دانشکده مهندسي مکانيک
پايان نامة کارشناسي ارشد
گرايش سيستمهاي انرژي
عنوان:
رفع تنگناهاي افزايش ظرفيّت واحد تقطير 100
پالايشگاه آبادان
اساتيد راهنما :
دکتر مجيد عميد پور
دکتر حسين صيّادي
نگارش :
محمود عليزاده
بهمن 1388

تقديم به پدر و مادر عزيزم به پاس تعبير عظيم و انساني شان از کلمه ايثار و از خودگذشتگي و به پاس قلب هاي بزرگشان که فرياد رس است و در سرگرداني و ترس در پناهشان بودن به شجاعت مي ماند.
تقديم به همسر گراميم به پاس عاطفه سرشار و گرماي اميدبخش وجودش که در اين سردترين روزگاران بهترين پشتيبان است و به پاس محبّتهاي بي دريغش که هرگز فراموش نمي شود.
بسمه تعالي
تاسيس 1307
دانشگاه صنعتي خواجه نصيرالدين طوسي
تأييديه هيأت داورانشماره:
تاريخ:
هيأت داوران پس از مطالعه پايان‌نامه و شرکت در جلسه دفاع از پايان‌نامه تهيه شده تحت عنوان :
…………. ‹‹ رفع تنگناهاي افزايش ظرفيّت واحد تقطير 100 پالايشگاه آبادان ››
توسط آقاي / خانم . محمود عليزاده… … ، صحت و کفايت تحقيق انجام شده را براي اخذ درجه کارشناسي ارشد
رشته … مهندسي مکانيک گرايش سيستمهاي انرژي…… در تاريخ …….28/ 11/1388 مورد تأييد قرار مي‌هند.
1- استاد راهنماي اولجناب آقاي / سركار خانم دکتر ……..مجيد عميدپور امضاء2- استاد راهنماي دومجناب آقاي / سركار خانم دکتر ……حسين صيّادي امضاء3- استاد مشاورجناب آقاي / سركار خانم دکتر …. . . امضاء4- ممتحن داخليجناب آقاي / سركار خانم دکتر .. سيد علي بهبهاني نياامضاء5- ممتحن داخليجناب آقاي / سركار خانم دکتر … … فرشاد ترابيامضاء6- نماينده تحصيلات تکميلي دانشکدهجناب آقاي / سركار خانم دکتر …….. فرشاد ترابيامضاء

موضوع پايان نامه :‹‹ رفع تنگناهاي افزايش ظرفيّت واحد تقطير 100 پالايشگاه آبادان››
اساتيد راهنما : : جناب آقاي دکتر مجيد عميد پور
جناب آقاي دکتر حسين صيّادي
دانشجو :محمود عليزاده
شماره دانشجويي :8514954
اينجانب محمود عليزاده دانشجوي دوره كارشناسي ارشد مهندسي مكانيك گرايش مهندسي سيستمهاي انرژي دانشكده مهندسي مكانيك دانشگاه صنعتي خواجه نصيرالدين طوسي گواهي مينمايم كه تحقيقات ارائه شده در اين پايان نامه توسط شخص اينجانب انجام شده و صحت و اصالت مطالب نگارش شده مورد تاييد مي باشد و در موارد استفاده از كار ديگر محققان به مرجع مورد استفاده اشاره شده است. بعلاوه گواهي مي نمايم كه مطالب مندرج در پايان نامه تا كنون براي دريافت هيچ مدرك يا امتيازي توسط اينجانب يا فرد ديگري در هيچ جا ارائه نشده است و در تدوين متن پايان نامه چارچوب مصوب دانشگاه بطور كامل رعايت شده است.
قدرداني و تشكر
بر خود مي‌دانم از زحمات بي‌دريغ، تلاش‌هاي بي‌وقفه و راهنمايي‌هاي ارزشمند اساتيد گرامي آقايان دكتر مجيد عميد پور و دكتر حسين صيّادي در راستاي انجام اين پروژه در طول يك سال گذشته تشكر و قدرداني نمايم.
چکيده
واحد تقطير نفت خام يکي از مهمترين وبحراني ترين واحد هاي عملياتي هـر پـالايشـگاه مي باشد . اين واحد غالباً نيازمند تجديد نظر در طراحي ساختار (Revamping) يا ايجاد تغييرات اندک در وضعيّت موجود آن بدون نياز به کاهش يا افزايش دستگاههاي اساسي فرآيند (Retrofiting) جهت دست يابي به ظرفيت بالاتر ، استحصال بيشتر فرآورده هاي مورد نظر ، کيفيت بالاتر و معمولاً سود اقتصادي بيشتر است. برداشتن محدوديّت ها و رفع گلوگاه از قابليّتهاي موجود معمولاً رايجترين روش جهت رسيدن به اهداف فوق با پذيرش کمترين ريسک مي باشد.
اولين گام در تمامي پروژه هاي افزايش ظرفيت شناسايي قابليّتها و محدوديّتهاي سيستم موجــود مي باشد. در اين پروژه نيز محدوديّتهاي اساسي زير شناسايي گرديد:
1) توان بازيافت حرارت از جريان نفت سفيد گردشي ( Kerosene Pump Around Duty )
2) بروز پديده طغيان (Flooding) در برج تقطير اتمسفري
3) توان حرارتي کوره
آنگاه با اِعمال روش تقطير پيشرفته و نصب يک برج پيش تفکيک به جاي ظرف Pre-flash Drum امکان رفع محدوديّتهاي مذکور فراهم گرديد.
تجزيه و تحليل مطالب با شبيه سازي واحد موجود انجام گرفت و نتايج درخور توجهي به دست آمد. محدوديّتهاي ياد شده فوق مرتفع شده ، امکان افزايش ظرفيّت حاصل گرديد. مزاياي اقتصادي ناشي از آن نيز قابــل تـوجـه مي باشد.

واژگان كليدي: تقطير نفت خام ، افزايش ظرفيّت ، پيش گرمايش نفت خام ، تقطير پيشرفته ، برج پيش تفكيك
فهــرســــــــــــت
عنوان صفحه
مقدمه…1
فصل اولتقطير نفت خام
1 – 1 ) تقطير نفت خام….4
1 – 2 ) نمک زدايي از نفت خام ….8
1 – 3 ) واحد سبک زدايي اتمسفري…12
1 – 4 ) تقطير در خلأ…16
1 – 5 ) تجهيزات کمکي…18
1 – 6 ) فرآورده هاي واحد تقطير نفت خام..19
فصل دوم تقطير پيشرفته
2 – 1 ) تقطير پيشرفته …22
فصل سوم مدل سازي و شبيه سازي
3 – 1 ) مدل سازي و شبيه سازي …28
3 – 2 ) کاربردهاي شبيه سازي …29
3 – 3 ) کاربردهاي نوين شبيه سازي…31
3 – 4 ) ارتباط با نرم افزارهاي ديگر …32
فصل چهارم واحد تقطير 85 پالايشگاه آبادان
4 – 1 ) هدف از ايجاد واحد تقطير 85 پالايشگاه آبادان..34
4 – 2 ) خوراک و محصولات واحد ..34
4 – 3 ) سرويسهاي جانبي ( Utilities ) …42
4 – 4 ) شرح فرآيند …42
4 – 4 – 1 ) تقطير جزء به جزء نفت خام ..42
4 – 4 – 2 ) تقطير نفتا ..48
4 – 5 ) افزايش ظرفيت …51
4 – 6 ) انجام تغييرات ( Revamping )..53
4 – 7 ) شرح فرآيند واحد پس از انجام تغييرات..56
فصل پنجم انجام شبيه سازي ، شناسايي محدوديّتها
5 – 1 ) ) واحد 100 پالايشگاه آبادان پس از انجام تغييرات ( Revamping)60
5 – 1 ) انجام شبيه سازي و بررسي نتايج …60
5 – 1 – الف ) شبيه سازي واحد به شکل طراحي اوليه ( قبل از انجام تغييرات – با ظرفيت 130000 بشکه در روز ) 63
5 – 1 – ب ) شبيه سازي واحد به شکل بعد از انجام تغييرات 75
مطالعة 1 (شناسايي تنگناها)…75
فصل ششم اِعمال روش تقطير پيشرفته جهت افزايش ظرفيت
6 – 1 ) مقدمه…90
6 – 2 ) بررسي امکان بکارگيري روش تقطير پيشرفته
در واحد تقطير 100 پالايشگاه آبادان..92
مطالعة 2 …93
فصل هفتم محاسبات اقتصادي
7 – 1 ) هزينه هاي سرمايه گذاري… 106
7-1-1 ) قيمت خريد و نصب برج پيش تفکيک. 106
7-1-2 ) قيمت خريد و نصب پمپ.. 107 7-1-3 ) کل هزينه هاي سرمايه گذاري.. 107
7 – 2 ) درآمدهاي ناشي از انجام طرح.. 108
7-2-1 ) درآمد ناشي از افزايش ظرفيّت.. 108
7-2-2 ) درآمد حاصل از کاهش مصرف سوخت.. 109
7 – 3 ) سود ناشي از انجام طرح.. 109
فصل هشتم نتيجه گيري
8 – 1 ) نتايج ضمني… 111
8 – 2 ) نتايج اصلي … 111
فهرست منابع فارسي… 113
فهرست منابع غير فارسي… 114
چکيده انگليسي… 115
فهــرســــــــــــت جدولها
شماره جدولعنوان صفحه
جدول ( 1 – 1 )گستره هاي جوش اجزاء نفت خام نوعي5
جدول ( 1 – 2 )نقاط برش TBP براي بخشهاي مختلف نفت خام7
جدول ( 1 – 3 )مقادير آب مورد نياز براي نفت خامهاي مختلف10
جدول ( 4 – 1 )مشخصات نفت خام36
جدول ( 4 – 2 )مشخصات فرآورده هاي مختلف و ميزان توليد هرکدام
( بر مبناي 130000 بشکه در روز )39
جدول ( 4 – 3 )تقطير فرآورده هاي مختلف بر اساس آزمايش
استاندارد ASTM D-86 40
جدول ( 5 – 1 )نتايج حاصل از مطالعه 1 75
جدول ( 5 – 2 )ميزان استحصال فرآورده هاي مختلفدر ظرفيت 180000 بشکه در روز84
جدول ( 6 – 1 )بارحرارتي کوره و برخي مبدّلها ( در ظرفيت 180000 بشکه در
روز حاصل از شبيه سازي کل واحد برمبناي فرضيه مورد بحث ) 94
جدول ( 6 – 2 )مقايسه حد اکثر دبي مولي بخار و مايع درون برج تقطير اتمسفري
براي دوحالت فعلي و پس از نصب برج پيش تفکيک95
جدول ( 7 – 1 )قيمت نفت خام ، فراورده ها و درآمد حاصل از افزايش ظرفيت واحد
به ميزان 20000 بشکه در روز108
فهــرســــــــــــت نمودارها
شماره نمودارعنوان صفحه
نمودار ( 1 – 1 )رابطه بين نقاط جوش متوسط حجمي و نقاط جوش ميانگين6
نمودار ( 1 – 2 )رابطه بين نقاط جوش متوسط حجمي و نقاط جوش متوسط مولي6
نمودار ( 4 – 1 )نقاط جوش واقعي نفت خام ( True Boiling Point )35
نمودار ( 4 – 2 )درصد استحصال فرآورده هاي مختلف از نفت خام- مورد انتظار طراحي 38
نمودار ( 5 – 1 )مقايسه ميزان استحصال فرآورده هاي مختلف( شبيه سازي و عملياتي )70
نمودار ( 5 – 2 )درصد استحصال فرآورده هاي مختلف از نفت خام( شبيه سازي )70
نمودار (5 – 3 )مقايسه نقاط اشتعال فرآورده هاي مختلف ( شبيه سازي و عملياتي )71
نمودار ( 5 – 4 )مقايسه تقطير نفتاي سبک بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )72
نمودار ( 5 – 5 )مقايسه تقطير نفتاي ريفورمر بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )72
نمودار ( 5 – 6 )مقايسه تقطير نفتاي سنگين بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )73
نمودار ( 5 – 7 )مقايسه تقطير نفت سفيد بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )73
نمودار ( 5 – 8 )مقايسه تقطير گازوئيل بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )74
نمودار ( 5 – 9 )مقايسه تقطير ته مانده برج تقطير اتمسفري بر مبناي
آزمايشاستاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )74
نمودار ( 5 – 10 )پروفيل دبي مولي بخار و مايع درون برج تقطير اتمسفري قبل از
افزايش ظرفيت ( با ظرفيت 130000 بشکه در روز)78
نمودار ( 5 – 11 )پروفيل دبي مولي بخار و مايع درون برج تقطير اتمسفري بعد از
افزايش ظرفيت ( با ظرفيت 180000 بشکه در روز)79
نمودار ( 5 – 12)درصد استحصال فرآورده هاي مختلف –
در ظرفيت 180000 بشکه در روز 84
نمودار ( 5 – 13)مقايسه تقطير نفتاي سبک بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )85
نمودار ( 5 – 14)مقايسه تقطير نفتاي ريفورمر بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )85
نمودار ( 5 – 15)مقايسه تقطير نفتاي سنگين بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )86
نمودار ( 5 – 16)مقايسه تقطير نفت سفيد بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )86
نمودار ( 5 – 17)مقايسه تقطير گازوئيل بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )87
نمودار ( 5 – 18)مقايسه تقطير ته مانده برج تقطير اتمسفري بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي )88
نمودار ( 5 – 19)مقايسه نقاط اشتعال فرآورده هاي مختلف بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-93 ( شبيه سازي و عملياتي )89
نمودار ( 6 – 1 )پروفيل دبي مولي بخار و مايع درون برج تقطير اتمسفري پس از نصب
برج پيش تفکيک ( با ظرفيت 180000 بشکه در روز)96
نمودار ( 6 – 2 )مقايسه ميزان قابل حصول فرآورده هاي مختلف
( حاصل از شبيه سازي و طراحي) 100
نمودار ( 6 – 3 )درصد قابل حصول فرآورده هاي مختلف ( حاصل از شبيه سازي )100
نمودار ( 6 – 4 )مقايسه تقطير نفتاي سبک بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي ) 101
نمودار ( 6 – 5 )مقايسه تقطير نفتاي ريفورمر بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي ) 101 نمودار ( 6 – 6 )مقايسه تقطير نفتاي سنگين بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي ) 102
نمودار ( 6 – 7 )مقايسه تقطير نفت سفيد بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي ) 102
نمودار ( 6 – 8 )مقايسه تقطير گازوئيل بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي ) 103
نمودار ( 6 – 9 )مقايسه تقطير ته مانده برج تقطير اتمسفري بر مبناي
آزمايشاستاندارد ASTM D-86 ( شبيه سازي و عملياتي ) 103
نمودار ( 6 – 10)مقايسه نقاط اشتعال فرآورده هاي مختلف بر مبناي آزمايش
استاندارد ASTM D-93 ( شبيه سازي و عملياتي ) 104
فهــرســــــــــــت شکلها
شماره شکلعنوان صفحه
شکل ( 1 – 1 ) شماتيک واحد نمک زدايي يک مرحله اي8
شکل ( 1 – 2 ) شماتيک واحد نمک زدايي دو مرحله اي8
شکل ( 1 – 3 ) شماتيک يک نمک زدا11
شکل ( 1 – 4 ) شکل واقعي يک نمک زدا11
شکل ( 1 – 5 ) شماتيک يک برج تقطير اتمسفري 14
شکل ( 1 – 6 ) برج تقطير اتمسفري نفت خام 15
شکل ( 1 – 7 ) واحد تقطير در خلأ نفت خام 16
شکل ( 2 – 1 ) برج تقطير اتمسفري نفت خام22
شکل ( 2 – 2 ) نحوه توالي برجها در روش تقطير غير مستقيم23
شکل ( 2 – 3 ) نحوه توالي برجها در روش تقطير مستقيم24
شکل ( 2 – 4 ) شماي يک واحد تقطير پيشرفته ( پالايشگاه ميدر آلمان)26
شکل ( 4 – 1 ) نمودار جريان خوراک و فرآورده هاي مختلف در واحدتقطير 85
پالايشگاه آبادان در ظرفيت 130000 بشکه در روز 41
شکل ( 4 – 2 ) مسير پيش گرمايش نفت خام44
شکل ( 4 – 3 ) ظرف پيش تبخير آني و موقعيت قرار گرفتن آن در مسير
پيش گرمايش نفت خام 54
شکل ( 5 – 1 ) محيط اصلي شبيه سازي ( Main Case ) 64
شکل ( 5 – 2 ) بخش پيش گرمايش نفت خام 65
شکل ( 5 – 3 ) کوره و برج تقطير اتمسفري 66
شکل ( 5 – 4 ) محيط فرعي برج تقطير اتمسفري 67
شکل ( 5 – 5 ) بخش خنک نمودن محصولات خروجي از برج تقطير اتمسفري 68
شکل ( 5 – 6 ) بخش تقطير نفتا 69
شکل ( 5 – 7 ) محيط اصلي شبيه سازي ( Main Case ) 81
شکل ( 5 – 8 ) بخش پيش گرمايش نفت خام 82
شکل ( 5 – 9 ) کوره و برج تقطير اتمسفري 83
شکل ( 6 – 1 ) محيط اصلي شبيه سازي- پس از نصب Prefractionator 97
شکل ( 6 – 2 ) شبکه مبدّلهاي حرارتي پيش گرمکن نفت خام در وضعيّت جديد 98
شکل ( 6 – 3 ) برج تقطير اتمسفري کوره و برج پيش تفکيک جديد 99
مقدمه
هنگامي که يک شرکت پالايشي تصميم به افزايش ظرفيت مي گيرد طبيعتاً اولين واحدي که بايد مورد ارزيابي قرار گيرد واحد تقطير يا اصطلاحاً ( Topping Unit ) مي باشد . سعي در برداشتن گلوگاهها از امـکانات و قابليتهاي موجــود کــه غالباً Retrofit Design گفته مي شود ، کم هزينه ترين و سريعترين راه جهت دستيابي به ظرفيتهاي توليد بالاتر با قبـــول کمــتريـن ريسک مي باشد.
بالا رفتن قيمت محصولات نفتي و به تبع آن هزينه هاي انرژي که به علت تحولات سياسي و بين المللي صورت گرفته است باعث شد تا کشورهاي صنعتي که بزرگترين مصرف کنندگان انرژي در جهان هستند تلاشهاي بسياري را به منظور بهينه سازي صنايع نفتي و پتروشيميايي که بزرگترين و پر مصرف ترين صنايع از لحاظ مصرف انرژي مي باشند ، انجام دهند . نتيجه اين تلاشها عمدتاً به دو صورت زير بيان مي گردد :
1) کاهش مصرف انرژي به روش استفاده بهينه از انرژيهاي موجود در واحد صنعتي مورد بحث
2) تجديد نظر در طراحي و ساختار واحدهاي نفتي و پتروشيمي
معمولاً در روش اول نيازبه انجام تغييرات اساسي در ساختار واحد نمي باشد لذا هزينه هاي انجام شده کمينه خواهد بود . در حاليکه در روش دوم غالباً نياز به انجام يک سري تغييرات جهت دستيابي به هدف مورد نظر مي باشد .
در اين بحث ابتدا مروري بر تئوري موجود در تقطير معمولي خواهيم داشت. آنگاه به شرح تقطير پيشرفته (Progressive distillation) و روشهاي ممکن جهت اِعمال و به کارگيري آن (در واحد تقطير 100 پالايشگاه آبادان) خواهيم پرداخت. سپس با انجام شبيه سازي شرايط مختلف فرايندي و ميزان مصرف انرژي را در دو حالت تقطير معمولي و پيشرفته مقايسه خواهيم کرد. همچنين توضيح مختصري در رابطه با شبيه سازي و نحوه انجام آن براي واحد مورد بحث داده خواهد شد.

فصل اول
تقطير نفت خام
1- 1 ) تقطير نفت خام
دستگاههاي تقطير نفت خام ، نخستين واحدهاي فرآورش عمده در پالايشگاه هستند . اين دستگاهها براي تفکيک نفت خام به روش تقطير به اجزايي بر حسب نقطه جوششان به کار گرفته مي شوند ، بدين ترتيب که منابع خوراک هر يک از واحـدهاي فــرآورش بعـدي با توجه به مشخصه هاي مورد نيازشان تهيه مي شوند . به منظور دستيابي به بازدهي هاي بالاتر و هزينه هاي پايينتر ، تفکيک نفت خام در دو مرحله صورت مي گيرد :
* مرحله اول تفکيک جزء به جزء همه نفت خام در فشار جو
* مرحله دوم ارسال باقيمانده دير جوش مرحله اول به دستگاه تفکيک ديگري که تحت خلأ شديد عمل مي کند .
از دستگاه تقطير در خلأ ، براي جداسازي قسمت سنگينتر نفت خام به اجزاء مختلف استفاده مي شود ، زيرا دماي بالايي که براي تبخير اين قسمت سنگين در فشار جو لازم است موجب کراکينگ گرمايي آن مي شود که خود موجب ضايعات ناشي از توليد گاز خشک ، و همچنين تغيير رنگ محصول و قشر بستن تجهيزات براثر توليد کک مي شود .
نقاط برش بخشهاي نوعي و گستره هاي جوش بخشهاي حاصل از دستگاههاي تقطير در فشار اتمسفري و تقطير در خلأ در جداول ( 1 – 1 ) و ( 1 – 2 ) ارائه شده اند .
جزءگستره هاي جوشASTM (°F)TBP(°F)بوتان و مواد سبکترنفتاي سبک تقطير مسقيم ( LSR )220 – 90190 – 90نفتاي سنگين تقطير مسقيم ( HSR )400 – 180380 – 190نفت سفيد540 – 330520 – 380نفت گاز سبک ( LGO )640 – 420610 – 520نفت گاز اتمسفري ( AGO )830 – 550800 – 610نفت گاز خلأ ( VGO )1050 – 7501050 – 800باقيمانده خام تقطير در خلأ ( VRC )+1050+1050
جدول 1 – 1 ) گستره هاي جوش اجزاء نفت خام نوعي

روابط بين نقاط جوش متوسط حجمي ، متوسط مولي ، و متوسط ميانگين اجزاء نفت خام در شکلهاي زير نشان داده شده است .
نمودار 1 – 1 ) رابطه بين نقاط جوش متوسط حجمي و نقاط جوش ميانگين
نمودار 1 – 2 ) رابطه بين نقاط جوش متوسط حجمي و نقاط جوش متوسط مولي
برشIBP (°F)EP (°F)مصرف فرآيندي
برش بنزين LSR90180بنزين سبک ( مينيمم )90190برش LSR معمولي80220برش LSR ( ماکزيمم )
برش بنزين HSR ( نفتا )
180380برش رفرمينگ ( تبديل ماکزيمم )190330OPR سوخت جت ( ماکزيمم )220330برش رفرمينگ ( تبديل مينيمم )
نفت سفيد330520برش نفت سفيد ( ماکزيمم )330480برش سوخت جت 50 ( ماکزيمم )380520عمليات توليد بنزين (ماکزيمم )
نفت گاز سبک420610سوخت ديزل ( ماکزيمم )480610سوخت جت ( ماکزيمم )520610نفت سفيد ( ماکزيمم )نفت گاز سنگين ( HGO )610800خوراک واحد کراکينگ کاتاليستي
يا واحد هيدرو کراکينگ
نفت گاز خلأ8001050خوراک واحد آسفالت زدايي
يا واحد کراکينگ کاتاليستي800950خوراک واحد کراکينگ کاتاليستي
يا واحد هيدروکراکينگ
جدول 1- 2 ) نقاط برش TBP براي بخشهاي مختلف نفت خام
1 -2 ) نمک زدايي از نفت خام
چنانچه نمک موجود در نفت خام از 10 lb/ 1000 bbl ( بر حسب مقدار NaCl ) بيشتر باشد ، نفت خام بايد نمک زدايي شود تا از قشر بستن و خوردگي براثر نمک در سطوح انتقال گرما و همچنين توليد اسيدها از طريق تجزيه نمکهاي کلر دار جلوگيري به عمل آيد . به علاوه ، برخي از فلزاتي که به صورت ترکيبات غير آلي محلول در آب که با نفت خام توليد امولسيون نموده و سبب غير فعال شدن کاتاليزور در واحدهاي فرآورش کاتاليستي مي شوند ، نيز ، در فرآيند نمک زدايي حذف مي شوند .
شکل 1 – 1 ) شماتيک واحد نمک زدايي يک مرحله اي
شکل 1 – 2 ) شماتيک واحد نمک زدايي دو مرحله اي
گرايشي که براي پالايش نفت خامهاي سنگينتر وجود دارد ، بر اهميت نمک زدايي مؤثر نفت خام افزوده است . معياري که براي نمک زدايي از نفت خام تا سالهاي اخير مورد استفاده قرار مي گرفت ، حضور 10 lb نمک يا بيشتر ( برحسب NaCl ) در 1000 bbl نفت خام بوده است . ولي اکنون بسياري از شرکتها تمامي نفت خامها را نمک زدايي مي کنند . در توجيه اين عمل اضافي ، کاهش قشر بستن و خوردگي دستگاهها و افزايش طول عمر کاتاليزور عنوان مي شود . در صورتي که مقدار نمک نفت خام بيش از 20 پوند در هر هزار بشکه باشد ، از نمک زدايي دو مرحله اي استفاده مي شود ، و در مواردي باقيمانده ها به روش کاتاليستي فرآورش مي شوند ، براي برخي از نفت خامها از نمک زدايي سه مرحله اي استفاده مي شود .
نمک در نفت خام بصورت حل شده و يا بصورت بلورين و معلق در آب که با نفت خام امولسيون مي دهد وجود دارد . اساس روش نمک زدايي از نفت خام ، شستشوي نمک موجود با آب است . در اينجا مسائلي در اختلاط مؤثر و اقتصادي آب و نفت و همچنين مرطوب سازي ذرات جامد معلق با آب و جدا سازي آب شستشو از نفت بروز مي کند . pH ، چگالي و ويسکازيته نفت خام و همچنين نسبت حجم آب شستشو به حجم نفت خام در سهولت تفکيک و بازدهي مؤثرند .
دومين هدف مهم از نمک زدايي ، حذف مواد جامد معلق در نفت خام است . اين مواد معمولاً عبارتند از : ذرات ريز ماسه ، رس ، خاک و ذرات اکسيد آهن و سولفيد آهن جدا شده از خطوط لوله ، مخازن و نفت کشها ، و ساير منابع آلاينده ، که در مرحله انتقال ويا بهره برداري وارد نفت خام مي شوند . %60 و يا حتي % 80 کل ذرات جامد معلق بزرگتر از 8/0 ميکرون بايد حذف شوند .
نمـک زدايـي به روش اخـتلاط نفـت خـام با 3 تا 10 درصـد حجمي آب ، در دمـاهاي 90 تا 150 درجه سانتي گراد انجام مي شود . نسبت آب به نفت خام و نيز دماي انجام اين عمليات ، توابعي از چگالي نفت خام هستند .
°APIآب شستشو ( درصد حجمي )دما °C°API > 404 – 3125 – 11530<°API<407 – 4140 – 125°API<3010 – 7150 – 140
جدول 1- 3 ) مقادير آب مورد نياز براي نفت خامهاي مختلف
نمکها در آب شستشو حل مي شوند ، و سپس فازهاي آب و نفت در مخزن جدا کننده از هم تفکيک مي شوند . اين کار يا با افزودن مواد شيميايي براي کمک به شکستن امولسيون يا از طريق ايجاد يک ميدان الکتريکي با پتانسيل بالا در مخزن ته نشيني و به هم پيوستن سريعتر ريز قطره هاي آب نمک انجام مي شود . شکلهاي ( 1- 3 ) و (1- 4 ) بدين منظور مي توان از جريان الکتريکي AC يا DC استفاده کرد . اختلاف پتانسيل لازم براي بهبود به هم پيوستن ريز قطره ها حدود 12000 تا 35000 ولت است .
با استفاده از واحدهاي نمک زدايي تک مرحله مي توان به بازدهي هاي 90 تا 95 درصد دست يافت و در مورد واحدهاي دو مرحله اي بازدهي به 99 درصد نيز مي رسد .
آب جبراني به طور متوسط بين 4 تا 5 درصد حجمي نفت خام است و در نمک زدايي دو مرحله اي در مرحله دوم افزوده مي شود . براي نفت خامهاي بسيار سنگين (°API<15 ) توصيه مي شود که نفت گاز به عنوان رقيق کننده در مرحله دوم فرآيند افزوده شود تا بازدهي جدا سازي افزايش يابد .
شکل 1 – 3 ) شماتيک يک نمک زدا
شکل 1 – 4 ) شکل واقعي يک نمک زدا
1-3 ) واحد سبک زدايي اتمسفري
نفت خام ، پس از نمک زدايي ، به داخل يک سري مبدلهاي گرمايي پمپ مي شود و دماي آن پس از تبادل حرارت با فرآورده و جريانهاي برگشتي به 550 در جه فارينهايت مي رسد سپس ، نفت خام در کوره حرارت بيشتري مي بيند تا دمايش به حدود 750 درجه فارينهايت برسد و پس از آن به منطقه سريع تفکيک کننده هاي اتمسفري وارد مي شود . دماي تخليه کوره به اندازه کافي زياد است ( 650 تا 750 درجه فارينهايت ) تا موجب تبخير تمام فرآورده هاي کشانده شده به بالاي منطقه تبخير آني ، به علاوه حدود 10 تا 20 درصد باقيمانده هاي ته برج شود . اين 10 تا 20 درصد تبخير اضافي موجب مي شود تا در سينيهاي بالاي منطقه تبخير آني ، نوعي تفکيک اجزاء به کمک جريان باز رواني دروني ، مازاد بر جريانهاي خروجي ، صورت پذيرد .
جريان بازرواني به چند طريق زير قابل انجام است
? از طريق مايع کردن جريان بخار خروجي بالاي برج و باز گرداندن بخشي از آن به بالاي برج ( Top Reflux )
? خارج کردن بخشي از برش نفت سفيد از برج ، خنک کردن آن در Kerosene Pump Around و باز گرداندن مجدد آن به يک سيني بالاتر
? خارج کردن بخشي از برش نفت گاز از برج ، خنک کردن آن در Gas Oil Pump Around و باز گرداندن مجدد آن به يک سيني بالاتر
هر يک از فرآورده هاي جانبي که از برج خارج مي شود ، مقدار جريان بازرواني در پايين منطقه خروج جريان را تقـليل مي دهد . جريان برگشتي بيشينه و تفکيک بيشينه موقعي تحقق مي يابد که همه گرما در بالاي برج دفع شود ولي چنين امري نياز به تغذيه مايع به صورت مخروط معکوس دارد که مستلزم يک برج با قطر بسيار بزرگ در منطقه بالاي برج است . به منظور تقليل قطـر منطـقه بالاي بـرج و حتـي کاهـش مقـدار مايع در طول ستون ، از جريانهاي مياني ، براي گرمـا گيري اسـتفاده مـي شود تا در زير نقاط خروج فرآورده ها جريانهاي بازرواني ايجاد گردد . بـدين منـظور مايع از برج خارج شده و پس از خنک شدن در مبدلهاي حرارتي به برج باز گردانده مي شود و يا اينکه تنها بخشي از مايع ، خنک شده و به برج باز گردانده مي شود . اين جريان خنک ، مقدار بيشتري از بخارهاي در حال صعود را مايع کرده بدين ترتيب جريان بازرواني در زير آن نقطه را افزايش مي دهد .
بازدهي انرژي عمليات تقطير نيز با استفاده از گردش جانبي جريان بازرواني بهبود مي يابد. چنانچه جريان بازرواني در چگالنده هاي بالاي برج براي کليه جريانهاي جانبي خروجي کافي باشد همه انرژي گرمايي در دماي نقطه جوش جريان بالاي برج مبادله مي شود . با استفاده از گردش جانبي جريانهاي بازرواني در نقاط پايينتر ستون ، دماي انتقال گرما بالاتر رفته مقدار بيشتري از انرژي گرمايي را مي توان به منظور پيش گرم نمودن خوراک ، دفع کرد .
در برج تقطير نفت خام ، معمولا ً از کمک گرم کن ( Reboiler ) استفاده نمي شود ، غالباً چند سيني در زير منطقه تبخير آني تعبيه مي شود تا با تزريق بخار آب از پايين ترين سيني، نفت گاز باقيمانده در مايع ته برج از آن خارج شود و بدين ترتيب ، جريان خروجي پايين برج با نقطه اشتعال بالا بدست آيد . بخار آب ، موجب کاهش فشار جزئي هيدروکربنها مي شود و بنابر اين دماي تبخير مورد نياز نيز تقليل مي يابد .
برج تقطير اتمسفري ، معمولاً داراي 30 تا 50 سيني تفکيک است . جدا کردن مخلوطهاي مرکب از نفت خام ، نسبتاً به آساني انجام مي شود و معمولاً از 5 تا 8 سيني براي هـر محصول جانبي ، به علاوه همين تعداد سيني در بالا و پايين سيني خوراک ، ضروري است . بنابر اين يک برج اتمسفري تقطير نفت خام با 4 جريان جانبي خروجي به 30 تا 45 سيني نياز خواهد داشت .
چون مواد سبکتر وارد مواد سنگينتر مي شوند و با آنها در هــر سـيني در حـال تعـادل مي باشند لذا جريانهاي مايع جانبي که از برج خارج مي شوند ، مقداري مواد با نقطه اشتعال پايين به همراه خواهند داشت و به اين ترتيب نقطعه اشتعال مايعات خروجي از ستون را کاهش مي دهند. در يک برج عريان سازي شامل 4 تا 10 سيني ، اين مواد سبک به کمک بخار آب تزريق شده از سيني پاييني ، از جريان جانبي جدا مي شوند . بخار آب و مواد سبک به منطقه تبخير برج اتمسفري ، در بالاي نقطه خروج جريان جانبي مربوطه باز گردانده مي شوند . شکل ( 1 – 6 )

شکل 1 – 5 ) شماتيک يک برج تقطير
پنتان و مواد سنگينتري که از بالاي برج خارج شده اند در چگالنده بالاي برج تقطير اتمسفري مايع مي شوند . اين بخش که بنزين سبک جريان بالاي برج را تشکيل مي دهد ، داراي مقداري پروپان و بوتان و عمدتاً همه مواد دير جوشتر موجود در فاز بخار بالاي برج مي باشد . بخشي از اين مايع به عنوان مايع بازرواني به بالاي برج باز گردانده مي شود و بقيه به قسمت تثبيت واحد صنعتي گاز پالايشگاه فرستاده مي شود و در آنجا پروپان و بوتان از بخش ( C5 – 180 °F ) بنزين LSR جدا مي شوند .
شکل 1 – 6 ) برج تقطير اتمسفري نفت خام
1-4 ) تقطير در خلأ
دماي لازم براي تقطير بخشهاي سنگين نفت خام در فشار جو چنان بالاست که احتمال وقوع کراکينگ حرارتي وجود خواهد داشت . در نتيجه موجب اتلاف مواد و قشر بستن تجهيزات مي گردد . به همين جهت ، مواد سنگين در خلأ تقطير مي شوند ، زيرا با کاهش فشار ، دماي جوش نيز کاهش مي يابد . تقطير ، در فشار مطلق با 25 تا 40 mmHg در منطقه تبخير آني انجام مي شود. براي بهبود کيفيت تبخير ، فشار حقيقي باز هم کاهش داده مي شود ( تا 10 mmHg يا کمتر ) . اين امر با افزودن بخار آب در گرم کنهاي ورودي و در پايين برج خلأ ميسر مي شود . افزودن بخار آب در گرم کن ورودي ، سرعت در لوله هاي گرم کن را افزايش داده و از ايجاد رسوب کک در گرمکن مي کاهد و همچنين موجب کاهش فشار جزئي هيدروکربنها در برج خلأ مي شود . مقدار بخار آب مورد استفاده با توجه به گستره جوش خوراک و جزء تبخير شده تعيين مي گردد ، ولي معمولا ً بين 10 تا 50 lb / bbl . شکل ( 1 – 7 )

شکل 1 – 7 ) واحد تقطير در خلأ نفت خام
دماهاي خروجي کوره نيز به گستره جوش خوراک و جزء تبخير شده و همچنين خصوصيات کک سازي خوراک بستگي دارد . سرعت جريانهاي زياد و افزايش بخار آب ، تشکيل کک را به حد اقل مي رساند و دماي خروجي کوره معمولاً بين 730 تا 850 °F است .
فشار مؤثر ( فشار مطلق کل منهاي فشار جزئي بخار آب ) در منطقه تبخير سريع ، تعيين کننده بخشي از خوراک است که در دماي خروجي معين کوره تبخير مي شود . بنابراين در طراحي برج تبخير جزء به جزء ، خطوط لوله بالاي برج ، و چگالنده ها بايد دقت کافي مبذول شود تا افت فشار بين دستگاه ايجاد خلأ و منطقه تبخير آني به حد اقل برسد . کاهش افت فشار به ميزان چند ميلي متر موجب صرفه جويي چندين دلار در هزينه هاي عمليات مي شود.
فشار بخارهاي پايين تر باعث مي شوند تا حجم بخار حاصل از تبخير يک بشکه زيادتر شود و به همين دليل ، قطر ستونهاي تقطير در خلأ بسيار بزرگتر از ستون تقطير اتمسفريک است . وجود برجهاي تقطير در خلأ با قطري نزديک به 40 فوت غير عادي نيست .
فشار مورد نظر در ستون تقطير با استفاده از برون پاشهاي بخاري (Ejector) و چگالنده هاي بارومتري و يا سطحي تأمين مي شود . تعداد و ابعاد اجکتورها و چگالنده هاي مورد استفاده ، بر اساس خلأ مورد نظر و کيفيت بخار مشخص مي شود . براي ايجاد فشار 25 mmHg در منطقه تبخير آني ، معمولاً از اجکتورهاي سه مرحله اي استفاده مي شود . مرحله اول بخار را مايع کرده و گازهاي مايع نشدني را متراکم مي کند . خلأ ايجاد شده محدود به فشار بخار آب مورد استفاده در چگالنده هاست ، چنانچه از آب خنکتري در چگالنده ها استفاده شود ، مي توان در برج تقطير در خلأ ، فشار مطلق پايينتري ايجاد کرد . چگالنده هاي سطحي عليرغم هزينه بالاتر ، در مقايسه با چگالنده هاي بارومتري ، کاربري بيشتري دارند ، زيرا از آلودگي آب با مواد نفتي جلوگيري مي شود .
1- 5 ) تجهيزات کمکي
در اغلب موارد ، بين مبدلهاي حرارتي مربوط به پيش گرمايش خوراک واحد تقطير اتمسفري و کوره مربوطه يک مخزن تبخير آني نصب مي شود . بخش سبکتر خوراک که تا اين مرحله حرارت کافي جذب کرده و به صورت بخار در آمده است ، در اين مخزن جدا مي شود و مستقيماً به منطقه تبخير سريع ( Flash Zone ) برج تقطير جزء به جزء فرستاده مي شود . بخش مايع پس از خروج از اين مخزن و گذشتن از کوره به منطقه تبخيرآني برج وارد مي شود . اين امر باعث مي شود که بتوان از کوره هاي کوچکتر و با هزينه کمتر ، استفاده کرد و همچنين ، در دماي خروجي پايين تر کوره ، مقادير يکساني از فرآورده هاي بالاسري برج را به دست آورد .
در برخي از پالايشگاهها به جاي اينکه قسمت تثبيت را در کارخانه گاز پالايشگاه قرار دهند ، آن را در بخش تقطير نفت خام جاي مي دهند . در مايع به دست آمده از بخار بالاسري برج اتمسفري ، مقداري پروپان و بوتان وجود دارد که فشار بخارشان بسيار بيشتر از حد مجاز براي تهيه مخلوط بنزين است . براي حذف اين هيدروکربنها ، باقيمانده جريان پس از برداشت مايع برگشتي، به داخل برج تثبيت کننده نفتا فرستاده مي شود تا با کاهش مقدار پروپان و بوتان موجود ، فشار بخار بنزين به ميزان لازم پايين بيايد . سپس در قسمت مخلوط سازي فرآورده هاي پالايشگاه ، نرمال بوتان به جريان بنزين اضافه مي شود تا فشار بخار رايد آن متناسب با نياز بازار تنظيم گردد .
1- 6 ) فرآورده هاي واحد تقطير نفت خام
مهمترين فرآورده هاي يک واحد تقطير نفت خام ، به ترتيب نقاط جوش صعودي عبارتند از :
گاز سوختي : گاز سوختي عمدتاً شامل متان و اتان است . در برخي از پالايشگاهها ، پـروپان افزون بر نياز گازهاي نفتي مايع شده ( LPG ) نيز به آن افزوده مي شود . نام ديگر اين گاز ” گاز خشک است ” .
گاز



قیمت: تومان


پاسخ دهید