبدل ها دو بخش می شود.
بخش اول از مبدل E-156 می گذرد تا نفت خام ورودی به واحد قبل از DE-126 و خروجی از مبدل های E-107(A,B) را گرم نماید و خود به دمای 1380C می رسد و سپس در فن هوایی E-162 تا دمای 930C سرد شود و سپس خوراک واحد آیزوماکس می شود البته یک مسیر تقسیم این جریان نیز وجود دارد (NNF) که می رود به مخازن ذخیره Waxy Distillate .
بخش دوم در فن هوایی E-161 سرد شده و با دمای 1910C بر روی سینی 23 برج تقطیر خلاء V-151 که دارای فشار مطلق 75mmHg به عنوان جریان برگشتی وارد می شود.
* مایع خروجی از سینی 31 (Heavy Diesel) برج تقطیر خلاء V-151 با دمای 1490C و فشار 3.02 barg وارد پمپ P-154 می شود تا فشارش به 17.56 barg افزایش یابد. سپس از مبدل های
E-154(A,B,C) می گذرد و دمای نفت خام ورودی به واحد قبل از DE-126 که از مبدل E-105 می آید را افزایش دهد و خود به دمای 640C و سپس از فن هوایی E-160 عبور می کند تا دمایش به 600C برسد و سپس از کولر آبی E-165 می گذرد تا دمایش به 430C برسد و دو قسمت می شود. بخش اول به عنوان جریان برگشتی بر روی سینی 35 برج تقطیر در خلاء که دارای فشار مطلق 40mmHg است باز می گردد. TIC-1503 دمای این قسمت از برج را کنترل و به FIC-1525 برای تنظیم میزان جریان برگشتی فرمان می دهد.
بخش دیگر با دمای 430C و فشار 2.5 barg به مخازن ذخیره H.D می رود. البته یک مسیر (NNF) وجود دارد که H.D در مواقع خاص به Fuel Oil Blending ارسال شود.
* بخار خروجی از بالای برج تقطیر خلاء V-151 با دمای 640C و فشار مطلق 40 mmHg وارد سیستم سه مرحله ای اژکتورها می شود که با استفاده از MPS خلاء در برج ایجاد
می نمایند.

Vapor leaving the top of tower enters the three-stage-ejection system which is motivated by 20.3 barg steam. (Middle Pressure Steam)

تذکر : کولرهای آبی استفاده شده در بین مراحل میزان Utility مورد نیاز را کاهش می دهد.
تذکر: سه اژکتور موازی در هر مرحله طراحی شده است ولی دو مرحله از سه مرحله در سرویس می باشند.
تذکر: PIC-1521 فشار بالای برج را با برگرداندن بخشی از خروجی اژکتور مرحله دوم به ورودی اژکتور مرحله اول حفظ می کند .
در واقع MPS با دمای 2600C و فشار 20.3 barg به اژکتور EJ-151 که جریان بالاسری برج با دمای 640C و فشار مطلق 30 mmHg نیز به آن وارد می شود.


خروجی با دما و فشار مطلق نشان داده شده بر روی شکل وارد کولر آبی E-151 دارای Boot
می شود تا مایعات ایجاد شده در اثر اختلاط را از دست بدهد و با دمای 410C و فشار مطلق
76 mmHg وارد اژکتور EJ-152 می شود که البته بازم MPS با مشخصات فوق به آن تزریق
می شود. خروجی با دمای 1290C و فشار مطلق 185 mmHg دو بخش می شود ، بخش اول که فشارش تا 90 mmHg کاهش می یابد با جریان بالای برج تقطیر در خلاء V-151 مخلوط
می شود و دوباره وارد EJ-151 می شود(حفظ فشار برج) و بخش دوم از کولر آبی E-152 دارای Boot عبور می کند تا مایعات همراه خود را از دست بدهد . سپس با دمای 460C و فشار مطلق 176 mmHg وارد اژکتور EJ-153 می شود که البته بازم MPS با مشخصات فوق به آن تزریق می شود.
خروجی از اژکتور EJ-153 با دمای 1780C و فشار مطلق 745 mmHg وارد کولر آبی E-153 دارای Boot می شود تا ضمن از دست دادن مایعات همراه با دمای 43.60C و فشار مطلق 720 mmHg وارد ظرف V-152 یعنی Vacuum Column Overhead Accumulator می شود. آب ترش گرفته شده توسط Boot کولرهای آبی E-151,E-152,E-153 و همین طور آب ترش جدا شده در V-116 نیز وارد ظرف V-152 که داری Boot است می شوند.
در ظرف V-152 سه فاز تشکیل می شود:
1- فاز آب ترش که در کف ظرف Boot آن ایجاد می شود با پمپ P-151 از کولر آبی E-167 عبور و به واحد تصفیه آب ترش ارسال می شود.
2- فاز مایع هیدروکربنی که در واقع L.Slops نامیده می شود با پمپ
P-152 به Gasoline Line Fuel Header می رود.
3- فاز بخار هیدروکربنی یا Flare می شود و یا به عنوان
Non Condensables به عنوان سوخت کوره ها مصرف می شود.
نکته: برای کنترل خوردگی در واحد تقطیر در خلاء بین سینی 26 و سینی 27 برج تقطیر در خلاء آمونیاک تزریق می شود.
نکته: رنگ محصولات به شرح زیر است
LSRG,HSRG,B.N سفید
KERO سفید با رگه های آبی
H.Slops شرابی
L.D سبز آبلیمویی
H.D زرد
ISO.feed نارنجی
آب ترش برج تقطیر خلاء خیلی کف آلود
نکته: به منظور حذف ترکیبات اسیدی موجود در بالای برج های تقطیر آمونیاک و ماده ضد خورندگی (انرژی) به قبل از فن هوایی E-101 در برج تقطیر اتمسفری و بر روی سینی 26 برج تقطیر خلاء تزریق می شود که به منظور حذف رسوبات حاصل از واکنش آمونیاک با ترکیبات اسیدی آب نیز به
فن هوایی E-101 در برج تقطیر اتمسفری تزریق می شود تا این رسوبات درون آنها ته نشین نشوند.
نکته: آمونیاک با تریلر TTR-101 به ظرف V-127 وارد و از آنجا تزریق می شود.
نکته: اگر سوخت کوره گاز باشد شعله های مشاهده شده در Burner ها آبی و اگر Fuel Oil باشد شعله های مشاهده شده در Burner ها نارنجی می باشد.
نکته: شمای کار کوره ، چگونگی گرم کردن هوای وردی ، I.D Fan و F.D Fan برای تمامی کوره های موجود در پالایشگاه یکسان است.
نکته: مکانیزم اصلی انتقال حرارت در کوره ها تشعشع و به منظور بهینه سازی مصرف انرژی از گارهای حاصل از احتراق با مکانیزم جابجایی نیز استفاده می شود.
نکته: Fuel Gas، Non Condensables و یا Fuel Oil به عنوان سوخت کوره های
H-101,H-102,H-151 مصرف می شوند.ظرف V-121 تامین کننده Fuel Gas کوره ها می باشد و V-152 تامین کننده اصلی Non Condensables

[ریپورتر]

روشهاي تحقيق تجربي و محاسباتي در مهندسي شيمي
http://shimi-eng.persiangig.com/image/DownloadIcon_resize.jpg (http://www.filefactory.com/file/ahe5c90/n/iran-eng5_pdf)

[ریپورتر]

شبيه سازي و بررسي تاثير متغيرهاي عملياتي بر عملكرد واحد تبديل كاتاليستي پيوسته پالايشگاه اراك

چکیده
هدف واحد تبديل كاتاليستي ، توليد بنزين با عدد اكتان بالا و تهيه مواد اروماتيك جهت صنايع پتروشيمي است كه اهميت استراتژيك و اقتصادي بالايي در كشور دارد . در ضمن هيدروژن نيز يكي از محصولات فرعي اين واحد است كه در واحدهاي Hydrocracking و Hydrotreatig استفاده مي شود. در اين تحقيق كه در واحد تبديل كاتاليستي پيوسته پالايشگاه اراك انجام گرفته است، در ابتدا اين واحد توسط نرم افزار Hysys-Refinery شبيه سازي شده و بعد از كاليبراسيون توسط ماژول Ref-Sim اعتبار شبيه سازي توسط آزمايشات ميداني (تست ران ) ارزيابي شده است. نتايج اين ارزيابي نشان مي دهد ، كه شبيه ساز Hysys-Refinery و ماژول Ref-Sim توانسته اند اين واحد را با دقت بسيار خوبي شبيه سازي نمايند . سپس آناليز حساسيت اين واحد با تاثير متغيرهاي مستقلي همچون دماي خوراك ورودي به راكتورها، نرخ جريان خوراك، دماي جداكننده تعادلي و جريان برگشتي بر متغيرهاي وابسته اي همچون بهره RON ،((Yieldو خلوص هيدروژن برگشتي مورد مطالعه قرار گرفته و بهينه ترين حالتها برای حداکثر توليد بنزين با بالاترين کيفيت پيشنهاد شده اند.(منبع) (http://www.iran-eng.com/showthread.php?t=103526&#post1021187)

http://www.computer.org/portal/cms_docs_ieeecs/ieeecs/images/top_ten/download_button.gif (http://www.4shared.com/file/122674090/2cfdb114/model.html)

[ریپورتر]

مقاله :گاز از خام تا فرآورده
http://shimi-eng.persiangig.com/image/DownloadIcon_resize.jpg (http://www.nigc-fars.ir/utils/getFile.aspx?Idn=584)

[ریپورتر]

مزايا و معايب Orifice Meter (http://www.shimi-eng.blogfa.com/post-589.aspx)
مقدمه
جهت اندازه گيري جريان سيالات ، دستگاهها و روشهاي متفاوتي وجود دارد كه بطور اختصار مي توان موارد زير را نام برد .
1- وسايل ايجاد كننده اختلاف فشار
2- جريان سنجهاي سرعتي
3- جريان سنجهاي نوع جابجايي
4- جريان سنجهاي جرمي
در حال حاضر در ايستگاههاي تقليل فشار و اندازه گيري شركت ملي گاز از جريان سنجهاي توربيني turbine meter استفاده مي گردد كه از لحاظ طبقه بندي جزءجريان سنجهاي سرعتي محسوب مي شود چرا كه سرعت سيال و انرژي جنبشي آن باعث چرخش Rotor اين نوع جريان سنجها مي شود . اما نوع ديگري از جريان سنجها كه به طور وسيعي در صنايع نفت و پتروشيمي و پالايشگاههاي گاز استفاده مي گردد orifice meter ها مي باشد كه از لحاظ طبقه بندي جزو مورد 1 مي باشند .
استفاده از orifice plate ها شايد به قرنها قبل برگردد ولي به طور علمي اولين بار در سال 1900 ميلادي weymouth كه بر روي جريان سيالات مطالعه مي كرد براي اندازه گيري جريان گاز از صفحة نازك سوراخ دار متحدالمركز و لبه تيزي استفاده نمود ، مدتي بعد با تشكيل انجمن گاز آمريكا (AGA) و متعاقب آن كميته اندازه گيري آن انجمن ، orifice meter ها وارد صنعت آمريكا شدند و بسرعت گسترش يافتند وبعنوان وسيله اي مناسب جهت اندازه گيري جريان سيالات مورداستفاده قرار گرفتند تا اينكه در سال1963 ، Rockwell كنتور توربيني را ابداع نمود ولي چندين سال به طول انجاميد تا توانايي ها و پتانسيل هاي آن به اثبات برسد و در اواخر دهه هفتاد ميلادي بعنوان رقيبي جهت orifice meter ها به شمار مي آمد .
orifice meter ها كلاً از دو قسمت تشكيل شده اند 1- عنصر اوليه (primary Element) كه شامل يك صفحة روزنه دار (orifice plate) فلنج ها وطول مستقيم لوله مي باشد 2- عنصر ثانويه (secondary element) كه معمولاً يك Transmitter يا dp/cell مي باشد .
بايد ديد كه آيا استفاده از orifice meter ها جهت اندازه گيري جريان گاز طبيعي در فرآيند گازرساني و فروش مناسب است يا خير ؟
قبل از جواب دادن به سؤال بالا بهتر است دو نوع وضعيت اندازه گيري را بنام custody transfer و noncustody transfer را تعريف نماييم .
طبق تعريف اقتباس شده از اينترنت و از مقاله مندرج در مجله control Engineering چاپ فوريه 1999 تحت عنوان : “How to deliver liquids and Gases Accurately” ، custody transfer حالتي از انتقال و اندازه گيري سيال است كه در آن دقت بسيار با اهميت باشد و نيز در قبال انتقال ميزان معيني ازسيال پول رد و بدل شود و بنابراين خريدار به دقيق بدون اندازه گيري اطمينان حاصل مي نمايد . در حالت non custody transfer شرايط ذكر شده قبل حاكم نمي باشد و اندازه گيري از دقت كمتري برخوردار است .
نظر به اينكه در سيستم گازرساني و فروش به ازاء فروش گاز وجه دريافت مي شود و نيز با توجه به اينكه دقت اندازه گيري بخصوص براي مشتركين صنعتي عمده ، نظير نيروگاهها و صنايع پتروشيمي از اهميت بسزايي برخوردار است بطوريكه بايك يا دو درصد خطا باعث اختلاف زيادي در مقادير مصرفي بوجود خواهد آمد بنابراين فرآيند اندازه گيري جريان مي بايست از نوع custody transfer باشد و اين روالي است كه در كشورهاي صنعتي بخصوص كشورهاي اروپائي برقرار و حاكم مي باشد يعني اندازه گيري گاز طبيعي جهت مصرف مشتريان به روش custody transfer .
مقايسه بين orifice meter و turbin meter ها
آنچه در ادامه خواهد آمد مقايسه نسبتاً كاملي است بين دو دستگاه مذكور . در اين مقايسه دو دستگاه از زواياي گوناگون با يكديگر مقايسه شده.اند
operation :
orifice meter ها دستگاههاي اندازه گيري غير مستقيم مي باشند چرا كه خود به تنهايي نمي توانند جريان را اندازه گيري نمايند و بايد بوسيله يك ترانسميتر، اختلاف فشار دو طرف orifice plate را گرفته و سيگنال متناسب ارسال شود و نهايتاً توسط يك integrator مقدار جريان نشان داده ميشود ولي Turbin meter ها دستگاههاي اندازه گيري مستقيم مي باشند و ميزان اندازه گيري شده مستقيماً بر روي index كنتور نمايش داده ميشود.
Pressure loss :
orifice meter هايي كه از flange taps استفاده مي كنند نيمي از افت فشار ايجاد شده خود در طول orifice plate را بدست مي آورند ولي با وجود اين افت فشار آنها نسبت به turbine meter بسيار بالا مي باشد .
با توجه به مطلب ذكر شده ، هنگام مقايسه ظرفيتهاي دو دستگاه بايد ميزان فشار قابل بازيافت در orifice meter ها را مد نظر قرار داد .
Construction
در حالي كه Turbine meter ها دستگاههاي نسبتاً پيچيده اي همراه با تعداد قطعات متحرك مي باشد. orifice meter ها هيچ قطعة متحركي ندارند.
ولي از طرف ديگر Turbine meter ها دستگاههاي قرائت مستقيم هستند و نياز به وسيله ديگري جهت نشان دادن ميزان جريان نمي باشند در حاليكه orifice meter ها به تنهايي يك وسيله ناقص مي باشند و تنها عملي

http://www.nigc-fars.ir/images/2.gif http://www.nigc-fars.ir/images/3.gif

جريان سنج روزنه اي جريان سنج توربيني
كه انجام مي دهند ايجاد يك اختلاف فشار مي باشد و براي دسترسي به يك اندازه گيري معني دار بايد از يك Transmitter و Recorder و يا integrator استفاده كرد و اين به پيچيدگي سيستم مي افزايد و بنابراين مشكل است كه بگوئيم كدام نوع اندازه گيري شامل كمترين قطعات متحرك مي باشد .
Installation
براي turbine meter ها طول مستقيم خطر لوله قبل و بعد از meter بر اساس گزارش شماره 7 AGA برابر با 10D طول مستقيم در بالا دست (upstream) و 5D طول مستقيم لوله در پايين دست (down stream) لازم مي باشد . كه اين حالت بهينه مي باشد .
درباره نصب orifice meter ها عمدتاً از گزارش شماره 3 مربوط به AGA استفاده مي گردد ولي مشخص شده كه در صورت استفاده از اين روش حدوداً 0.5% خطاي اندازه گيري وجود خواهد داشت و بنابراين استاندارد (ISO 5167) ISO تمام مقادير ارائه شده توسط AGA را دو برابر نموده است .
با اين توصيف طول مستقيم خط لوله مورد نياز در upstream جهت نصب orifice meter ها بسيار زياد خواهد بود كه بعضاً تا 40D خواهد بود و اين مسئله نيز مشكل بزرگي است در ضمن با افزايش بتا ( نسبت قطر روزنه orifice به قطر لوله) طول مستقيم لولة مورد نياز افزايش مي يابد در صورتي كه براي Turbine meter ها اينچنين نمي باشد .
Accuracy :
Accuracy كه در مبحث كاليبراسيون با عنوان صحت از آن نام برده مي شود عبارت است از ميزان تطابق يك كميت در حال اندازه گيري با ميزان واقعي يا استاندارد يا به عبارت ديگر اختلاف بين مقدار اندازه گيري شده و مقدار واقعي ( مي توان به آن ميزان خطا نيز اطلاق كرد )
حداكثر خطاي مربوط به turbine meter ها بين 0.2 جريان ماگزيمم تا ماگزيمم جريان برابر با 1% به ثبت رسيده است ( در بعضي انواع آن 0.5% ) در حالي كه اين مقدار براي orifice meter ها 2% مي باشد.
بنابراين دقت اندازه گيري در Turbine meter ها بالاتر از orifice meter ها مي باشد .
مبحث ديگر كه در رابطه با Accuracy قابل ذكر است uncertainty (عدم قطعيت ) مي باشد و آن را مي توان درجه اعتماد و اطميناني كه شخص مي داند كه مي تواند براي Accuracy اندازه گيري در نظر بگيرد تعريف نمود. مطلبي كه تاكنون بخوبي در صنعت گاز جهان مشخص شده اين است كه uncertainty اندازه گيري با orifice meter ها بيشتر از0.5% مطابق با (AGA 3) ANSI/API 2350 و مطابق ISO 5167 برابر 0.6% مي باشد كه در صورتي كه از حداقل طول لوله مطابق با گزارش شماره 3 AGA استفاده شود بايد ميزان 0.5% ديگر نيز به آن اضافه كرد .
مطالعه اي كه توسط API انجام شده نشان مي دهد ميزان uncertainty براي orifice meter ها برابر 1.7% مي باشد .
orifice meter ها يك دستگاه اندازه گيري جريان غيرخطي (square Root) مي باشند . turbine meter ها دستگاههاي اندازه گيري خطي هستند.
اطلاعات علمي منتشر شد ه پس از سالها ساخت و آزمايش turbine meter ها نشان مي دهد كه آنها مي توانند با يك accuracy بالا و قابل اثبات در مدت زمان قابل قبولي كار كنند .
Calibration :
orifice meter ها با آب كاليبره مي شوند و اين كاري پرهزينه مي باشد. خود orifice plate ها مي بايست دائماً از جهت هم مركز بودن ، صاف بودن سطح، قطر، تيزي لبه ها و ضخامت آن چك شود . عمليات checking موارد ذكر شده بايد هر ماه انجام شود و در بعضي از مقالات هر سه ماه يكبار عنوان شد ، در حاليكه turbine meter تنها نياز دارند كه هر سه تا شش ماه يكبار روغن كاري شوند و اگر فرآيند صحيح باشد مي توانند تا مدت زيادي در سرويس باقي بمانند ( در سيستم اندازه گيري فعلي بدلايل زيادي از جمله وضعيت نامناسب گاز، عدم كارائي مناسب فيلترها ، بعضاً نوسانات جريان ، عدم رعايت حداكثر ظرفيت كنتور و عدم بهره برداري مناسب از كنتورها ، دستگاههاي مذكور دچار اشكال مي شوند كه اين قضيه مربوط به ماهيت دستگاه نمي باشد و قطعاً با توضيحات قبل و توضيحاتي كه نوشته خواهد شد در شرايط مساوي اين اتفاقات براي orifice meter ها با شرايط حادتر بوجود خواهد آمد ) همچنين در مورد orifice meter ها عنصر ثانويه ( معمولاً ترانسميتر) نيز بايد بطور مرتب كاليبره و چك شود كه در غير اينصورت ممكن است خطاهاي زيادي ايجاد شود و اين امر نيز مستلزم اين است كه شخصي كه مسئول بازرسي و چك كردن عنصر ثانويه مي باشد بطور مداوم دستگاههاي تست و وسايل مورد نياز كاليبراسيون را با خود به محل نصب دستگاه ببرد ،و اگر بخواهد عنصر ثانويه را به آزمايشگاه ببرد مسلماً سيستم اندازه گيري از سرويس خارج خواهد شد .
در مقابل كنتورهاي توربيني مي تواند با هوا و در فشار اتمسفريك تست شوند حتي مي توان عمليات كاليبراسيون رادر فشار بالا و در فشار عملياتي دستگاه انجام داد .
خطاهاي سيستماتيك (Uncertainty) مربوط به Turbine meter حدود 0.2 الي 0.26 مي باشد كه نسبت به orifice meter ها پايين مي باشد .
Rangeability
Rangeability نسبت حداكثر جريان به حداقل جريان مي باشد كه مابين ايندو مقدار دستگاه ، اندازه گيري را بصورت صحيح انجام مي دهد .
Rangeability مربوط به orifice meter ها حدوداً 3.5 : 1 مي باشد كه يك دامنه بسيار محدود عملياتي است و در اين دامنه خطاي دستگاه حدود 0.5% الي 2% تخمين زده ميشود . در صورتي كه از دو يا چند ترانسميتر بصورت موازي با Range هاي متفاوت استفاده شود Rangeability مي تواند در حدود 10:1 افزايش يابد كه اين مقدار نيز رقمي پايين مي باشد .
در صورتي كه در turbine meter ها اندازه گيري جريان بر مبناي انرژي جنبشي گاز مي باشد .
فرمول انرژي جنبشي را بصورت زير نيز مي توان نوشت :

كه نشان مي دهد براي انرژي جنبشي ثابت هرچه جرم حجمي افزايش يابد سرعت كاهش مي يابد . بنابراين با افزايش فشار ميزان گاز كمتري جهت به حركت درآوردن Rotor لازم مي باشد و در اين حالت Rangeability مربوط به Turbine meter ها افزايش مي يابد .
در فشار اتمسفريك Rangeability مربوط به turbine meter ها در حدود 20:1 مي باشد يعني نسبت حداكثر جريان به حداقل جريان 20 برابر مي باشد حال هرچه فشار بالاتر رود دامنه اندازه گيري نيز مطابق فرمول زير افزايش مي يابد .

كه در آن :
RH : دامنه اندازه گيري در فشار بالا ( فشارP) مي باشد
RL : دامنه اندازه گيري در فشار پايين مي باشد ( فشار اتمسفريك)
Sp.gr : چگالي گاز مي باشد .
P : فشار گاز بر حسب بار مطلق (bara) مي باشد .
مثال : دامنه اندازه گيري يك كنتور توربيني در فشار 18 bara در صورتي كه چگالي گاز برابر با 0.64 باشد چقدر خواهد بود ؟

بنابراين ملاحظه مي شود كه Rangeability كنتور مذكور را از 20:1 در فشار اتمسفريك به 68:1 در فشار 18bara رسيد .
همانطور كه ملاحظه شد هرچه فشار عملياتي turbine meter ها افزايش يابد Rangeability نيز افزايش مي يابد كه اين ميزان در فشارهاي بالاتر حتي به مقدار 200:1 نيز افزايش مي يابد كه در مقايسه با orifice meter ها بسيار بالا و قابل توجه است .
با توجه به موارد ذكر شده يكي از معايب بزرگ orifice meter ها دامنه پذيري پايين آن مي باشد بنابراين در نقاطي كه نسبت حداكثر به حداقل جريان بيش از 3.5 باشد اين نوع دستگاهها با خطاي زيادي همراه خواهند بود و اين اتفاقي است كه دقيقاً در C.G.S ها رخ مي دهد و نسبت حداكثر
جريان در زمستان و حداقل آن در تابستان بيش از 3.5 خواهد بود و حتي در يك فصل و دريك روز با توجه به وضعيت مصرف ممكن است نسبت حداكثر به حداقل جريان بيشتر از 3.5 گردد ، كه مشكل بزرگي بر سر راه اندازه گيري دقيق مي باشد .
Repeatability
در مبحث كاليبراسيون Repeatabilityرا معادل Precision يعني دقت در نظر مي گيرند يعني اگر يك دستگاه در محدودة عملياتي خويش تكرار پذير باشد دستگاه دقيقي مي باشد .
بعبارت ديگر با چندين مرتبه تكرار اندازه گيري دستگاه مقدار مشابهي را قرائت نمايد در orifice meter ها تكرار پذيري اندازه گيري به تكرار پذيري عنصر ثانويه (معمولاً ترانسيمتر) و آسيب پذيري و استعداد آن دستگاه نسبت به Hysteresis (خطاي پس ماند) بستگي دارد .هيچ ميزان دقيقي از Repeatability در اندازه گيري با orifice meter ها گزارش نشده است .
در مقابل Turbine meter ها مي توانند تحت جريان ، فشار و دماي كنترل شده بطور علمي كاليبره شوند به نحوي كه Repeatability آنها مي تواند بصورت اثبات شده در حدود 0.1% باشد.
Reliability
وقتي از Reliability صحبت ميشود . دو مبحث را مي بايست مد نظر قرار داد .
1- Mechanical Reliability
2- Reliability of Measurment
در نگاه اول يك orifice meter از بعد مكانيكال بسيار قابل اعتماد مي باشد ولي چونكه orifice meter بايد با عنصر ثانويه خود در نظر گرفته شود و ديگر نمي توان گفت كه اين سيستم اندازه گيري اعتماد پذيري بالائي دارد.
اتفاقات زيادي مي تواند رخ دهد كه باعث خطا در orifice meter ها گردد كه تنها يك بازرس با تجربه با پشتكار وبا انجام كاليبراسيون هاي مرتب مي تواند آنها را در حد قابل قبول نگه دارد .
آزمايشات زيادي بر روي انحرافات ناچيز نسبت به يك اندازه گيري كامل نشان داده است كه اين انحرافات ناچيز باعث افزايش قابل توجه در خطاي اندازه گيري مي شوند .
در ذيل هفت خطاي عمده كه ممكن است در orifice meter ها بوجود بيايد ذكر شده است .
1- اگر orifice plate با لبة شيب دار در جهت عكس نصب شود خطاي ايجاد شده 14% - مي باشد .
2- اگر آشغال و يا كثافات در upstream صفحة روزنه دار جمع شود خطاي ايجاد شده حدود 6.2%- خواهد بود
3- اگر آشغال و كثافت در Down stream صفحة روزنه دار جمع شود خطاي ايجاد شده حدود 2.3%- مي باشد
4- اگر آشغال و كثافات در هر دو سمت صفحة روزنه دار جمع شود در اين حالت اختلاف فشار بيشتري در دو طرف صفحه ايجاد شده و خطائي معادل 3%+ ايجاد خواهد نمود .
5- اگر كثافات روي خود orifice plate در قسمت up stream تشكيل شود باعث ميشود كه Vena Contracta ( ناحيه اي بعد از orifice plate كه جريان حداقل فشار را دارد ) به سمت Down stream جابجا شود و در اين حالت اختلاف فشار كمتري توليد خواهد شد وباعث ايجاد خطائي معادل 23.1%- مي نمايد .
6- رسوب هاي حلقه مانند(عمدتاً در اثر وجود روغن ، گريس و … در گاز) روي سطح upstream صفحة روزنه دار باعث كاهش اختلاف فشار به ميزان زياد شده و خطائي معادل 27.7% - ايجاد مي كند .
7- اگر لبه هاي orifice plate دچار لبه پريدگي و يا گردشده در اين حالت نيز Vena contracta به سمت Down stream جابجا شده و خطائي معادل 11.25%- ايجاد مي نمايد .

http://www.nigc-fars.ir/images/1.gif

خطاهاي ذكر شده يا خطاهائي كه در مجلة pipeline & Gas Industry چاپ نوامبر 2001 و همان مجله چاپ دسامبر 99 ذكر شده تقريباً همخواني دارد .
لازم به ذكر است كه ممكن است دو يا چند مورد از اين خطاها با هم اتفاق بيفتند كه مسلماً ميزان error را بالا خواهند برد .
توجه به اين نكته بسيار با اهميت مي باشد كه حدود 90% از خطاها منفي مي باشند يعني خطاهائي مي باشند كه دستگاه كمتر قرائت مي نمايد وبنابراين با توجه به ميزان بالاي خطاها و نيزميزان گاز عبوري فروشنده بسيار متضرر خواهد شد .
در مورد Turbine meter ها درست است كه داراي تعدادي قطعه متحرك مي باشد ولي با كمي تأمل مشخص مي شود كه خود يك فايده نيز به حساب مي آيد چرا كه در اين حالت عيوب مكانيكي به سادگي و به راحتي قابل تشخيص مي باشد ، مثلاً اگر index حركت نكند تكنسين و اپراتور دستگاه به راحتي متوجه مشكل مي گردد و در ضمن خطاهاي احتمالي نيز به مراتب كمتر از آنچه درorifice meter ها اتفاق مي افتد مي باشد .
Maintenance
orifice meter ها نياز به بازرسي و چك كردنهاي مداوم بخصوص براي عنصر ثانويه خود دارند و براي اين كار نيز نياز به دستگاههاي مناسب و تكنسينهاي آموزش ديده مي باشد . همچنين در صورت وجود Recorder آنها نيز بايد مرتب تست و كاليبره شوند و در شرايط خوب orifice meter ها بايد هر سه ماه يكبار چك شوند . در صورتي كه در مورد turbine meter ها در صورت بهره برداري مناسب تنها به روغن كاري احتياج خواهند داشت .
Price
با توجه به اينكه براي orifice meter ها طول مستقيم لوله زيادي نياز مي باشد و همچنين به عنصرثانويه و Integrator نيز نياز دارد از لحاظ قيمت قابل قياس با turbine meter ها مي باشند . همچنين همانطور كه ذكر شد با توجه به اينكه خطاهاي orifice meter ها عمدتاً منفي مي باشد خود هزينه هاي بسيار گزافي توليد خواهد كرد ضمن اينكه در صورت استفاده از Recorder نياز به تعويض مداوم chart نيز مي باشد .
قابل ذكر است كه در اروپا و در بسياري از كشورهاي ديگر جهان و عمدتاً در كشورهاي عضو اتحادية اقتصادي اروپا (EEC) سيستم orifice metering بعنوان يك سيستم اندازه گيري براي حالت Transfer Custody مقبوليتي مانند turbine meter ها ندارد. ( نقل از B.J.Keperman, peco Instromet Inc )
جمع بندي :
بعنوان نتيجه گيري و جمع بندي مي توان در مورد كاربرد orifice meter ها بعنوان يك وسيله اندازه گيري در حالت custody transfer موارد زير را عنوان نمود .
1- افت فشار در orifice meter ها زياد مي باشد
2- Accuracy و uncertainty مربوط به orifice meter ها نسبت به turbine meter ها ضعيف تر مي باشد .
3- Rangeability دستگاه هاي مذكور بسيار كم مي باشد و اين محدوديتي قابل توجه در بعد اندازه گيري گاز در سيستم گازرساني و فروش مي باشد .
4- خطاهاي قابل پيش بيني و محتمل در orifice meter ها نسبتاً زياد و ميزان آنها نيز بالا مي باشد و با توجه به اينكه اكثر خطاهائي كه در اين مقاله به آن اشاره شد منفي مي باشد از بعد اقتصادي ضرر بسيار زيادي را براي شركت ملي گاز ايران در بر خواهد داشت كه توجه به اين نكته حائز اهميت زيادي مي باشد .
5- طول مستقيم مورد نيازدر orifice metering نسبت به turbine meter ها بيشتر مي باشد اين مسئله نيزعلاوه بر هزينه هاي ساخت در صورت عدم رعايت باعث خطا مي گردد .
6- orifice meter ها ( شامل orifice plate و ترانسميتر و يا ريكوردر مربوطه ) مي بايست بطور مرتب توسط افراد متخصص و بطور دقيق از زواياي مختلف چك شوند كه در اين صورت جهت نصب orifice plate مي بايست از orifice fitting senior استفاده نمود كه بتوان بدون قطع جريان orifice plate را جابجا و بازرسي نمود كه اين مورد نيز باعث بالا رفتن هزينه دستگاه مي گردد .

مراجع و منابع
1- Jame N . witte , “ proper orifice meter test must include plate , tube inspection “ , pipe line & Gas industry, december 1999 Vol. 82 No . 12 .
2- Edgar B.Bowles, jr, “New development in turbine flow meters “ pipeline & Gas industry November – December 2001
3- JEFFREY L. MEREDLTH “ periodic inspection , cleaning key to orifice meter operation “ Pipe line & Gas industry november- December 2001 .
4- “ Measurment of fliud flow by means of orifice plate , nozzels and venturi tubes inserted in circular cross section conduits running full “ Iso international standard 5167
5- “ station Design “ , instromet co . Inc , Belgium
6- American Gas Association Report No . 3, orifice metering of natural Gas and other related hydrocarbon fluids” , 1978
7- william G.Andrew, Applied instrumentation in the process industry , vol . 2 .
8- Lobit Datta – Barua “ New perspective on measurment “ pipe line & Gas journal, july 1997
دستورالعملهاي كاري كنتورهاي RMG , Instromet, Elster 9-

[ریپورتر]

مقالات معرفی نانوتکنولوژی و بیوتکنولوژی و کاربرد آن در مهندسی شیمی (http://www.shimi-eng.blogfa.com/post-602.aspx)
نانوتکنولوژي چيست؟ (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/fanavari%20nano.doc)
نانوتكنولوژي چيست؟2 (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/fanavari%20nano%202.doc)
تفاوت بیو و نانو تکنولوژی (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/taghtir%20va%20borje%20taghtir.doc)
تاريخچه فناوري نانو (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/tarikhche%20nano.doc)

دنياي نانو (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/donyaye%20nano.doc)
کاربردها و چالش های زيستی نانولوله های کربنی (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/nano_applications_and_problem.pdf)
كاربردهاي نانو تكنولوژي (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/karbord%20nano.doc)
كاربردهاي نانوتكنولوژي2 (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/karbord%20nano2.doc)

نانوتكنولوژي و بيوتكنولوژي (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/nano%20&%20bio%20thecnology.doc)
کاربردها و چالش های زیستی نانولوله های کربنی (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/nano_applications_and_problem.pdf)
بررسی اشتراک اختراعات فناوری نانو در میان کشور های مختلف (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/nano_eshterakat.pdf)

فناوری نانو و برخی کاربردهای آن در صنعت آب (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/Nano_water_application.pdf)
کاربرد نانو کاتالیست ها در تصفیه هیدروژنی فرایندهای پالایش نفت (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/nano_naft.pdf)

مروری بر روش های تهیه نانو پودر های سرامیکی (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/powder_synthesis_original.pdf)
بیو تکنولوژی در پتروشیمی (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/biotecknologi%20in%20petroshimi.doc)
نانو کاتالیست ه (http://araku.ac.ir/%7Ed_chemical_enginnring/_notes/nanocatalist.pdf)ا

[ریپورتر]

پروژه طرح و اقتصاد - نیتریک اسید
http://shimi-eng.persiangig.com/image/download.gif (http://shimi-eng.persiangig.com/document/Nitric%20Acid.rar)

[ریپورتر]

شبیه سازی و بهینه سازی برج جذب واحدتولید اسید نیتریک پتروشیمی شیراز

http://shimi-eng.persiangig.com/image/download.gif (http://www.4shared.com/file/142449302/2f1adfa9/Jazb_shiraz.html)

[ریپورتر]

خواص‌ پلي‌الفينها:پلي‌پروپيلن‌ و پلي‌اتيلن‌ (http://www.shimi-eng.blogfa.com/post-638.aspx)
مهندس‌ زهرا احمدي‌

پلي‌الفينها پليمرهاي‌ هيدروكربني‌ مي‌باشند كه‌ در ساختار خود فقط داراي‌
هيدروژن‌ و كربن‌ هستند. اين‌ پليمرها داراي‌ وزن‌ مولكولي‌ پائين‌، انعطاف‌پذيري‌
و ازنظر شيميايي‌ مواد مقاوم‌ مي‌باشند. مهمترين‌ پليمرهاي‌ اين‌ گروه‌ پلي‌اتيلن‌ و
پلي‌پروپيلن‌ مي‌باشند.
الياف‌ پلي‌اتيلن‌
ساده‌ترين‌ پليمر از نظر واحد تكرار (-٢CH-٢CH-) پلي‌اتيلن‌ مي‌باشد. با اين‌
وجود به‌ دليل‌ وجود كربنهاي‌ ٤ ظرفيتي‌ مي‌تواند داراي‌ ساختار خطي‌ يا
شاخه‌دار باشد كه‌ براساس‌ نوع‌ ساختار انواع‌ مختلف‌ پلي‌اتيلن‌ وجود دارد.
١- پلي‌اتيلن‌ با ساختار خطي‌ و شاخه‌هاي‌ جانبي‌ كم‌ HDPE (پلي‌اتيلن‌ با
دانسيته‌ بالا)
٢- پلي‌اتيلن‌ با ساختار خطي‌ و زنجيرهاي‌ كوتاه‌ LLDPE (پلي‌اتيلن‌ خطي‌ با
دانسيته‌ كم‌)
٣- پلي‌اتيلن‌ با ساختار شاخه‌دار LDPE (پلي‌اتيلن‌ با دانسيته‌ پائين‌)
براساس‌ وزن‌ مولكولي‌ HDPE مي‌تواند سه‌ نوع‌ متفاوت‌ باشد. ١) HDPE
معمولي‌ وزن‌ مولكولي‌ در حدود ١٠٥*٢٥/١ ٢) HDPE با وزن‌ مولكولي‌ بالا
در حدود ١٠٥*٥-١٠٥*٢ و ٣) پلي‌اتيلن‌ با وزن‌ مولكولي‌ بسيار بالا در حدود
١٠٦*٣.

ساختار پلي‌اتيلن‌
پلي‌اتيلن‌ ساده‌ترين‌ پليمر خطي‌ است‌ كه‌ شامل‌ زنجير اتمهاي‌ كربن‌ است‌ كه‌ با
اتمهاي‌ هيدروژن‌ پيوند داده‌اند. زنجير انعطاف‌پذير بوده‌ و هر شكل‌ فضايي‌ را
مي‌تواند داشته‌ باشد. دماي‌ شيشه‌اي‌ پليمر (c ٨٠- تا c ٩٠-) است‌ و زنجير
پليمر به‌ فرم‌ زيگزاگ‌ مسطح‌ قرار دارد. فاصله‌ بين‌ كربنهاي‌ مجاور در زنجير
A ٥٤/١ و زاويه‌ پيوندي‌ C-C-C، ٥/١٠٩ مي‌باشد.
الياف‌ مي‌توانند درجه‌ تبلور ٥٠ تا ٩٠% داشته‌ باشند و نقطه‌ ذوب‌ در محدوده‌
c ١٤٥-c ١٣٧. دانسيته‌ ليف‌ بلوري‌ cc/gm١ و دانسيته‌ ناحيه‌ آمورف‌
cc/gm٨٥٥/٠ است‌. و دانسيته‌ الياف‌ در حدود cc/gm٩٧/٠-٩٣/٠.

تاثير اسيد و قليا
تمام‌ الياف‌ پلي‌اتيلن‌ مقاومت‌ خوبي‌ درمقابل‌ اسيدها و قلياها در دماي‌ محيط دارا
هستند. الياف‌ در اسيدنيتريك‌ و اسيد سولفوريك‌ غليظ و داغ‌ تخريب‌ مي‌شوند.

تاثير حلالها و سفيدكننده‌ها
الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ در مقابل‌ حلالها و سفيدكننده‌ها در دماي‌ زير c ٦٥ مقاوم‌
هستند. با اين‌ وجود الياف‌ در هيدروكربنها و تركيبات‌ آروماتيك‌ كلرينه‌ شده‌ در
درجه‌ حرارت‌ محيط متورم‌ مي‌شوند. اگر حرارت‌ داده‌ شده‌ در حدود c ٨٠
افزايش‌ يابد الياف‌ حل‌ مي‌شوند. و در زايلن‌ و تترالين‌ نيز الياف‌ پلي‌اتيلن‌ حل‌
مي‌شوند و الياف‌ HDPE مقاومت‌ بيشتري‌ را نسبت‌ به‌ الياف‌ LDPE از خود
نشان‌ مي‌دهند.

تاثير باكتري‌ و قارچ‌
الياف‌ در برابر قارچها و بيد مقاوم‌ مي‌باشند.

تاثير نور خورشيد
الياف‌ مقاومت‌ خوبي‌ در برابر نور خورشيد دارند اما با طولاني‌ شدن‌ مدت‌
نوردهي‌ استحكام‌ خود را ازدست‌ مي‌دهند.

رنگرزي‌
الياف‌ پلي‌اتيلن‌ به‌ روشهاي‌ معمول‌ رنگرزي‌ نمي‌شوند و بوسيله‌ پيگمنتهاي‌
رنگي‌ در فرايند توليد رنگرزي‌ مي‌شوند.

الياف‌ پلي‌اتيلن‌ با كارآيي‌ بالا (HPPE)
اگر زنجير مولكولي‌ كاملا كشيده‌ شود باري‌ كه‌ توسط سطح‌ مقطع‌ ليف‌ تحمل‌
مي‌گردد افزايش‌ مي‌يابد. چون‌ زنجير مولكولي‌ داراي‌ كوچكترين‌ مقطع‌ عرضي‌
با تعداد بيشتري‌ زنجير قرار گرفته‌ در اين‌ واحد عرضي‌ خواهد شد. در اين‌ حالت‌
استحكام‌ و مدول‌ الياف‌ بسيار افزايش‌ مي‌يابد. براي‌ دستيابي‌ به‌ اين‌ هدف‌
ريسندگي‌ مذاب‌ مفيد واقع‌ نمي‌گردد و ريسندگي‌ محلول‌ مناسب‌تر است‌ زيرا
پيچيدگيهاي‌ زنجير مولكولي‌ در حضور حلال‌ مي‌تواند كاهش‌ يابد. اين‌ فرايند
تحت‌ عنوان‌ ژل‌ريسي‌ ناميده‌ مي‌شود.
الياف‌ ريسيده‌ شده‌ در اين‌ روش‌ تنشي‌ بيش‌ از GPa٣ و مدول‌ GPa٢٠٠ دارا
هستند. اليافي‌ كه‌ به‌ اين‌ روش‌ توليد مي‌شوند داراي‌ خواص‌ زير هستند: تنش‌
مخصوص‌ بالا، مدول‌ الاستيسيته‌ بالا، دانسيته‌ مخصوص‌ پائين‌، جمع‌شدگي‌
كم‌، ثبات‌ بسيار خوب‌ در مقابل‌ مواد شيميائي‌، مقاومت‌ خوب‌ در مقابل‌ شرايط
جوي‌، جذب‌ انرژي‌ بالا، شفاف‌ در مقابل‌ اشعه‌ x، هدايت‌ الكتريكي‌ كم‌،
نفوذپذيري‌ كم‌ درمقابل‌ گازها ضد آب‌ و اسيدهاي‌ مايع‌.
به‌ دليل‌ خواص‌ فوق‌ الياف‌ به‌ عنوان‌ تقويت‌ كننده‌ كامپوزيتها، سپر و محافظهاي‌
لاستيك‌، پارچه‌هاي‌ با مدول‌ بالا، طناب‌، كابل‌، لباسهاي‌ محافظ و بادباني‌ و در
موشك‌ كاربرد دارند.

پلي‌پروپيلن‌
پلي‌پروپيلن‌ با استفاده‌ از پليمريزاسيون‌ پروپيلن‌ (٣CH-CH=٢CH) با استفاده‌
از يك‌ كاتاليزور بوجود مي‌آيد.
الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ داراي‌ زنجيرهاي‌ عرضي‌ هستند كه‌ به‌ طور بي‌قاعده‌ قرار
دارند. گروه‌ متيل‌ كه‌ به‌ صورت‌ بي‌قاعده‌ در قسمتهاي‌ بالا و پائين‌ زنجيرهاي‌
طولي‌ الياف‌ قرار دارد، باعث‌ مي‌شود كه‌ در بعضي‌ از قسمتها پرحجم‌تر شود، و
هيچگونه‌ نزديكي‌ بين‌ مولكولهاي‌ مجاور ايجاد نگردد و درنتيجه‌ يك‌ نوع‌
پلاستيك‌ منجمد روغني‌ به‌ صورت‌ مايع‌ به‌ وجود مي‌آيد. وجود كاتاليزوري‌
نظير تيتانيوم‌ تري‌كلرايد (Ticls) باعث‌ مي‌شود كه‌ تمام‌ گروه‌هاي‌ متيل‌ در يك‌
طرف‌ زنجير پليمري‌ (فرم‌ ايزوتاكتيك‌) قرار گيرد. در نوع‌ اتاكتيك‌ كه‌ گروههاي‌
متيل‌ در طرفين‌ زنجير پليمري‌ قرار مي‌گيرند، ليف‌ پليمري‌ حاصل‌ نمي‌گردد.
اتمهاي‌ هيدروژن‌ نوع‌ سوم‌ در زنجير پلي‌پروپيلن‌ مستعد واكنش‌ به‌ وسيله‌
اكسيژن‌ و تابش‌ UV مي‌باشند. بنابراين‌ ضداكسنده‌ و پايداركننده‌ نوري‌ در طي‌
پليمريزاسيون‌ و يا بعد از پليمريزاسيون‌ براي‌ پايداركردن‌ پليمر اضافه‌ مي‌گردند.
١- خصوصيات‌ شيميائي‌
به‌ طور كلي‌ پلي‌پروپيلن‌ داراي‌ مقاومت‌ شيميائي‌ خوبي‌ مي‌باشد. در درجه‌
حرارت‌ اتاق‌ دربرابر اسيدها و بازها مقاوم‌ بوده‌ و فقط مواد اكسيدكننده‌ قوي‌ مثل‌
پراكسيدها و اسيد نيتريك‌ دودكننده‌ هالوژنها و كلروسولفونيك‌ اسيد مي‌توانند
خصوصيات‌ آن‌ را مورد حمله‌ قرار دهند.
با افزايش‌ درجه‌ حرارت‌ پلي‌پروپيلن‌ در بعضي‌ حلالهاي‌ آلي‌ حل‌ مي‌گردد. به‌
دليل‌ تمايل‌ شيميائي‌ پلي‌پروپيلن‌ به‌ هيدروكربنهاي‌ آليفاتيك‌ روغنهاي‌ معدني‌
براي‌ تكميل‌ نهايي‌ آن‌ استفاده‌ نمي‌شود درصورتي‌ كه‌ براي‌ الياف‌ مصنوعي‌ و
طبيعي‌ ديگر قابل‌ استفاده‌ هستند.
حلالهاي‌ الكلي‌ به‌ طور معمول‌ روي‌ PP بدون‌ تاثير هستند همچنين‌ سيليكونها
و گريسها. بنابراين‌ ازنظر مقاومت‌ شيميائي‌ الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ به‌ الياف‌ سنتزي‌
ديگر ازجمله‌ نايلون‌ و پلي‌استر ترجيح‌ داده‌ مي‌شود.

مقاومت‌ دربرابر حشرات‌ و ميكروارگانيسمها
بيدها و باكتريها هيچگونه‌ اثري‌ روي‌ الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ ندارند.

جذب‌ رطوبت‌
به‌ دليل‌ آنكه‌ پلي‌پروپيلن‌ يك‌ هيدروكربن‌ چرب‌ مي‌باشد جاذب‌ آب‌ نيست‌.
رطوبت‌ نسبي‌ بازيافتي‌ الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ در مقايسه‌ با الياف‌ مصنوعي‌ و طبيعي‌
ديگر بسيار كم‌ است‌. به‌ دليل‌ متحرك‌ نبودن‌ رطوبت‌ خواص‌ فيزيكي‌ الياف‌
پلي‌پروپيلن‌ خشك‌ و مرطوب‌ يكسان‌ است‌. (البته‌ فقط براي‌ پلي‌پروپيلن‌
تغييرشكل‌ نيافته‌). الياف‌ قابل‌ رنگرزي‌ با رنگهاي‌ اسيدي‌ D Meraklon هنگام‌
غوطه‌وري‌ در آب‌ يا محيط مرطوب‌ مقداري‌ رطوبت‌ جذب‌ مي‌كند. حدود ١ تا ٣
درصد جذب‌ در رطوبت‌ نسبي‌ ٥٠ تا ٨٠ درصد. عمليات‌ تكميلي‌ باقيمانده‌
ريسندگي‌ نيز در مقدار جذب‌ موثر است‌.

دانسيته‌ مخصوص‌
دانسيته‌ مخصوص‌ الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ باتغييردرجه‌ بلورينگي‌، نسبت‌ كشش‌،
درجه‌ حرارت‌ كشش‌ و درجه‌ آنيلينگ‌ و حضور افزودنيها تغيير مي‌كند كه‌
محدوده‌ تغييرات‌ از ٦٥/٠ تا ٩٢/٠ است‌ ولي‌ حتي‌ با درنظر گرفتن‌ بيشترين‌
دانسيته‌ پلي‌پروپيلن‌ سبك‌ترين‌ الياف‌ نساجي‌ تجارتي‌ است‌.
با دانسيته‌ مخصوص‌ الياف‌، وزن‌ كالاي‌ تكميل‌ شده‌ را از نظر راحتي‌، زيردست‌
استحكام‌ مي‌توان‌ سنجيد. بنابراين‌ الياف‌ با دانسيته‌ پائين‌ قيمت‌ محصول‌ نهايي‌
بر پوند ماده‌ را پائين‌ مي‌آورد و سبب‌ زياد بودن‌ سطح‌ و حجم‌ الياف‌ مي‌شود.
ازنظر كلفتي‌ فيلامنت‌، براي‌ مثال‌ يك‌ پلي‌پروپيلن‌ ١٥ دنير با نايلون‌ ١٩ دنير،
اكريليك‌ ١٩ دنير، پلي‌استر ٣٢ دنير و الياف‌ ويسكوز ٢٥ دنير برابر است‌.
براساس‌ حجم‌، حجم‌ الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ ٢٦ درصد بيش‌ از نايلون‌ و اكريليك‌،
٥٤ درصد بيش‌ از پلي‌استر و ٦٥ درصد بيش‌ از ويسكوز ريون‌ است‌.

لكه‌گذاري‌ و آلوده‌شدن‌
پلي‌پروپيلن‌ تمايل‌ بسيار كمي‌ براي‌ لكه‌گذاري‌ و آلوده‌شدن‌ نشان‌ مي‌دهد كه‌ به‌
دليل‌ تمايل‌ كم‌ در جمع‌شدگي‌ بار الكترواستاتيكي‌ و عدم‌ واكنش‌ شيميايي‌ در
موارد استفاده‌ معمول‌ است‌.
در مقايسه‌ با نايلون‌ و الياف‌ سنتزي‌ ديگر پلي‌پروپيلن‌ گاهي‌ اوقات‌ آسانتر به‌
وسيله‌ روغنها آلوده‌ مي‌شوند.

خواص‌ الكتريكي‌
در جدول‌ ٥ خلاصه‌ خواص‌ الكتريكي‌ الياف‌ نايلون‌ و پلي‌پروپيلن‌ ذكر شده‌
است‌ اين‌ اطلاعات‌ نشان‌ مي‌دهد كه‌ پلي‌پروپيلن‌ در ويژگيهاي‌ الكتريكي‌ قابل‌
مقايسه‌ با مواد ديگر است‌ و عايق‌ خوبي‌ حتي‌ در فركانسهاي‌ راديويي‌ مي‌تواند
باشد.
ثابت‌ دي‌الكتريك‌ پلي‌پروپيلن‌ از ٥٠ دور در ثانيه‌ تا ١٠٧*٥ دور در ثانيه‌ بدون‌
تغيير باقي‌ مي‌ماند (براي‌ يك‌ فرمول‌ پلي‌پروپيلن‌ داده‌ شده‌). به‌ دليل‌ جذب‌ پائين‌
رطوبت‌ در پلي‌پروپيلن‌ خواص‌ الكتريكي‌ در آن‌ با تغييررطوبت‌ نسبي‌ تغيير
چنداني‌ ندارد.

شكل‌ ظاهري‌ الياف‌ انفرادي‌
خواص‌ متعدد الياف‌ تابع‌ شكل‌ ظاهري‌-طول‌- دنير برش‌ عرضي‌ ليف‌ و شكل‌
فروموج‌ الياف‌ انفرادي‌ است‌. به‌ طور مثال‌ عايق‌ حرارتي‌ و انعطاف‌پذيري‌ به‌
شكل‌ موج‌ بستگي‌ دارد. اصطكاك‌ ليف‌ به‌ طول‌ ليف‌، شكل‌ موج‌ و برش‌ عرضي‌
بستگي‌ دارد.




خواص‌ فيزيكي‌ -مكانيكي‌ الياف‌ منفرد- رفتار تنش‌-كرنش‌
الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ با محدوده‌ بزرگ‌ خواص‌ ويسكوالاستيك‌، وابستگيهاي‌
پارامترهاي‌ مولكولي‌، درجه‌ پايدارسازي‌، طبيعت‌ افزودنيها، شرايط فرايند،
عمليات‌ بعدي‌ و غيره‌ آماده‌ شود. اطلاعات‌ مهم‌ روي‌ رفتار تنش‌-كرنش‌ يا
خواص‌ ويسكوالاستيك‌ هر ليف‌ سنتزي‌ به‌ طور معمول‌ شامل‌ تنش‌ پارگي‌
(Tenacity) ازدياد طول‌ پارگي‌ مدول‌ الاستيسيته‌، ازدياد طول‌ تسليم‌ و كار تا حد
پارگي‌ (toughness).
استحكام‌كششي‌ مهندسي‌ پلي‌پروپيلن‌ (٢in/b١) براي‌ مقياس‌ نساجي‌ با واحد
زير بيان‌ مي‌گردد:
*١٢٨٠٠=(٢in/b)١strenght Tensile .(den/g) tenacity*specific)
gravity٩١/٠
الياف‌ تجارتي‌ پلي‌پروپيلن‌ با مشخصات‌ زير دردسترس‌ هستند: den/g٤-٢ براي‌
فرش‌ و موكت‌، den/g٦-٣ براي‌ نساجي‌ و den/g٩-٦ براي‌ مصارف‌ صنعتي‌.
استحكام‌ و ازدياد طول‌ الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ خواص‌ قابل‌ تغيير داخلي‌ هستند.
مي‌توان‌ اليافي‌ با استحكام‌ و ازدياد طول‌ متفاوت‌ توليد نمود درحالي‌ كه‌
(استحكام‌*ازدياد طول‌) محصول‌ ثابت‌ بماند. الياف‌ تجارتي‌ پلي‌پروپيلن‌ با
ازدياد طول‌ تا حد پارگي‌ ٢٠-١٥ درصد براي‌ محصولات‌ صنعتي‌ ٢٠ تا ٣٠
درصد براي‌ كاربردهاي‌ نساجي‌ ٣٠ تا ١٠٠ درصد براي‌ BCF دردسترس‌ هستند.
چغرمگي‌ (سختي‌) يك‌ ليف‌ اندازه‌ قدرت‌ ماده‌ براي‌ جذب‌ انرژي‌ است‌. اين‌
انرژي‌ جذب‌ شده‌ از سطح‌ زير منحني‌ تنش‌-كرنش‌ حاصل‌ مي‌شود. الياف‌
پلي‌پروپيلن‌ از الياف‌ پنبه‌، نايلون‌ و پلي‌استر چغرمه‌تر هستند.
انرژي‌ جذب‌ اين‌ الياف‌ سخت‌ در حدود cm-den/cm-g٧/٠-٥/٠ است‌.
چغرمگي‌ پلي‌پروپيلن‌ با آنيلينگ‌ (عمليات‌ حرارتي‌) و كاربرد پليمر با جرم‌
مولكولي‌ بالاتر بيشتر مي‌شود.
به‌ منظور بررسي‌ ويژگي‌ كششي‌ يك‌ ماده‌ ارتباط تنش‌-كرنش‌ بايد در سرعتهاي‌
باردهي‌ بالا و استاتيكي‌ اندازه‌گيري‌ شود.
در نسبتهاي‌ كشش‌ آزمايش‌ شده‌ (جدول‌ ٦) پلي‌پروپيلن‌ مقادير جذب‌ انرژي‌
خوبي‌ را نشان‌ مي‌دهد حتي‌ بيش‌ از نايلون‌ با tenacity-regular است‌. تنش‌
پارگي‌ پلي‌پروپيلن‌ قابل‌ مقايسه‌ (نزديك‌ به‌) نايلون‌ است‌.
نسبت‌ تغيير در تنش‌ به‌ تغيير در كرنش‌ در محدوده‌ الاستيك‌ يك‌ ماده‌ به‌ عنوان‌
مدول‌ يانگ‌ تعريف‌ مي‌شود. مدول‌ الياف‌ به‌ عنوان‌ ازدياد طول‌ در يك‌ نسبت‌
مساوي‌ با شيب‌ ابتدائي‌ منحني‌ تنش‌-كرنش‌ است‌ و با واحد den/g بيان‌
مي‌شود. مدول‌ الاستيسته‌ پلي‌پروپيلن‌ از den/g١٢٠ براي‌ مونوفيلامنتهاي‌
آنيلينگ‌ شده‌ و den/g٢٥ براي‌ نخهاي‌ BCF و الياف‌ فرش‌ موجودند. براي‌
پارچه‌هاي‌ نساجي‌ مقدار متوسط den/g٦٠-٥٠ معمول‌ است‌.
مقاومت‌ ضربه‌اي‌ براي‌ مصارف‌ صنعتي‌ متعدد الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ مثل‌ طنابهاي‌
كشتي‌ و پارچه‌ها براي‌ armor personal antiballistic مهم‌ است‌. برخلاف‌
استحكام‌ كششي‌ معمولي‌، استحكام‌ ضربه‌اي‌ به‌ دنير ليف‌ وابسته‌ است‌ و تقريبا
مستقل‌ از درجه‌ حرارت‌ مي‌باشد.
الياف‌ در مصرف‌ تحت‌ بار تا حد پارگي‌ قرار نمي‌گيرند بلكه‌ تحت‌ تنشهاي‌
دوره‌اي‌ كه‌ كوچكتر از مقادير بار پارگي‌ است‌، هستند. درنتيجه‌ خواص‌ مهم‌
الياف‌ به‌ جاي‌ نمودارهاي‌ تنش‌-كرنش‌ از ويژگيهاي‌ قابل‌ بازگشت‌ ازدياد طول‌
برحسب‌ تنشهاي‌ تكرار شده‌ قابل‌ ملاحظه‌ كوچكتر از نيروي‌ پارگي‌ ارزيابي‌
مي‌شود.
در پلي‌پروپيلن‌ خواص‌ بازگشت‌ الاستيك‌ با افزايش‌ بلورينگي‌ و آرايش‌يافتگي‌
كاهش‌ مي‌يابد.
الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ به‌ دليل‌ دارابودن‌ مقدار بالاي‌ بازگشت‌ الاستيك‌ فوري‌ قابل‌
مقايسه‌ با نايلون‌ است‌. تقريبا در ١٠% ازدياد طول‌ ثابت‌ است‌. بازگشت‌ خمشي‌
فيلامنت‌ پلي‌پروپيلن‌ ضعيف‌تر از نايلون‌ است‌.

استحكام‌ گره‌ و حلقه‌
استحكام‌ حلقه‌ باز، كششي‌ لازم‌ براي‌ پارگي‌ دو الياف‌ درگير با هم‌ (درهم‌) يا نخ‌
است‌. مقاومت‌ حلقه‌ نسبت‌ بار پارگي‌ الياف‌ حلقه‌ شده‌ به‌ ٢ برابر بار پارگي‌ الياف‌
تنها در ١٠٠ است‌.
استحكام‌ گره‌ بار كششي‌ لازم‌ براي‌ يك‌ ليف‌ يا نخ‌ حلقه‌ شده‌ داخل‌ يك‌ گره‌
overhand ساده‌ است‌. مقاومت‌ براي‌ گره‌ نسبت‌ بار پارگي‌ يك‌ ليف‌ با گره‌
ضربدر ١٠٠ به‌ بار پارگي‌ ليف‌ گره‌ نخورده‌ است‌.
استحكام‌ گره‌ و حلقه‌ براي‌ كاربردهاي‌ صنعتي‌ متعددي‌ مثل‌ ريسمان‌، package،
twines و تور ماهيگيري‌ و نخهاي‌ دوخت‌ مهم‌ است‌.
علاوه‌ بر ازدياد طول‌، الياف‌ شكننده‌ به‌ سرعت‌، تنشهاي‌ زياد شده‌ را توسعه‌
مي‌دهند كه‌ نمي‌توانند جدا شوند و پارگي‌ كششي‌ نتيجه‌ مي‌شود. بنابراين‌ الياف‌
شكننده‌ كه‌ مدول‌ بالاي‌ الاستيسته‌ و خواص‌ استحكام‌ بالايي‌ دارند استحكام‌
گره‌ و حلقه‌ ضعيف‌ ايجاد مي‌نمايند. در مقابل‌ الياف‌ قابل‌ كشش‌ با ازدياد طول‌ تا
حد پارگي‌ بيشتر از الياف‌ شكننده‌ با استحكامهاي‌ گره‌ و حلقه‌ بالا متمايز
مي‌شوند.
به‌ همين‌ دليل‌ الياف‌ الاستيك‌ تحت‌ تنش‌ كشيده‌ مي‌شوند و فرو نمي‌افتند. براي‌
دنير مورد استفاده‌ در نساجي‌ (dpf٧-٢) نخهاي‌ پلي‌پروپيلن‌ ٨٠ تا ٨٥%
استحكام‌ حلقه‌ و در حدود ٩٥% استحكام‌ گره‌ نشان‌ مي‌دهند.

ويژگيهاي‌ اصطكاكي‌
ضريب‌ اصطكاك‌ الياف‌ مصنوعي‌ در انتخاب‌ وسايل‌ فرايند و در بهينه‌كردن‌
شرايط فرايند مهم‌ است‌.
همچنين‌ در استفاده‌ محصول‌ به‌ عنوان‌ بعضي‌ خواص‌ پوششي‌ اصطكاك‌ الياف‌
خيلي‌ مهم‌ است‌. دو نوع‌ اصطكاك‌ داريم‌. اصطكاك‌ ليف‌ با فلز و اصطكاك‌ ليف‌
با ليف‌.
الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ داراي‌ ضريب‌ اصطكاك‌ بالاي‌ روي‌ سطوح‌ صاف‌ است‌ به‌
ويژه‌ فلزات‌ يا Porcelain ضريب‌ اصطكاك‌ بالا معمولا با مقاومت‌
انعطاف‌پذيري‌ پائين‌ و طول‌ عمر كوتاه‌تر چنين‌ محصولاتي‌ به‌ عنوان‌ نوارهاي‌
بسته‌بندي‌ و طناب‌ كشتي‌ استفاده‌ مي‌شود.
ضريب‌ اصطكاك‌ pp بين‌ فيلامنتها خيلي‌ بالاست‌ احتمالا به‌ دليل‌ تغيير شكل‌
پلاستيك‌ پوسته‌ فيلامنت‌ است‌. روغن‌كاري‌ فيلامنتها با تكميل‌ مناسب‌ به‌ بهبود
خاصيت‌ كارآيي‌ محصول‌ كمك‌ مي‌كند.

مقاومت‌ سايشي‌
مقاومت‌ سايشي‌ الياف‌ در كاربردهايي‌ مثل‌ twine، تورهاي‌ ماهيگيري‌ و
ريسمانهاي‌ كشتي‌، فرش‌ و پارچه‌هاي‌ مبلماني‌ مهم‌ است‌. الياف‌ pp خواص‌
مقاومت‌ سايشي‌ خوبي‌ دارند.
اگر مقاومت‌ سايشي‌ يك‌ ليف‌ به‌ جذب‌ انرژي‌ مربوط شود و اگر تغييرشكل‌ و
ويژگيهاي‌ برگشت‌پذير يك‌ ليف‌ با برهم‌كنش‌ و ويژگيهاي‌ مختلف‌ و شرايط
فرايند ليف‌ اندازه‌گيري‌ شود، مقاومت‌ سايشي‌ ليف‌ پلي‌پروپيلن‌ يك‌ ويژگي‌
منفرد نيست‌.
مقاومت‌ سايشي‌ تحت‌ تاثير بلورينگي‌، آرايش‌ يافتگي‌ ليف‌، شرايط فرايند،
طبيعت‌ و مقدار افزودنيها در پليمر برش‌ عرضي‌ فيلامنتها و نوع‌ روغن‌ استفاده‌
شده‌ در تكميل‌ محصول‌ قرار مي‌گيرد.
مقاومت‌ سايشي‌ پلي‌پروپيلن‌ با افزايش‌ جرم‌ مولكولي‌ و بلورينگي‌ پليمر افزايش‌
مي‌يابد. مقاومت‌ سايشي‌ با تغيير نيروي‌ به‌ كارگرفته‌ شده‌ تغيير مي‌كند و با كاهش‌
دنير فيلامنت‌ افزايش‌ مي‌يابد.

تاثير آب‌ جوش‌
الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ داراي‌ ٢ تا ٥ درصد جمع‌شدگي‌ در آب‌ جوش‌ هستند كه‌ با
مقادير جمع‌شدگي‌ نايلون‌ و پلي‌استر قابل‌ مقايسه‌ بوده‌ و اختلاف‌ زيادي‌ ندارد.
پلي‌پروپيلن‌ ازنظر ويژگيهاي‌ برگشت‌پذيري‌ متفاوت‌ هستند به‌ طور معمول‌ به‌
نظر مي‌رسد ازنظر اين‌ خاصيت‌ بين‌ پلي‌استر و نايلون‌ قرار دارد.
تحت‌ فشار و استراحت‌هاي‌ دوره‌اي‌ الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ خيلي‌ خوب‌ عمل‌
مي‌نمايند. هنگامي‌ كه‌ تحت‌ بار براي‌ دوره‌هاي‌ طولاني‌ مدت‌ نگهداشته‌ شوند
منجر به‌ بازگشت‌ آهسته‌ مي‌شود. فرشهاي‌ پلي‌پروپيلن‌ ازنظر برگشت‌پذيري‌ و
خاصيت‌ ارتجاعي‌ قابل‌ مقايسه‌ با پشم‌ هستند.

نيروهاي‌ استاتيكي‌
هنگامي‌ كه‌ دو سطح‌ متفاوت‌ به‌ يكديگر مالش‌ داده‌ شوند بين‌ آنها بارهاي‌
الكتريكي‌ تشكيل‌ مي‌شود، اختلاف‌ پتانسيل‌ تا چندين‌ هزار ولت‌ امكان‌ دارد
تشكيل‌ شود. جدول‌ نشان‌ مي‌دهد كه‌ پلي‌پروپيلن‌ در مقابل‌ نيروهاي‌ استاتيكي‌
نسبت‌ به‌ نايلون‌ و پلي‌استر بسيار Prone است‌.
مخلوط نايلون‌ و پلي‌پروپيلن‌ سبب‌ توليد محصول‌ free-static مي‌گردد.
مشخصات‌ اصلي‌ يك‌ ليف‌ براي‌ استفاده‌ به‌ عنوان‌ ريسمان‌ در martime
كشاورزي‌ و مصارف‌ صنعتي‌ شامل‌ موارد زير است‌:
١- استحكام‌ بالاي‌ مرطوب‌ و خشك‌
٢- مقاومت‌ براي‌ بارهاي‌ تكراري‌ و انعطاف‌پذيري‌
٣- مقاومت‌ سايشي‌
٤- جذب‌ آب‌ كم‌
٥- سبكي‌
٦- مقاومت‌ در مقابل‌ عوامل‌ جوي‌، ميكروارگانيسمها و مواد مخرب‌ ديگر.
الياف‌ پلي‌پروپيلن‌ مشخصات‌ فوق‌ را با درجات‌ بالا دارا مي‌باشند. درنتيجه‌ الياف‌
پلي‌پروپيلن‌ نخهاي‌ چندفيلامنتي‌ و نخهاي‌ فيلم‌ فيبريله‌ شده‌ در مصرف‌ ريسمان‌
Cordage اهميت‌ مي‌يابند.
يك‌ موفقيت‌ قابل‌ توجه‌ در استفاده‌ الياف‌ پليمر سنتزي‌ در ريسمانها الياف‌ منقطع‌
پلي‌پروپيلن‌ مي‌باشد. پلي‌پروپيلن‌ به‌ طور معمول‌ در اغلب‌ مصارف‌ marine به‌
كار گرفته‌ مي‌شود ازجمله‌ mooring و towlines و sishing.
ropes به‌ طور معمول‌ از نخهاي‌ چندفيلامنتي‌ پلي‌پروپيلن‌ فيبريله‌ شده‌ درست‌
مي‌شود.
عمده‌ترين‌ دليل‌ پارگي‌ (خمشي‌) در ريسمانها ذوب‌ جزئي‌ و سايشي‌ است‌. به‌
اين‌ دليل‌ مهم‌ است‌ كه‌ سطح‌ همه‌ ريسمانها تميز و صاف‌ نگهداشته‌ شود. به‌ ويژه‌
در ropes mooring marine.
نيروهايي‌ كه‌ هنگام‌ استفاده‌ ريسمانها اعمال‌ مي‌شوند دو دسته‌اند: ١- جائي‌ كه‌
نيرو روي‌ ريسمان‌ مستقل‌ از جز مواد است‌. ٢- جائي‌ كه‌ نيرو وابسته‌ به‌ مواد
است‌. در حالت‌ اول‌ روغن‌كاري‌ مواد مي‌تواند كارآيي‌ و طول‌ عمر ريسمان‌ را
بهبود بخشد. و در حالت‌ دوم‌ روغن‌كاري‌ هيچ‌ كمكي‌ در مقاومت‌ پوششي‌
ريسمان‌ نمي‌كند.

مراجع‌
,Technology and Science-Fibres Polypropylene ,.M ,Ahmed .١
.١٩٨٢ ,Netherland ,Amesterdam ,Elsevier
,Technology and Science Fivere of Book Text A ,.P.S ,Mishra .٢
.٢٠٠٠ ,Publisher ,Ltd (P) International NewAge

[ریپورتر]

دترجنت ها ، پاك كننده ها detergents
دترجنت ها موادي هستند كه براي از بين بردن لكه هاي چربي و چرك از سطوح مختلف بكار مي روند . در قبل از آلكيل بنزن سولفانات به عنوان ماده اصلي براي توليد شوينده ها استفاده مي شد . به علت مقاومت تركيب ذكر شده در برابر فعاليت ميكروارگانيسم ها مقدار زيادي از آن به شكل اوليه خود همراه پساب از تصفيه خانه هاي فاضلاب خارج مي شود . كف آلودي پساب به علت وجود اين مواد است.
اين مواد باعث ممانعت از ورود اكسيژن از هوا به آب مي شوند كه علاوه براينكه از فرايند خود پالايي منابع آبي جلوگيري مي كنند بلكه هزينه تصفيه فاضلاب را نيز بالا مي برند . بعدها يافته شد كه با خطي كردن زنجيره سمت آلكيل مقاومت آنها در برابر باكتري هاي تجزيه كننده كمتر مي شود . پس از آن اين مواد جانشين آلكيل بنزن سولفانات شد و در كارخانه هاي توليد كننده مواد شوينده مورد استفاده قرار گرفت .
وجود فسفات به عنوان عامل ساختاري نيز داراي مشكلاتي است . اين مواد اثر سورفاكتانتها را بيشتر مكنند . ورود بيش از حد فسفات در درياچه ها آنها به سمت يوتروفي و به تدريج ديستروفي يا مراحل انتهايي توالي دريا چه پيش برده و موجبات نابودي اكوسيستم آبي مورد نظر را فراهم مي كند . پيشنهاد شده است كه نيتريلوتري استيك اسيد nitrilotriacetic acid به جاي فسفاتها در ساختار شوينده ها بكار رود كه اين عامل هم مسائل و مشكلات خاص خود را در محيط زيست دارد .
دترجنت ها مولکولهاي آمفيپاتيک (Amphipathic) هستند, يعني در ساختار خود هم گروه قطبي و هم گروه آب گريز دارند. اين مولکولها داراي گروهي قطبي در انتهاي يک زنجيره ي کربني طويل و آب گريز هستند. به همين دليل مولکولهاي آمفيپاتيک در آب رفتار منحصر به فردي از خود نشان مي دهند. گروه هاي قطبي آنها با مولکولهاي آب پيوند هيدروژني تشکيل مي دهند, در حاليکه زنجيره هاي هيدروکربني آنها, با ايجاد بر هم کنش هاي آب گريز, به يکديگر اتصال مي يابند. اين ساختار خاص به ميسل (Micelle) موسوم است. دترجنت ها به دليل همين خصوصيت آمفيپاتيک خود قادرند ترکيبات هيدروفوب را در آب حل کنند.
در بافر محلول سازي, دترجنت ها تقويت کننده ي اثر معرف هاي کائوتروپيک هستند. اين مواد در ممانعت از ايجاد بر هم کنش هاي آب گريز بين گروه هاي داخلي, که بر اثر عملکرد معرف هاي کائوتروپيک در معرض محيط خارجي قرار گرفته اند, نقش موثري در محلول سازي ايفا مي کنند. عدم حفاظت از اين گروه هاي آب گريز خطر از دست دادن پروتئينها را به دليل توده شدن در بر دارد. اين مسئله به خصوص در مورد پروتئين هاي هيدروفوبيك, نظير پروتئينهاي غشايي, که داراي چندين گروه آب گريز هستند, بارزتر است.
دترجنت ها در محلول ساختن پروتئين هاي غشايي مانند محيط دو لايه ي ليپيدي غشا هاي بيولوژيک عمل مي کنند. اين مواد از قسمت آب گريز خود داخل دولايه ي ليپيدي شده وبا گروه هاي آب گريز ايجاد پيوند مي کنند, همين امر پخش شدن اين گروه ها را در محيط آبي از طريق تشکيل ميسلهاي دترجنتي امکان پذير مي کند.
دترجنت ها بر اساس ماهيت سر قطبي خود به دترجنت هاي يوني, غير يوني و دو يوني طبقه بندي مي شوند.از اين ميان فقط دترجنت هاي غيريوني يا دويوني اجازة مهاجرت پروتئين ها را در ايزو الکتروفوکوسينگ مي دهند. دترجنت هاي يوني مثل "SDS" با "IEF" سازگاري ندارند.
از دترجنت هاي غير يوني که در الکتروفورز دوبعدي استفاده مي شوند "NP40" و "Triton X-100" در غلظتهاي بين 4-4/0% رايجترين ها هستند. دترجنت هاي دويوني از دسته سولفوبتائين ها (Sulfobetaines) نسبت به دترجنت هاي غير يوني ارجحيت دارند. سولفوبتائين ها اولين انتخاب براي انجام "IEF" هستند و در غلظتهاي بين 4-2% مورد استفاده قرار مي گيرند. از سولفوبتائين ها "3-[(3-cholamidopropyl)dimethylammonio]-1-propanesulfonate ,CHAPS" و آنالوگ هيدروكسيل آن "CHAPSO" و مشتقات سولفوبتائين هاي خطي نظير "SB3-10" و آميدوسولفوبتائين "ASB-14" هستند(شکل3-3). براي محلول سازي پروتئين هاي غشايي گاهي مواقع "Triton X-100" به مقدار کم, 5/0%, به يک دترجنت سولفوبتائين اضافه مي شود. البته برخي از پروتئين ها براي حل شدن به غلظت بالاي 4% از دترجنت ها نيازمندند.

http://www.iranbiotech.com/workshops/2de/Prese1.gif


شکل 3-3- ساختمان شيميايي سولفابتائين ها
به هر حال "SDS" رايج ترين دترجنت مورد استفاده در محلول سازي پروتئين هاست. خصوصيت شگفت انگيز "SDS" در محلول سازي پروتئينها ناشي از تمايل شديد آن درايجاد پيوند با پروتئينها است, به طوريکه تقريبا"يک مولکول "SDS" به هر دو اسيد آمينه موجود در مولکول پروتئين اتصال مي يابد. به اين ترتيب به خاطر سر آنيوني "SDS" ترکيب پروتئين و"SDS" بيشترين حلاليت در آب را خواهد داشت. ازديگر مزاياي استفاده از "SDS"، جلوگيري از تشكيل اوليگومرها است. گاهي اوقات ارگانيزم هايي با ديواره سلولي محكم, قبل از اينكه در بافر محلول سازي ليز شوند, به مدت 5 دقيقه در "SDS" 2-1% جوشانده مي شوند در استخراج بسياري از پروتئين هاي هيدروفوبيك نيز به درصد بالايي از SDS نياز است. به هرحال قبل از الكتروفورز اين "SDS" بايد با جايگزيني رقيب در بافر محلول سازي از آن خارج شود. براي اين کار در ابتدا نمونه حل شده در "SDS" با بافر محلول سازي رقيق مي شود تا جايگزيني دترجنت هاي رقيب با "SDS" صورت پذيرد. براي خارج ساختن "SDS" ممكن است بعد از محلول سازي, پروتئينها توسط روش "TCA Acetone" رسوب داده شوند. در صورت استفاده از اين روش ممكن است رسوب حاصل مجدداً به راحتي قابل حل شدن نباشد. اضافه كردن حجم كمي از سود 1/0 مولار مي تواند براي غلبه بر اين مشكل بسيار كارآمد باشد.

[ریپورتر]

مهار خوردگی در سیستم های سه فازی چاهها و لوله های گاز (http://www.shimi-eng.blogfa.com/post-650.aspx)
خوردگی یکی از مشکلات عمده در صنایع نفت و گاز به شمار می آید که سالانه مبالغ هنگفتی، به خود اختصاص می دهد. وقفه در تولید، زیان هنگفتی چه از نظر تولید هیدروکربن و چه از نظر هزینه تعمیرات در پی خواهد داشت. بنابراین سلامت تجهیزات در طول عمر مفید آن ها یک مسأله اساسی به نظر می رسد. استفاده از بازدارنده های خوردگی سال هاست که به عنوان یکی از روش های کارآمد در صنایع نفت و گاز به کار گرفته می شود.بازدارنده ماده ای است که به تعداد کم به سیستم افزوده می شود تا واکنش شیمیایی را کند یا متوقف کند.بازدارنده های مورد استفاده در صنایع نفت و گاز معمولا از نوع تشکیل دهنده لایه سطحی (film former) هستند. این بازدارنده ها با سطح فلز واکنش مستقیم ندارند و با ایجاد لایه محافظی از مواد آلی قطبی برروی سطح فلز، سبب بازدارندگی می شوند. لایه مولکولی اولیه ممکن است پیوندهای قوی از طریق تبادل بار الکتریکی با سطح برقرار کند و به صورت شیمیایی جذب شود، اما لایه های بعدی از طریق پیوندهای ضعیف فیزیکی جذب لایه اول می شوند. وجود گروه های بلند هیدروکربنی، در مولکول های این بازدارنده یک سد فیزیکی در برابر ذرات خورنده به وجود می آورد. کارکرد دیگر بازدارنده ها، کاهش قابل ملاحظه جریان الکتریکی از طریق افزایش مقاومت اهمی می باشد.
در سال های اخیر استفاده از روش جدید تثبیت pH در سیستم های مختلف گاز مطرح شده است و برای اولین بار در ایران و در پارس جنوبی فاز دو و سه توسط شرکت توتال (TOTAL FINA ELF) مورد استفاده قرار گرفته است. اساس روش تثبیتpH استفاده از گلیکول می باشد. گلیکول به منظور جلوگیری از هیدراته شدن به سیستم افزوده می شود. تثبیت کننده به گلیکول غیراشباع افزوده می شود. این تثبیت کننده می تواند آلی یا معدنی باشد. این مواد مقدار pH را بالا می برند و سبب تشکیل رسوبات محافظ می شوند.افزایش pH در همه نقاط لوله تا یک مقدار موردنظر باعث تشکیل یک لایه محافظ و پایدار کربنات آهن یا سولفید آهن می شود که می توان سطوح داخلی خطوط لوله را در برابر خوردگی محافظت کند. تثبیت کننده در ساحل همراه با گلیکول بازیابی می شود و دوباره به سمت سکو (PLATFORM) فرستاده می شود.بعد از آن مقدار کمی افزودنی برای پایدار کردن سیستم و حصول محافظت کامل کافی است. در این مقاله روش های مختلف پیش گیری و روش جدید تثبیت pH تشریح می شود. یادآور ی می نماید که در تدوین این مقاله آقایان سعید نعمتی (کارشناس برنامه ریزی مجتمع گاز پارس جنوبی)، دکتر سیروس جوادپور و دکتر عباس علی نظربلند (استادان دانشکده مهندس دانشگاه شیراز) مؤلف را یاری کرده اند.
• روش های کنترل خوردگی
خوردگی در صنایع گاز به یکی از روش های زیر کنترل می شود:
• آلیاژهای مقاوم به خوردگی
• بازدارنده های خوردگی
• روش تثبیت
• آلیاژهای مقاوم به خوردگی
استفاده از آلیاژ مقاوم به خوردگی در خطوط لوله به هیچ صورت مقرون به صرفه نمی باشد. علی الخصوص در مورد لوله های طویل و بزرگ که مشکلات جوش و اتصالات نیز وجود دارد. این روش فقط در موارد خاص در خطوط لوله انتقال گاز به کار می رود.برای کنترل خوردگی داخلی خطوط لوله از جنس فولاد کربنی در یک سیستم چند فازی دو روش دیگر را می توان به کار برد.
• بازدارنده های خوردگی
از جمله راه های کاهش خوردگی استفاده از بازدارنده های خوردگی است. بازدارنده ماده ای است که به مقدار کم به سیستم افزوده می شود تا واکنش شیمیایی را کند یا متوقف کند. وقتی یک بازدارنده خوردگی به محیط خورنده اضافه می شود سرعت خوردگی را کاهش می دهد یا به صفر می رساند.اولین بار یک بازدارنده معدنی به آرسنیت سدیم برای بازدارندگی فولادهای کربنی در چاه های نفت مورد استفاده قرار گرفت تا از خوردگی CO2 جلوگیری کند، اما به دلیل پایین بودن بازده، رضایت بخش نبود، در نتیجه سایر بازدارنده ها مورد استفاده قرار گرفتند.در سال های ۱۹۴۵ تا ۱۹۵۰ خواص عالی ترکیبات قطبی با زنجیره های بلند کشف شد. این کشف روند آزمایش های مربوط به بازدارنده های آلی مورد استفاده در چاه ها و لوله های نفت و گاز را دگرگون ساخت.این بازدارنده ها از طریق ایجاد یک لایه محافظ سطحی مانع از نزدیک شدن ذرات خورنده به سطح فلز می شوند. به این نوع بازدارنده ها لایه ساز یا تشکیل دهنده سطحی (film forming) می گویند که اغلب پایه آمینی دارند.
• خصوصیات بازدارنده های خوردگی
خصوصیاتی از بازدارنده هایی که بر عملکرد و کارآیی آن ها تأثیر می گذارند شامل موارد زیر است:
۱-سازگاری با دیگر مواد شیمیایی: از آن جایی که در سیستم های گازی ممکن است دو یا چند ماده شیمیایی مورد استفاده قرار گیرد، لذا بازدارنده نباید باعث اثرات جانبی بر روی آن ها شود (برای مثال مواد ضد کف و ضد امولسیون به همراه بازدارنده های خوردگی در صنایع گاز به کار رود).
۲-کارایی در شرایط تنش برشی بالا: گاهی اوقات خروج از گاز چاه یا خطوط لوله تنش برشی بالایی به وجود می آورد، به همین دلیل مقاومت فیلم محافظ در برابر تنش برشی از اهمیت فراوانی برخوردار است و بایستی مورد بررسی قرار گیرد.
۳-پایداری در برابر دما و فشار بالا: محدوده دما و فشار در چاه ها و مخازن گاز و لوله ها بالاست و بازدارنده باید بتواند این دما و فشار را تحمل کند و در این شرایط پایداری و کارایی خود را از دست ندهد.
۴-پایداری فیلم محافظ با گذشت زمان: این فاکتور،تعیین کننده روش اعمال بازدارنده و مقدار آن می باشد.
۵-تشکیل امولسیون: تشکیل امولسیون یکی از بزرگترین مشکلات بازدارنده های نفت و گاز می باشد. بازدارنده های لایه ساز شامل مولکول های فعال سطحی هستند و تشکیل امولسیون را تشدید می کنند.
۶-حلالیت بازدارنده: بیشتر روش های اعمال بازدارنده ها شامل رقیق کردن بازدارنده با یک حلال مناسب آلی یا آبی می باشد.
۷-سمیت: به کار بردن بازدارنده ها نباید محیط زیست را دچار آلودگی کند.
روش های اعمال بازدارنده ها:
•روش ناپیوسته
•روش پیوسته
•روش Squeeze
• روش ناپیوسته در مخازن گازی به دو صورت انجام می گیرد:
الف- روش Short Batch: در این روش مواد بازدارنده خوردگی در یک حلال مناسب (آلی یا آبی) حل و با شدت مشخص به داخل لوله مغزی پمپ می شود.محلول بازدارنده در بالای لوله مغزی یک پیستون تشکیل می دهد.
ب-روش Full Tubing Displacement: در این روش چاه بسته می شود و محلول بازدارنده رقیق شده با حلال مناسب تزریق می گردد و معمولا به همراه سیال مناسبی مثل گازوئیل یا گاز نیتروژن جا به جا می شود و به طرف پایین می رود. پایین رفتن ستونی محلول باعث آغشته شدن کل سطح می شود. این روش نسبت به روش قبل کم هزینه تر است.
• روش پیوسته
مهمترین عامل در تعیین و انتخاب روش تزریق نوع تکمیل چاه می باشد. در زیر به چند نوع تکمیل چاه اشاره می شود: الف-Dual Completion: در این نوع تکمیل، دو لوله مغزی به صورت موازی یا متحدالمرکز در چاه رانده می شود که لوله با قطر کمتر به منظور تزریق بازدارنده خوردگی استفاده می شود. سرعت تزریق ماده به گونه ای درنظر گرفته می شود که از بازگشت محلول بازدارنده به سمت بالا جلوگیری شود.
ب-Capillary or Small Bore Tubing: در نوع تکمیل چاه یک لوله با قطر کم به موازات لوله مغزی در فضای بین لوله مغزی و دیواره رانده می شود که تزریق بازدارنده از این مسیر انجام می گیرد.
ج-Side Pocket Mandrel Valve: در این نوع تکمیل فضای بین لوله مغزی و دیواره که annulus نامیده می شود، از بازدارنده پر می شود درحالتی که فشار برروی ستون مایع از فشار لوله مغزی بیشتر شود بازدارنده به داخل لوله مغزی تزریق می گردد. از معایب این روش طولانی بودن زمان ماند بازدارنده در فضای بین دیواره و لوله مغزی می باشد.
د-Low Cost Completion:در این نوع تکمیل فضای بین دیواره و لوله مغزی توسط پمپ سر چاه از بازدارنده پر می شود و از طریق سوراخ های روی لوله مغزی که کمی بالاتر از Packer وجود دارد، محلول به داخل لوله مغزی تزریق می گردد. در این نوع تکمیل، بازدارنده باید از پایداری حرارتی بالایی برخوردار باشد.
هـ-Packerless Completion: در این نوع تکمیل چاه Packer وجود ندارد و در نتیجه فضای حلقوی به لوله چاه ارتباط دارد و تزریق از محل سرچاه به داخل فضای حلقوی و در نهایت در لوله مغزی صورت می گیرد. پایداری حرارتی بازدارنده با توجه به زمان ماند طولانی و مشکلات عملیاتی در پمپ های تزریق از مشکلات این نوع تکمیل می باشد.
روش Squeeze
در این روش پس از بستن چاه،محلول بازدارنده با فشار از طریق لوله مغزی به درون چها پمپاژ می شود. هدف این است که محلول بازدارنده به درون خلل و فرج سازند نفوذ کند. این روش در چاه های با نوع تکمیل مختلف می تواند استفاده شود. دوره های تزریق بستگی به نوع بازدارنده، طبیعت سازند و سرعت تولید دارد. چاه پس از عملیات تزریق در مدار تولید قرار می گیرد. در ابتدا غلظت بازدارنده در گاز تولیدی زیاد است و در همین فاصله زمانی است که فیلم محافظ روی سطح تشکیل می شود. پس از مدتی غلظت بازدارنده کاهش می یابد بنابراین در ادامه تولید فیلم محافظ تقویت و ترمیم می شود.
• روش تثبیتpH
تاریخچه روش تثبیت pH
تکنیک تثبیت pH در دهه هفتاد میلادی از یک مشاهده ساده سرچشمه گرفت. در آن سال ها مشاهده شد که درواحدهای دهیدارته سازی گاز گلیکول را به کار می برند، به ندرت خوردگی چشمگیری مشاهده می شود. علت این امر pH بالای آن واحدها بود. به نحوی که لایه های تشکیل شده سطوح را محافظت می کردند. مطالعات و آزمایش های بعدی نشان دادند که می توان این روش را جایگزین استفاده از بازدارنده های خوردگی کرد. در راستای برنامه های تحقیقاتی، این روش برای اولین بار در سن جورجیو در ایتالیا مورد استفاده قرار گرفت. گاز این میدان شیرین (فاقدH2Sو فقط شامل (CO2 بود. این روش در میدان مذکور با موفقیت روبه رو شد.در دهه هشتاد میلادی این روش در میدان های گاز شیرین به صورت روش مکمل مورد استفاده قرار گرفت. در دهه نود نیاز به پرداختن به این روش به عنوان یک تکنیک دیده می شد. بنابراین در کنفرانس بین المللی انستیو خوردگی موسوم به NACE شرکت های بزرگ نفتی شامل TOTAL FINA, STATOLLت,AGIP BPت,SHELL وELF یک پروژه تحقیقاتی را در انستیو انرژی نروژ (IFE) راه اندازی کردند. اولین فاز این پروژه اثبات کارایی تثبیت pH به عنوان یک روش کنترل خوردگی در خطوط لوله چند فازی گاز شیرین بود. براساس این نتایج و هم چنین آزمایش های مختلف، استفاده از بازدارنده های خوردگی در سیستم های شیرین (فاقد H2S) کاملا منحل اعلام شد. در دهه هشتاد و نود میلادی، شرکت توتال TOTAL ,FINA, ELF تعداد زیادی از میدان ها را در نروژ و هلند با به کاربردن روش تثبیت pH محافظت کرد. روش تثبیت pH امروزه کاملا شناخته شده است و برای سیستم های گاز شیرین که در آن ها گلیکول مصرف می شود، به کار می رود.کاربرد این روش برای سیستم های ترش، نسبتا جدید می باشد. در سال ۱۹۹۸ آزمایش های کیفی انجام شده توسط شرکت توتال در IFE روش تثبیت pH را برای دو خط لوله گاز ۱۰۵ کیلومتری ۳۲ اینچی دریایی در پارس جنوبی در ایران انتخاب کرد. این خطوط یک سال است که راه اندازی شده اند.
• جنبه های تئوری حفاظت و کنترل
مکانیزم کلی تثبیت pH براساس به کار بردن یک باز قوی به عنوان تثبیت کننده برای افزایش pH در همه نقاط لوله می باشد. رسیدن به این هدف به کمک طیف وسیعی از مواد شیمیایی بازی چه از نوع آلی (MDEA, MBTNa) و چه از نوع معدنی (NaCO3, NaOH, KOH) میسر می شود.این بازها اسیدیته حاصل از گازهای اسیدی را H2S, CO2کاهش می دهند. در نتیجه اسیدیته سیال در اثر تولید آنیون های بی کربنات و بی سولفید کاهش می یابد. در اثر افزایش مقدار بی کربنات و بی سولفید، محصولات خوردگی در pH موردنظر بر روی سطح فلز شکل می گیرند و یک حفاظت پایدار در برابر ذرات خورنده به وجود می آورند.
• فاکتورهای کلیدی محافظت در سیستم های شیرین
اولین تحقیقات در مورد کارایی این روش بر روی سیستم های شیرین انجام گرفت.هدف این برنامه بررسی کارایی انواع تثبیت کننده های آلی و معدنی شامل اندازه گیری خوردگی در حلقه جریان (Flow Loop) و سلول شیشه ای (glass cell) و هم چنین بررسی دقیق خصوصیات لایه های خوردگی تشکیل شده برروی سطح فلز بود. زیرا این لایه ها فاکتورهای کلیدی در مهار خوردگی هستند. نتایج این تحقیقات در زیر آمده است.
-کارایی روش تثبیت pH بستگی به محافظت لایه های محصولات خوردگی دارد.
-در شرایط شیرین لایه محصول خوردگی کربنات آهن می باشد. مقدار محافظت این لایه و زمان لازم برای دستیابی به محافظت کامل، به دو پارامتر زیر بستگی دارد:
# pH محل موردنظر (بستگی به فشار جزیی CO2 وغلظت تثبیت کننده دارد)
#دما: سریع ترین تشکیل لایه محافظ در بالاترین دما صورت می گیرد و طولانی ترین زمان برای تشکیل لایه محافظ در دمای کمتر از ۴۰ درجه سانتی گراد می باشد.
-دیگر پارامترها، مثل شرایط اولیه سطح فلز و مقدار آهن حل شده در سیال به عنوان فاکتورهای ثانویه معرفی شده اند. و برسینتیک تشکیل لایه ها اثر گذارند.
-pH محل برابر با ۶/۵ محافظت را در شرایط شیرین به طور کامل تضمین می کند.
-تثبیت کننده های آلی و معدنی کارایی یکسانی را از نقطه نظر خوردگی ایجاد می کنند هر دو آنیون های بی کربنات و کربنات می سازند و انتخاب آن ها براساس شرایط محیطی، در دسترس بودن و ایمنی می باشد.
فاکتورهای کلیدی محافظت در سیستم های ترش
اساس روش تثبیت pH در محیط های حاوی H2S (محیط های ترش) مشابه با محیط های شیرین (فاقد(H2S می باشد. اما تفاوت های اساسی زیر را باید درنظر گرفت:
-در محیط های ترش هم مشابه محیط های شیرین تشکیل لایه محافظ محصولات خوردگی اساس محافظت می باشد.
-به دلیل حلالیت بسیار کم سولفید آهن، در مقایسه با کربنات آهن، (هزار برابر کمتر) لایه سولفید آهن محافظت بهتری نسبت به کربنات آهن دارد و به محض این که مقادیر H2S به میزان لازم برسد، لایه سولفید آهن تشکیل می شود. سولفید آهن بسته به pH و دما، در انواع شکل های کریستالی (مکنویت، پیروتیت و پیریت) تشکیل می شود. این سولفید ها در pH مشخص، قابلیت حفاظت مختلفی دارند.
-با توجه به تأثیر دما کمترین محافظت در محدوده ۶۰ تا ۷۰ درجه سانتی گراد وجود دارد. در این دما و در pHهای کم، تمایل به حفره دار شدن در فولاد دیده می شود بنابراین کنترل pH در این دما حیاتی است. در pH برابر با ۶۰ تا ۷۰ درجه سانتی گراد (بحرانی ترین دما) هیچ تمایلی به خوردگی دیده نمی شد و لایه های سولفید آهن هم بیشترین حفاظت را در همین pH داشتند.
-همان طور که انتظار می رود، سرعت جریان سیال تأثیری بر کیفیت محافظت در کل طول لوله ندارد.
• پایش خوردگی در روش تثبیت pH
پایش خوردگی (Corrosion Monitoring) از طریق بررسی مداوم pH صورت می گیرد. مقدار pH نباید کمتر از حد موردنظر باشد. در صورت مناسب بودن مقدار pH می توان از محافظت در کل خط لوله اطمینان حاصل کرد. با استفاده از پروب pH می توان مقدار pH را بررسی کرد. این راه حل فوق العاده است. زیرا پایش به صورت اتوماتیک انجام می گیرد. اما کاربرد این پروپ ها در سیستم های ترش توصیه نمی شود. بنابراین شرکت توتالpH محیط را از طریق بررسی آب گلیکول دار در شرایط آزمایشگاهی (فشار bar 1 گاز CO2 ) ارزیابی می کند.
pH مخلوط MEG و آب از طریق معادله زیر محاسبه می شود.
pH=K+Log[pHstab]-Log(p*%CO2+%H2S)
K ثابت جدایش است که به مقدار گلیکول بستگی دارد.
P فشار کل گاز
[pHstab] غلظت تثبت کننده با واحد مول بر لیتر در اندازه گیری در شرایط آزمایشگاهی مذکور معادله به این صورت تغییر می کند.
pH=(1bar CO2)=K+Log[pHstab]
سپس مقادیر به دست آمده در آزمایشگاه از طریق معادله زیر به pH محیط تبدیل می شود.
pH=(1bar CO2)-Log(P*(%CO2+%H2S)
هم چنین پایش خوردگی با استفاده از کوپن ها و پروب های الکتریکی در موقعیت ساعت شش در ورودی و خروجی خطوط انجام می گیرد.
• نتیجه گیری
روش تزریق بازدارنده به عنوان یکی از روش های کنترل خوردگی از دیرباز در صنایع گاز مورد استفاده قرار می گرفته است. در زیر به مقایسه این روش با روش تثبیت pH می پردازیم:
•در شرایطی که MEG در سیستم به کار نمی رود و مشکلات هیدارته شدن وجود ندارد، استفاده از یک تثبیت کننده pH و بازیابی آن در انتهای خط لوله مقرون به صرف نمی باشد.
•اطمینان از محافظت خط لوله در روش تثبت pH نسبت به تزریق بازدارنده بیشتر است، زیرا مقدار pH در کل خط لوله در حد تشکیل محصولات خوردگی می باشد.
•در مواردی که چاه های گاز دریایی هستند، تزریق بازدارنده برروی سکو نیازمند افرادی برای تعمیر و نگه داری پمپ های تزریق می باشد. در صورتی که در روش تثبیت pH سکو بدون سکنه رها می شود و عملیات از ساحل کنترل می شود.
•در روش تثبیت pH در تجهیزات بازیابیMEG، مقادیر زیادی نمک و رسوب کربناتی به وجود می آید که بایستی با استفاده از مواد ضد رسوب در این تجهیزات آنها را کنترل کرد.
•کنترل منظم pH در خطوط لوله و بررسی مقادیر گازهای اسیدی، در روش تثبیت pH ضروری است در حالی که در تزریق بازدارنده نیازی به این کار نیست.
•ایجاد کف، تشکیل امولسیون و تجزیه حرارتی بازدارنده ها و بررسی کنترل کیفیت آن ها، قسمت عمده فعالیت های آزمایشگاه های هر میدان است که در روش تثبیت pH به طور کامل حذف می شود. انتخاب یک روش مناسب کنترل خوردگی، بستگی به شرایط محیطی و نکات مذکور دارد و با توجه به آزمایش های مختلف انجام می گیرد.
نجمه اهل دل/

[LaDy Ds DeMoNa]

http://www.filebox.com/zzxqtoghaizw (http://www.filebox.com/zzxqtoghaizw)

[*میترا*]

مقاله ي شيمي فضايي


فايل پي دي اف به زبان اصلي (http://uc-njavan.ir/uploder/files/y88/4-5-6/stereolecture.zip)

[zeshto]

فرآیند تولید ethanol (http://njavan.com/forum/redirector.php?url=http%3A%2F%2Fwww.4shared.com%2F file%2F99068002%2F7fd760ee%2Fethanol.html)

فرآیند تولید ETHYLENE GLYCOL (http://njavan.com/forum/redirector.php?url=http%3A%2F%2Fwww.4shared.com%2F file%2F89298305%2Fe0c77d50%2Fethylene_glycol.html)

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/d/d7/Ethylene-glycol-3D-balls.png

salam age mishe in 2ta maghale ro apload konin

[حسن اقبالي]

سوختهای فسیلی شامل نفت و گاز در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج لایه های آن و با فشار چند صد اتمسفر بصورت ذخیره میباشند. گازهای طبیعی زیرزمینی یا به تنهایی و یا به همراه نفت تشکیل کانسار (معدن) می‌دهند که در هر دو صورت از نظر اقتصادی بسیار گرانبها می‌باشد.





درصورت همراه بودن با نفت گازها در داخل نفت حل می‌شوند و عمدتا نیز بهمین صورت یافت میگردد و در این رابطه مولفه های فیزیکی مواد – حرارت و فشار مخزن تاثیرات مستقیم دارند و نهایتا درصورت رسیدن به درجه اشباع تجزیه شده و بلحاظ وزن مخصوص کمتر در قسمت‌های فوقانی کانسار و بر روی نفت یا آب به شکل گنبدهای گازی (GAS DOME) قرار میگیرند.گاهآ درمخازن گازهای محلول در آب نیز مشاهده شده است .

گاز متان در حرارت و فشار موجود درکانسارها متراکم نمیگردد بنابراین همیشه بصورت گاز باقی مانده ولی در مخازنی که تحت فشار بالا هستند بشکل محلول در نفت در میاید . سایر اجزای گاز طبیعی در مخازن نسبت به شرایط موجود در کانسار در فاز مایع یا فاز بخار یافت میشوند. گازهای محلول در نفت بمثابه انرژی و پتانسیل تولیدمخزن بوده و حتی المقدور سعی میگردد به روشهایی از خروج آنها جلوگیری گردد ولی در هر حال بسیاری از گاز محلول در نفت در زمان استخراج همراه با نفت خارج میگردد .در سالهای پیش از انقلاب در صد بالایی از آن از طریق مشعل سوزانده میشدو بهدر میرفت ولی در سالهای بعد تا بحال بتدریج و با اجرای طرهایی منجمله طرح آماک از آنها به عنوان تولیدات فرعی استحصالی از میادین نفت کشور بمنظور تزریق به مخازن نفتی - تولید مواد خام شیمیایی و سوختی با ارزش استفاده می‌کنند.



استخراج گاز
در ایران گاز طبیعی خام را از دو نوع چاه استخراج مینمایند .

1 – چاههای مسقل گازی - از قبیل میادین گاز پارس جنوبی – نار و کنگان – خانگیران - تابناک- حوزهای شانون، هما، وراوی و میدان گازى پازنان و غیره .
2 – چاههای نفت - از قبیل میادین اهواز – آغاجاری – مارون - گچساران – بی بی حکیمه - - رامشیر و غیره .

ترکیبات گاز طبیعی خام
1 - گاز طبیعی خام که از چاههای مستقل گازی استخراج میگردد و هنوز فرایندهای سرچاهی و پالایشی را طی نکرده است عمدتا از هیدروکربور متان بعلاوه گاز اتان و همراه با هیدروکربورهای دیگر( سنگین و مایع) مانند پروپان – بوتان - و هیدروکربورهای سنگین تر یا چکیده نفتی (CONDENSATE) بعلاوه بنزین طبیعی ( NATURAL GASOLINE) و همچنین مقداری از ناخالصی های غیر هیدروکربوری شامل بخار آب (H2O), کربن دی اکسید(CO2) , کربن منواکسید (CO), نیتروژن (N), هیدروژن سولفید (H2S), هلیوم (HE) که درصد هر کدام بستگی به نوع مخازن دارد تشکیل شده است .


این چاهها اصولا قادر به تولید در اندازه های تجاری بوده و محصول آنها با نام گاز غیر همراه ( NON -ASSOCIATED GAS) نیز شناخته میگردند گازهای استخراجی از چاههای مستقل گازی یا نفت همراه ندارند و یا مقدارنفت همراه آن بسیار ناچیز میباشد.





گاز طبیعی خام استخراجی از چاههای مستقل گازی با خود مقداری شن - ماسه و آب شور بهمراه دارد که قبل از ارسال به تاسیسات پالایشی در مجموعه تاسیسات سر چاهی و توسط ساینده ها از گاز جدا میگردند.
دستگاههای گرمکن موجود در نقاط مشخصی درطول خط لوله تا مرکز جمع آوری نیز مانع از انجماد بخار آ�'ب موجود در گاز میگردند زیرا در صورت نبود این تجهیزات ترکیبات جامد و نیمه جامد هیدرات های گاز طبیعی احتمالی(کریستالهای یخ) در روند کار سیستم گردآوری ایجاد مشکلات عدیده مینمایند.

2 - گاز طبیعی خام از چاههای نفت نیز بدو صورت استخراج میگردد.

الف - در صورتی که گاز، محلول در نفت خام باشد گاز محلول (SOLUTION GAS ) نام دارد.
ب - در تماس مستقیم ولی جدا از نفت باشد گاز همراه (ASSOCIATED GAS) نامیده می شود .

مشخصات و مزیتهای گاز طبیعی

گاز طبیعی(متان – CH4) حاصل از عملیات فرآورش نهایی دارا ی مشخصات بدون رنگ – بدون بو و سبکتر از هوا میباشد. ارزش حرارتی یک گاز، مقدار حرارتی است که در اثر سوختـن یک مترمکعب آن گاز ایـجاد می شود که بدین ترتیب ارزش حرارتی هر متر مکعب متان تقریبا معادل ارزش حرارتی یک لیتر نفت سفید میباشد و به عبارت دیگر چنانچه یک فوت مکعب از آن سوزانده شود معادل با 252 کیلو کالری انرژی حرارتی آزاد مینماید که از این لحاظ در مقایسه با دیگر سوختها بسیار قابل توجه می باشد.
هیدروکربنها با فرمول عمومی CnH2n+2 اجزاء اصلی گاز طبیعی بوده و منابع عمده انرژی میباشند . افزایش اتمهای کربن مولکول هیدروکربن را سنگینتر و ارزش حرارتی آن افزونتر میسازد. ارزش حرارتی هیدروکربنهای متان و اتان از 8400 تا 10200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آنها می باشد .

ارزش حرارتی هیدروکربن پروپان برابر با 22200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن بوتان برابر با 28500 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می‌ باشد . گاز طبیعی شامل 85 درصد گاز متان و 12 درصد گاز اتان و 3 درصد گاز پروپان، بوتان، ازت و غیـره می باشد
گاز طبیعی حاصل از میادین گازی سرخس حاوی متان بادرجه خلوص 98 درصد میباشد. ارجحیت دیگر گاز گاز طبیعی(متان – CH4) به سایر سوخت ها آن است که گاز طبیعی تمیز ترین سوخت فسیلی است زیرا نه تنها با سوختن آن گاز سمی و خطرناک منواکسید کربن تولید نمیگردد بلکه جالب است بدانیم که ماحصل سوخت این گاز غالبا آب بهمراه حداقل میزان دی‌اکسیدکربن در مقایسه با تمام سوختهای فسیلی میباشد .

در یک تحقیق از میزان آلایندگی گاز طبیعی و دیگر سوخت های فسیلی یافته ها به شرح ذیل بودند . میزان انتشار co2 در گاز طبیعی 6/53 درصد، پروپان 67 درصد، بنزین 7/72 درصد، نفت گاز 76/2 درصد، نفت کوره 3/79 درصد و زغال سنگ 1/82 درصد به ازای یک واحد گرما(Kg co2/Gj) است لذا با توجه به موارد فوق می توان از آن به عنوان سوخت برتر - ایمن و سالم در محیطهای خانگی- تجاری و اداری که دارای فضاهای بسته و محدود میباشند استفاده نمود.

دمای احتراق خود به خود گاز طبیعی 649 درجه سانتی گراد است. دمای جوش متان 49/ 161 درجه سانتی گراد زیر صفر است .فرایند تبدیل گاز طبیعی به گاز مایع LN G در همین درجه حرارت صورت میگیرد.
یکی از عوامل مهم و مؤثر در کامل سوزی گاز طبیعی و آبی سوزی شعله تامین هوای کافی است. میزان هوای لازم جهت هر مترمکعب گاز طبیعی هنگام سوختن حدودأ 10 مترمکعب میباشد. آبی تر بودن شعله بمعنی دریافت بهتر و بیشتر هوا می باشد.

فرآورش گازطبیعی

مجموعه عملیات پیچیده ای است شامل فرایندهایی بقرار و ترتیب ذیل که در جریان آن بتوان گاز طبیعی را که شامل عمدتا متان بعنوان اصلیترین ماده و با درصد خلوص 80 تا 97 میباشد را بعنوان محصول نهائی پالایش نمود, صمن آنکه در این فرایندها علاوه بر استحصال گوگرد ترکیبات ارزشمند مایعات گازطبیعی (NATURAL GAS LIQUIds –NGL)شامل گاز مایع LPG)) و (CONDENSATE) که تمامآ در ردیف اقلام صادراتی نیزبشمار میایند جداسازی میگردند.

تفکیک گاز و نفت

گاز همراه با نفت
گازی که همراه نفت است الزاما باید از آن جدا شود تا نفت خالص و پایدار بدست آید. در صورتی که نفت و گاز استخراجی از چاه مستقیما به مخازن ذخیره نفت هدایت گردند.بعلت سبک و فرار بودن گاز مقداری از آن از منافذ فوقانی مخزن ذخیره خارج شده و در ضمن مقداری از اجزای سبک و گرانبهای نفت را هم با خود خارج می‌کند. از این رو نفت را پس از خروج از چاه و پیش از آنکه به مخزن روانه گردد به درون دستگاه تفکیک نفت و گاز هدایت می‌کنیم.
عملیات تفکیک گاز همراه از نفت خام اصولا با ابزار موجود در سر چاه و طی فرایندهای سرچاهی ، انجام می شود .این عمل توسط دستگاهی بنام جداکننده سنتی که هیدرو کربورهای سنگین و مایع را از هیدروکربورهای سبکتر و گازی تفکیک مینماید صورت میگیرد. سپس این دو هیدروکربن برای فرآورش بیشتر به مسیرهای مجزایی هدایت شده تا عملیات تصفیه ای لازم برروی آنها صورت گیرد.

این دستگاه به شکل یک استوانه قائم دربسته بوده که در آن با استفاده از نیروی گرانش ذرات گاز از هم باز و به اصطلاح منبسط می‌گردد، و در این ضمن از سرعت آن نیز کاسته می‌شود. وقتی فشار و سرعت گاز به مقدار زیادی کاهش یافت بخش انبوهی از گاز ، از نفت جدا می‌گردد. آنگاه گاز حاصل را توسط لوله بمخزن دیگری هدایت می‌کنند گازی که از دستگاه جدا کننده خارج می‌گردد، غالبا از نوع گاز تر بوده و حاوی مقدار زیادی بنزین سبک(طبیعی) نیز میباشد. بنزین سبک (طبیعی) به لحاظ آنکه دارا ی ارزش فراوانی میباشد الزاما باید در مراحل بعدی از گاز طبیعی جدا گردد .

گاز محلول در نفت خام
در مواردی که گاز در نفت خام محلول است مقداری از آن به جهت ماهیت گاز و تحت تاثیر کاهش فشار موجود در سر چاه از نفت جدا میگردد و سپس این دو گروه از هیدروکربنها برای فرآورش بیشتر هر یک به مجاری مخصوص بخود فرستاده می شوند.

1– تفکیک مایعات گازی
این فرایند اولین مرحله از مجموعه عملیات پالایش گاز طبیعی خام میباشد . در به عمل آوری مایعات گازطبیعی فرایندی سه مرحله ای وجود دارد. زیرا ابتدا مایعات (NGL) توسط جاذب NGL از گازطبیعی استخراج و سپس ماده جاذب طی فرایند دوم قابلیت استفاده مجدد (مکرر) را در فرایند ابتدایی کسب مینماید و نهایتا در فرایند سوم عناصر تشکیل دهنده و گرانبهای این مایعات نیز باید از خودشان جدا سازی شده و به اجزای پایه ای تبدیل گردند . که این فرایند در یک نیروگاه فرآورش نسبتا متمرکز بنام کارخانه گاز مایع بر روی مایعات حاصل انجام می شود. بخش اعظم مایعات گازی درمحدوده بنزین و نفت سفید می باشد . ضمن آنکه میتوان فرآورده های دیگری مانند حلال و سوخت جت و دیزل نیز از آن تولید نمود. مواد متشکله در مایعات گازطبیعی (NGL) عبارتند از .

1- 1 اتان - ماده ای است ارزشمند و خوراک مناسب جهت مجتمع های پتروشیمی و تبدیل آن به ماده ایی با ارزش بیشتر به نام اتیلن و پلی اتیلن . گازطبیعی میدان پارس جنوبی حدودآ حاوی شش درصد اتان میباشد که با جداسازی آن و ساخت اتیلن و پلی اتیلن مزیت های اقتصادی فراوانی برای کشورمان ایجاد می شود. کاربردفناوری تفکیک اتان از مایعات گازی در ایران بسیار جدید است و هم اکنون در فازهای 4و5 پارس جنوبی بکارگرفته میشود.


1- 2 گاز مایع (LPG) – گاز مایع عمدتآ شامل پروپان و بوتان بوده که آن را میتوان با پالایش نفت خام نیز بدست آورد. ضمنآ در فرایند شکست ملکولی (کراکینگ) نفت خام و یا فرایند افزایش اکتان بنزین (ریفرم کاتالیستی) نیز این ماده ارزشمند به صورت محصول جانبی حاصل می شود . درصد پروپان و بوتان موجود در گاز مایع (LPG) که مصارف سوختی در خودرو (کمتر) و در منازل (بیشتر) دارد متغیر بوده بطوری که در فصل گرم پروپان کمتر و در فصل سرد پروپان بیشتر خواهد بود در فصل سرد افزایش در صد پروپان به علت سبکتر بودن باعث تبخیر بهتر سوخت میگردد . معمولا درصد پروپان در گاز مایع بین 10 الی 50 درصد متغیر است .

1- 3 کاندنسیت ( condensate) شامل ترکیبات سنگینتر از بوتان ( (C4H10 – مولکولهایی دارای اتمهای کربن بیشتر و حالت مایع درشرایط اتمسفر را شامل میگردند. این ترکیبات را میتوان بمنظور صادرات پس از تثبیت فشار بخار و تنظیم نقطه ی شبنم طبق مشخصات اعلام شده متقاضی (خریدار) به مخازن انتقال یافته و بمحض تکمیل ظرفیت مخزن صادر شوند. ولی این گروه از هیدرکربورها بلحاظ ارزشمندی بیشتری که نسبت به دیگر محصولات جدا شده دارند مقرون به صرفه است که طی فرایند دیگری در پالایشگاه کاندنسیت به سوختهایی تبدیل گردد که تا کنون در پالایشگاههای نفت از پالایش نفت خام حاصل میگردید ولی اینبار همراه با مزیتهایی که خواهد آمد.
با توجه به اینکه پالایشگاه 500 میلیون دلاری کاندنسیت (مایعات گازی) در امارات متحده عربی بخشی ازخوراک مورد نیاز خود را از ایران تامین مینماید و حجم فراوان مایعات گازی که با بهره برداری از فازهای پارس جنوبی و دیگر پالایشگاههای گاز کشور حاصل میگردد، احداث پالایشگاه های کاندنسیت با امکاناتی شامل یک برج تقطیرو چند فرآیند تصفیه و ریفرمینگ کاتالیستی بنا به مزیتهای موجود در ذیل بسیار حائز اهمیت میباشد .

1 - تولید بنزین بیش از دو برابر بنزین تولیدی در پالایشگاههای نفت.
2 - بدون تولید اندکی از نفت کوره و طبعا رفع مشکلات ناشی از تولید این فراورده ضمن آنکه باقیمانده های تقطیر مایعات گازی نیز به محصولات میان تقطیر و سبک تبدیل میگردد .
3 – در ازای تخصیص نیمی از تجهیزان موجود در پالایشگاه های نفت خام به پالایشگاه کاندنسیت میتوان محصولات با ارزش بیشتری تولید نمود .
4 - هزینه تولید هر واحد محصول دراین نوع پالایشگاه، بسیار پایین تراز پالایشگاه نفت خام است.
5 - میزان سرمایه گذاری در مقایسه بااحداث پالایشگاه نفت خام حدوداً به نصف میرسد.
6 - درصورتی که مجموعه مایعات گازی تولیدی کشور به تولید بنزین و فراورده های دیگر اضافه شود، تا سال 1390 نیازی به واردات بنزین نخواهد بود.

درحال حاضر کلیه مایعات گازی تولیدی در دو بخش صنایع پتروشیمی و پالایشگاه ها جهت خوراک مورد استفاده قرارگرفته و بخش سوم آن نیز صادر میگردد . مایعات گازی حاصل از پالایش گازهای ترش نیز ترش بوده و حاوی درصد فراوانی از هیدروژن سولفید و مرکپتان میباشد . بنابراین بعد از تقطیر و تهیه فراورده ها نیاز به فرایندهای پالایشی جهت زدودن و یاکاستن از میزان گوگرد و مرکپتان موجود دارند.
هم اکنون پالایشگاه قدیمی مایعات گازی در بندرعباس روزانه 260 هزار بشکه نفت خام و 20 هزار بشکه مایعات گازى را فرآورش میکند . احداث پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس به شرکت سرمایه گذاری نفت سپرده شده و مطالعات آن در حال انجام است. پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس و با ظرفیت 360 هزار بشکه احداث میگردد . و تا کنون طراحی بنیادی و اخذ دانش فنی آن طبق برنامه توسط شرکت ملی مهندسی و ساختمان نفت به پایان رسیده است .

قدیمیترین پروژه از این دست پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد(خانگیران) است که پیشینه 20 ساله دارد . درآن زمان پیشنهاد داده شد که مایعات تولیدی از میادین شمال شرقی( خانگیران )در واحدهای تقطیر به فرآورده های نفتی همچون حلال های ویژه نفتی ، نفتا ، نفت سفید و گازوئیل مرغوب تبدیل شود. پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی خانگیران مورد تایید برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران نیز قرارگرفت . شرکت ایتالیایی I.M.S در سال 1380طی یک مناقصه مسئولیت ساخت واحدهای تقطیر را بدست گرفت . این شرکت در همان سال (1380 ) مشغول ساخت دستگاه های مربوطه شد که بنا به پیش بینی مجری وقت طرح های پالایش گاز شرکت ملی گاز ایران حداکثرتا یک سال بعدبه اتمام می رسد . که خوشبختانه جدیدآ خبر ها حکایت از راه اندازی این تاسیسات دارد .

2- حذف دی اکسیدکربن و سولفور

بعد از جداسازی مایعات گازی از گاز طبیعی خام دومین قسمت از فرآورش گاز نیز صورت میگیرد که شامل جداسازی دی اکسید کربن و سولفید هیدروژن است. گازطبیعی بسته به موقعیت چاه مربوط مقادیر متفاوتی از این دو ماده را شامل میگردد.
فرایند تفکیک سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن از گازترش، شیرین کردن گاز نامیده می شود. سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن را میتوان سوزاند و از گوگرد نیز صرفنظر نمود ولی این عمل باعث آلودگی شدید محیط زیست میگردد . با توجه به اینکه سولفور موجود در گاز عمدتآدر ترکیب سولفید هیدروژن ((H2S قرار داردحا ل چنانچه میزان سولفید هیدروژن موجود از مقدار 7/5 میلیگرم در هر متر مکعب گازطبیعی بیشتر باشد به آن گاز ترش اطلاق میگردد. وچنانچه از این مقدار کمتر باشد نیاز به تصفیه نمیباشد.

سولفور موجود درگازطبیعی به علت دارا بودن بوی زننده و تنفس های مرگ آور و عامل فرسایندگی خطوط لوله انتقال، گاز را غیر مطلوب و انتقال آن را پر هزینه میسازد. تکنیکهای مورد استفاده در فرایند شیرین سازی گاز ترش موسوم به «فرایند آمین» که متداولترین نوع در عملیات شیرین سازی میباشد تشابه فراوانی با فرایندقبل( جاذب NGL) و فرایند بعدی خود یعنی نم زدایی توسط گلایکول دارند . مواد مورد استفاده دراین فرایند انواع محلول های آمین میباشد. دراین نوع فرایندها اغلب از دو محلول آمین باسامی مونو اتا نو ل آمین (MEA) و دی اتا نو ل آمین (DEA ) استفاده میگردد.

گاز ترش از میان برجی که با محلول آمین پر شده است جریان داده میشود .تشابه خواص ملکولی محلول آمین با سولفور موجود در سولفید هیدروژن باعث میگردد تا بخش عمده ای از مواد سولفوره جذب محلول گردد و سپس این محلول با شرکت در فرایند ثانوی ضمن جداسازی از سولفید هیدروژن جذب شده مجددا قابل بهره برداری در فرایند ابتدایی میگردد . روش دیگری در رابطه با شیرین سازی گاز ترش با استفاده از جاذب های جامد برای جداسازی دی اکسیدکربن و سولفید هیدروژن نیز وجود دارد. دی اکسیدکربن حاصل از فرایند از طریق مشعل وارد محیط شده و طبعآ آلودگی هایی از خود بجا میگذارد که اجتناب ناپذیر میباشد . ولی سولفید هیدروژن حاصل از فرایندقبل پس از انتقال به واحد گوگرد سازی با شرکت در فرایندی کاتالیستی و با واکنشهای گرمایی بنام فرایند کلاوس سولفور موجودرا بصورت مایع آزاد مینماید. مایع حاصل بعد ازانتقال به واحددیگری و بعد از عملیات دانه بندی و انبار میشود این فرایند تا 97 درصد سولفور موجود در گاز طبیعی را باز یافت مینماید. این ماده که سولفور پایه نامیده میشود بشکل پودر زرد رنگ بوده و آن را میتوان داخل محوطه پالایشگاه یا خارج از آن مشاهده نمو د. البته نظر به نیازبازار جهانی ، سولفور موجود بعد از استخراج و تصفیه و آماده سازی کامل جزو اقلام صادراتی محسوب و جداگانه به بازار عرضه می گردد .

مرکاپتان ها گروه دیگری از ترکیبات گوگرد دار میباشند که بایداز ترکیب گاز قابل مصرف توسط فرایندی از نوع غربال مولکولی جداسازی گردد .ازآنجاییکه سیستم لوله کشی های مشترکین فاقد هشدار دهنده های نشت گاز میباشد ضرورتآ و به همین منظور مقدار اندکی از آن که منجر به ضایعات در خطوط لوله نگردد را درترکیب گاز بجا میگذارند تا بکمک این مواد بودار (بوی تخم مرغ گندیده ) مصرف کننده از وجود نشتی در لوله های گاز آگاه گردد.

در همین رابطه در ایستگاههای CGS نیز بطور جداگانه مقداری مرکاپتان به جریان گاز تزریق میگردد . گاز میادین پارس جنوبی – نار و کنگان – سرخس و گاز همراه میدان آغاجاری از نوع ترش بوده و لذا حاوی مقدار معتنابهی گوگرد میباشد.
گاز میادین تابناک - شانون، هما، وراوی و گاز همراه میادین مارون و اهواز از نوع شیرین بوده و طبعا بعلت فقدان گوگرد و حذف فرایندهای مربوطه نسبت به گار میادین دیگر با ارزشتر میباشد.

3- نم زدایی یا رطوبت زدایی


3– 1 - رطوبت زدایی با محلول گلایکول
علاوه بر تفکیک نفت با گاز مقداری آب آزاد همراه با گازطبیعی وجود دارد که بیشتر آن توسط روش های جداسازی ساده در سر چاه یا در نزدیکی آن از گاز جدا می شود. در حالیکه بخار آب موجود در محلول گاز میبایست طی فرایندی بسیار پیچیده تحت عنوان عملیات نم زدایی و یا رطوبت زدایی از گازطبیعی تفکیک گردند .
در این فرایند بخار آب متراکم و موجود در سطح توسط ماده نم زدا جذب و جمع آوری میگردد. نوع متداول نم زدایی جذب (absorption) با عنوان نم زدایی گلایکول که ماده اصلی این فرایند میباشد شناخته می شود. در این فرایند، از مایع نم زدای خشک کننده حاوی گلایکول برای جذب بخار آب از جریان گاز استفاده می شود. دراین نوع فرایند اغلب از دو محلول گلایکول باسامی دی اتیل گلایکول (DEG) یا تری اتیل گلایکول (TEG) استفاده میگردد.
خواص ملکولی ماده گلایکول شباهت بسیاری با آب دارد لذا چنانچه در تماس با جریانی از گازطبیعی قرار گیرد، رطوبت آب موجود در جریان گاز را جذب و جمع آوری مینماید. ملکولهای سنگین شده گلایکول در انتهای تماس دهنده جهت خروج از نم زدا جمع و خارج میشو ند سپس گازطبیعی خشک نیزاز جانب دیگر به بیرون از نم زدا انتقال می یاید.
محلول گلایکول را از میان دیگ بخار به منظور تبخیر نمودن آب محلول در آن و آزاد کردن گلایکول جهت استفاده مجدد آن در فرایندهای بعدی نم زدایی عبور میدهند. این عمل با بهره گیری از پدیده فیزیکی یعنی وجود اختلاف در نقطه جوش آب تا 212درجه فارنهایت (100 درجه سانتیگراد ) و گلایکول تا 400 درجه فارنهایت صورت میگیرد.

3– 2 رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد
رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد که معمولا مؤثرتر از نم زداهای گلایکول هستند نیز با استفاده از روش جذب سطحی صورت میگیرد . جهت این کار به حداقل دو برج یابیشتر نیاز میباشد که بکمک یک ماده خشک کننده جامد شامل آلومینا یا ماده سیلیکاژل پرشده است. نم زدایی با ماده خشک کننده جامد اولین شیوه نم زدایی گازطبیعی با استفاده از روش جذب سطحی است گازطبیعی از داخل این برج ها، از بالا به پایین عبور داده میشوند. گازطبیعی دراین فرایند ضمن عبور از اطراف ذرات ماده خشک کننده رطوبت های موجود در جریان گازطبیعی به سطح ذرات ماده خشک کننده جذب میگردد و باتکمیل این فرایند تقریبا تمام آب توسط ماده خشک کننده جامد جذب شده و نهایتا گاز خشک از انتهای برج خارج شود.


این نوع از سیستم نم زدایی از آنجاییکه در رابطه باحجم فراوان گاز تحت فشارهای بالا مناسب هستند معمولا در انتهای یک خط لوله در یک ایستگاه کمپرسور قرار دارند. در این سیستم نیز همانند گلایکول در روش اول ماده خشک کننده جامد بعد از اشباع شدن از آب جهت احیاء و استفاده های مکرر از سیستمهای گرمکن با درجه حرارت بالا جهت تبخیر بخار آب موجود در گلایکول بکار گرفته میشوند .
گازطبیعی اینک با طی تمام مراحل تصفیه به طور کامل فرآورش و برای مصرف آماده گردید لذا در پایان با تقویت فشار آن تا حدود 1000 psi و پس از محاسبه حجم آن توسط سیستم اندازه گیری به خط لوله خروجی پالایشگاه هدایت و تحویل مدیریت منطقه عملیات انتقال گاز مربوطه میگردد.

[mshrad]

دستتون درد نکنه،
خیلی عالی بود.
ولی"مدلسازي و شبيه سازي راكتور بستر ثابت كاتاليستي توليد اتيل بنزن از اتانول" موجود نبود.

[mohamaddjasd]

[esteghbal]سلام
مت در مورد این دو موضوع حداقل 15 صفحه می خوام ( مقاله باشه ) :
1) کاتلیست مولبیدن بر پایه سیلیکا آلومینیا در واحد هیدروکراکینگ.
2 ) کاتلیست نیکل بر پایه سیلیکا آلومینیا در واحد هیدروکراکینگ.
خیلی زود لازم دارم حداکثر 2 روز .

[عمران جم]

سلام یک پروژه راجع به رطوبت سنجی می خواستم ممنون میشم اگر برم بذاریدهمراه با عکس یا فیلم از دستگاههای رطوبت زدایی

[عمران جم]

سلام یک پروژه راجع به استخراج مایع مایع خواستم

[h.mallaki]

با سلام خدمت مدیر انجمن لطفاً لینک های این تایپیک را بروزرسانی کنید و یا مطالبی که لینک صحیح ندارند رو حذف کنید.با تشکر

[ملیحه زینتی]

salam ,khaste nabashid .man donbale maghalei dar morede asare meghnatisi bar kaheshe rosoob dar mobadele hararati hastam k harchi search mikonam peyda nakardam mamnoon misham komakam konid

[ehsanghobadi]

دوستان سلام
من به یک فایل power point یا word درباره اصول طراحی برج تقطیر نیاز دارم. ممنون میشم کمکم کنید.

[ehsanghobadi]

لطفا یک مقاله هم در زمینه cfd درمورد مخازن نگهداری گاز قرار بدید.
ممنونم

[!tara]

سلام
یک مقاله در مورد پلیمرهای هادی EAP می خواستم.
ممنوم میشم کمک کنید[golrooz]

[zohani]

Aqaaaaaaaaa chera man nemitonam inaro donwload konam,nemishe