منبع پایان‌نامه ارشد b (3433)

4 – 2 ) خوراک و محصولات واحد ..34
4 – 3 ) سرویسهای جانبی ( Utilities ) …42
4 – 4 ) شرح فرآیند …42
4 – 4 – 1 ) تقطیر جزء به جزء نفت خام ..42
4 – 4 – 2 ) تقطیر نفتا ..48
4 – 5 ) افزایش ظرفیت …51
4 – 6 ) انجام تغییرات ( Revamping )..53
4 – 7 ) شرح فرآیند واحد پس از انجام تغییرات..56
فصل پنجم انجام شبیه سازی ، شناسایی محدودیّتها
5 – 1 ) ) واحد 100 پالایشگاه آبادان پس از انجام تغییرات ( Revamping)60
5 – 1 ) انجام شبیه سازی و بررسی نتایج …60
5 – 1 – الف ) شبیه سازی واحد به شکل طراحی اولیه ( قبل از انجام تغییرات – با ظرفیت 130000 بشکه در روز ) 63
5 – 1 – ب ) شبیه سازی واحد به شکل بعد از انجام تغییرات 75
مطالعه 1 (شناسایی تنگناها)…75
فصل ششم اِعمال روش تقطیر پیشرفته جهت افزایش ظرفیت
6 – 1 ) مقدمه…90
6 – 2 ) بررسی امکان بکارگیری روش تقطیر پیشرفته
در واحد تقطیر 100 پالایشگاه آبادان..92
مطالعه 2 …93
فصل هفتم محاسبات اقتصادی
7 – 1 ) هزینه های سرمایه گذاری… 106
7-1-1 ) قیمت خرید و نصب برج پیش تفکیک. 106
7-1-2 ) قیمت خرید و نصب پمپ.. 107 7-1-3 ) کل هزینه های سرمایه گذاری.. 107
7 – 2 ) درآمدهای ناشی از انجام طرح.. 108
7-2-1 ) درآمد ناشی از افزایش ظرفیّت.. 108
7-2-2 ) درآمد حاصل از کاهش مصرف سوخت.. 109
7 – 3 ) سود ناشی از انجام طرح.. 109
فصل هشتم نتیجه گیری
8 – 1 ) نتایج ضمنی… 111
8 – 2 ) نتایج اصلی … 111
فهرست منابع فارسی… 113
فهرست منابع غیر فارسی… 114
چکیده انگلیسی… 115
فهــرســــــــــــت جدولها
شماره جدولعنوان صفحه
جدول ( 1 – 1 )گستره های جوش اجزاء نفت خام نوعی5
جدول ( 1 – 2 )نقاط برش TBP برای بخشهای مختلف نفت خام7
جدول ( 1 – 3 )مقادیر آب مورد نیاز برای نفت خامهای مختلف10
جدول ( 4 – 1 )مشخصات نفت خام36
جدول ( 4 – 2 )مشخصات فرآورده های مختلف و میزان تولید هرکدام
( بر مبنای 130000 بشکه در روز )39
جدول ( 4 – 3 )تقطیر فرآورده های مختلف بر اساس آزمایش
استاندارد ASTM D-86 40
جدول ( 5 – 1 )نتایج حاصل از مطالعه 1 75
جدول ( 5 – 2 )میزان استحصال فرآورده های مختلفدر ظرفیت 180000 بشکه در روز84
جدول ( 6 – 1 )بارحرارتی کوره و برخی مبدّلها ( در ظرفیت 180000 بشکه در
روز حاصل از شبیه سازی کل واحد برمبنای فرضیه مورد بحث ) 94
جدول ( 6 – 2 )مقایسه حد اکثر دبی مولی بخار و مایع درون برج تقطیر اتمسفری
برای دوحالت فعلی و پس از نصب برج پیش تفکیک95
جدول ( 7 – 1 )قیمت نفت خام ، فراورده ها و درآمد حاصل از افزایش ظرفیت واحد
به میزان 20000 بشکه در روز108
فهــرســــــــــــت نمودارها
شماره نمودارعنوان صفحه
نمودار ( 1 – 1 )رابطه بین نقاط جوش متوسط حجمی و نقاط جوش میانگین6
نمودار ( 1 – 2 )رابطه بین نقاط جوش متوسط حجمی و نقاط جوش متوسط مولی6
نمودار ( 4 – 1 )نقاط جوش واقعی نفت خام ( True Boiling Point )35
نمودار ( 4 – 2 )درصد استحصال فرآورده های مختلف از نفت خام- مورد انتظار طراحی 38
نمودار ( 5 – 1 )مقایسه میزان استحصال فرآورده های مختلف( شبیه سازی و عملیاتی )70
نمودار ( 5 – 2 )درصد استحصال فرآورده های مختلف از نفت خام( شبیه سازی )70
نمودار (5 – 3 )مقایسه نقاط اشتعال فرآورده های مختلف ( شبیه سازی و عملیاتی )71
نمودار ( 5 – 4 )مقایسه تقطیر نفتای سبک بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )72
نمودار ( 5 – 5 )مقایسه تقطیر نفتای ریفورمر بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )72
نمودار ( 5 – 6 )مقایسه تقطیر نفتای سنگین بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )73
نمودار ( 5 – 7 )مقایسه تقطیر نفت سفید بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )73
نمودار ( 5 – 8 )مقایسه تقطیر گازوئیل بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )74
نمودار ( 5 – 9 )مقایسه تقطیر ته مانده برج تقطیر اتمسفری بر مبنای
آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )74
نمودار ( 5 – 10 )پروفیل دبی مولی بخار و مایع درون برج تقطیر اتمسفری قبل از
افزایش ظرفیت ( با ظرفیت 130000 بشکه در روز)78
نمودار ( 5 – 11 )پروفیل دبی مولی بخار و مایع درون برج تقطیر اتمسفری بعد از
افزایش ظرفیت ( با ظرفیت 180000 بشکه در روز)79
نمودار ( 5 – 12)درصد استحصال فرآورده های مختلف –
در ظرفیت 180000 بشکه در روز 84
نمودار ( 5 – 13)مقایسه تقطیر نفتای سبک بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )85
نمودار ( 5 – 14)مقایسه تقطیر نفتای ریفورمر بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )85
نمودار ( 5 – 15)مقایسه تقطیر نفتای سنگین بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )86
نمودار ( 5 – 16)مقایسه تقطیر نفت سفید بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )86
نمودار ( 5 – 17)مقایسه تقطیر گازوئیل بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )87
نمودار ( 5 – 18)مقایسه تقطیر ته مانده برج تقطیر اتمسفری بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی )88
نمودار ( 5 – 19)مقایسه نقاط اشتعال فرآورده های مختلف بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-93 ( شبیه سازی و عملیاتی )89
نمودار ( 6 – 1 )پروفیل دبی مولی بخار و مایع درون برج تقطیر اتمسفری پس از نصب
برج پیش تفکیک ( با ظرفیت 180000 بشکه در روز)96
نمودار ( 6 – 2 )مقایسه میزان قابل حصول فرآورده های مختلف
( حاصل از شبیه سازی و طراحی) 100
نمودار ( 6 – 3 )درصد قابل حصول فرآورده های مختلف ( حاصل از شبیه سازی )100
نمودار ( 6 – 4 )مقایسه تقطیر نفتای سبک بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 101
نمودار ( 6 – 5 )مقایسه تقطیر نفتای ریفورمر بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 101 نمودار ( 6 – 6 )مقایسه تقطیر نفتای سنگین بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 102
نمودار ( 6 – 7 )مقایسه تقطیر نفت سفید بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 102
نمودار ( 6 – 8 )مقایسه تقطیر گازوئیل بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 103
نمودار ( 6 – 9 )مقایسه تقطیر ته مانده برج تقطیر اتمسفری بر مبنای
آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 103
نمودار ( 6 – 10)مقایسه نقاط اشتعال فرآورده های مختلف بر مبنای آزمایش
استاندارد ASTM D-93 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 104
فهــرســــــــــــت شکلها
شماره شکلعنوان صفحه

شکل ( 1 – 1 ) شماتیک واحد نمک زدایی یک مرحله ای8
شکل ( 1 – 2 ) شماتیک واحد نمک زدایی دو مرحله ای8
شکل ( 1 – 3 ) شماتیک یک نمک زدا11
شکل ( 1 – 4 ) شکل واقعی یک نمک زدا11
شکل ( 1 – 5 ) شماتیک یک برج تقطیر اتمسفری 14
شکل ( 1 – 6 ) برج تقطیر اتمسفری نفت خام 15
شکل ( 1 – 7 ) واحد تقطیر در خلأ نفت خام 16
شکل ( 2 – 1 ) برج تقطیر اتمسفری نفت خام22
شکل ( 2 – 2 ) نحوه توالی برجها در روش تقطیر غیر مستقیم23
شکل ( 2 – 3 ) نحوه توالی برجها در روش تقطیر مستقیم24
شکل ( 2 – 4 ) شمای یک واحد تقطیر پیشرفته ( پالایشگاه میدر آلمان)26
شکل ( 4 – 1 ) نمودار جریان خوراک و فرآورده های مختلف در واحدتقطیر 85
پالایشگاه آبادان در ظرفیت 130000 بشکه در روز 41
شکل ( 4 – 2 ) مسیر پیش گرمایش نفت خام44
شکل ( 4 – 3 ) ظرف پیش تبخیر آنی و موقعیت قرار گرفتن آن در مسیر
پیش گرمایش نفت خام 54
شکل ( 5 – 1 ) محیط اصلی شبیه سازی ( Main Case ) 64

در این سایت فقط تکه هایی از این مطلب با شماره بندی انتهای صفحه درج می شود که ممکن است هنگام انتقال از فایل ورد به داخل سایت کلمات به هم بریزد یا شکل ها درج نشود

شما می توانید تکه های دیگری از این مطلب را با جستجو در همین سایت بخوانید

ولی برای دانلود فایل اصلی با فرمت ورد حاوی تمامی قسمت ها با منابع کامل

اینجا کلیک کنید

شکل ( 5 – 2 ) بخش پیش گرمایش نفت خام 65
شکل ( 5 – 3 ) کوره و برج تقطیر اتمسفری 66
شکل ( 5 – 4 ) محیط فرعی برج تقطیر اتمسفری 67
شکل ( 5 – 5 ) بخش خنک نمودن محصولات خروجی از برج تقطیر اتمسفری 68
شکل ( 5 – 6 ) بخش تقطیر نفتا 69
شکل ( 5 – 7 ) محیط اصلی شبیه سازی ( Main Case ) 81
شکل ( 5 – 8 ) بخش پیش گرمایش نفت خام 82
شکل ( 5 – 9 ) کوره و برج تقطیر اتمسفری 83
شکل ( 6 – 1 ) محیط اصلی شبیه سازی- پس از نصب Prefractionator 97
شکل ( 6 – 2 ) شبکه مبدّلهای حرارتی پیش گرمکن نفت خام در وضعیّت جدید 98
شکل ( 6 – 3 ) برج تقطیر اتمسفری کوره و برج پیش تفکیک جدید 99
مقدمه
هنگامی که یک شرکت پالایشی تصمیم به افزایش ظرفیت می گیرد طبیعتاً اولین واحدی که باید مورد ارزیابی قرار گیرد واحد تقطیر یا اصطلاحاً ( Topping Unit ) می باشد . سعی در برداشتن گلوگاهها از امـکانات و قابلیتهای موجــود کــه غالباً Retrofit Design گفته می شود ، کم هزینه ترین و سریعترین راه جهت دستیابی به ظرفیتهای تولید بالاتر با قبـــول کمــتریـن ریسک می باشد.
بالا رفتن قیمت محصولات نفتی و به تبع آن هزینه های انرژی که به علت تحولات سیاسی و بین المللی صورت گرفته است باعث شد تا کشورهای صنعتی که بزرگترین مصرف کنندگان انرژی در جهان هستند تلاشهای بسیاری را به منظور بهینه سازی صنایع نفتی و پتروشیمیایی که بزرگترین و پر مصرف ترین صنایع از لحاظ مصرف انرژی می باشند ، انجام دهند . نتیجه این تلاشها عمدتاً به دو صورت زیر بیان می گردد :
1) کاهش مصرف انرژی به روش استفاده بهینه از انرژیهای موجود در واحد صنعتی مورد بحث
2) تجدید نظر در طراحی و ساختار واحدهای نفتی و پتروشیمی
معمولاً در روش اول نیازبه انجام تغییرات اساسی در ساختار واحد نمی باشد لذا هزینه های انجام شده کمینه خواهد بود . در حالیکه در روش دوم غالباً نیاز به انجام یک سری تغییرات جهت دستیابی به هدف مورد نظر می باشد .
در این بحث ابتدا مروری بر تئوری موجود در تقطیر معمولی خواهیم داشت. آنگاه به شرح تقطیر پیشرفته (Progressive distillation) و روشهای ممکن جهت اِعمال و به کارگیری آن (در واحد تقطیر 100 پالایشگاه آبادان) خواهیم پرداخت. سپس با انجام شبیه سازی شرایط مختلف فرایندی و میزان مصرف انرژی را در دو حالت تقطیر معمولی و پیشرفته مقایسه خواهیم کرد. همچنین توضیح مختصری در رابطه با شبیه سازی و نحوه انجام آن برای واحد مورد بحث داده خواهد شد.

فصل اول
تقطیر نفت خام
1- 1 ) تقطیر نفت خام
دستگاههای تقطیر نفت خام ، نخستین واحدهای فرآورش عمده در پالایشگاه هستند . این دستگاهها برای تفکیک نفت خام به روش تقطیر به اجزایی بر حسب نقطه جوششان به کار گرفته می شوند ، بدین ترتیب که منابع خوراک هر یک از واحـدهای فــرآورش بعـدی با توجه به مشخصه های مورد نیازشان تهیه می شوند . به منظور دستیابی به بازدهی های بالاتر و هزینه های پایینتر ، تفکیک نفت خام در دو مرحله صورت می گیرد :
* مرحله اول تفکیک جزء به جزء همه نفت خام در فشار جو
* مرحله دوم ارسال باقیمانده دیر جوش مرحله اول به دستگاه تفکیک دیگری که تحت خلأ شدید عمل می کند .
از دستگاه تقطیر در خلأ ، برای جداسازی قسمت سنگینتر نفت خام به اجزاء مختلف استفاده می شود ، زیرا دمای بالایی که برای تبخیر این قسمت سنگین در فشار جو لازم است موجب کراکینگ گرمایی آن می شود که خود موجب ضایعات ناشی از تولید گاز خشک ، و همچنین تغییر رنگ محصول و قشر بستن تجهیزات براثر تولید کک می شود .
نقاط برش بخشهای نوعی و گستره های جوش بخشهای حاصل از دستگاههای تقطیر در فشار اتمسفری و تقطیر در خلأ در جداول ( 1 – 1 ) و ( 1 – 2 ) ارائه شده اند .
جزءگستره های جوشASTM (°F)TBP(°F)بوتان و مواد سبکترنفتای سبک تقطیر مسقیم ( LSR )220 – 90190 – 90نفتای سنگین تقطیر مسقیم ( HSR )400 – 180380 – 190نفت سفید540 – 330520 – 380نفت گاز سبک ( LGO )640 – 420610 – 520نفت گاز اتمسفری ( AGO )830 – 550800 – 610نفت گاز خلأ ( VGO )1050 – 7501050 – 800باقیمانده خام تقطیر در خلأ ( VRC )+1050+1050
جدول 1 – 1 ) گستره های جوش اجزاء نفت خام نوعی

روابط بین نقاط جوش متوسط حجمی ، متوسط مولی ، و متوسط میانگین اجزاء نفت خام در شکلهای زیر نشان داده شده است .
نمودار 1 – 1 ) رابطه بین نقاط جوش متوسط حجمی و نقاط جوش میانگین
نمودار 1 – 2 ) رابطه بین نقاط جوش متوسط حجمی و نقاط جوش متوسط مولی
برشIBP (°F)EP (°F)مصرف فرآیندی
برش بنزین LSR90180بنزین سبک ( مینیمم )90190برش LSR معمولی80220برش LSR ( ماکزیمم )
برش بنزین HSR ( نفتا )
180380برش رفرمینگ ( تبدیل ماکزیمم )190330OPR سوخت جت ( ماکزیمم )220330برش رفرمینگ ( تبدیل مینیمم )
نفت سفید330520برش نفت سفید ( ماکزیمم )330480برش سوخت جت 50 ( ماکزیمم )380520عملیات تولید بنزین (ماکزیمم )
نفت گاز سبک420610سوخت دیزل ( ماکزیمم )480610سوخت جت ( ماکزیمم )520610نفت سفید ( ماکزیمم )نفت گاز سنگین ( HGO )610800خوراک واحد کراکینگ کاتالیستی
یا واحد هیدرو کراکینگ
نفت گاز خلأ8001050خوراک واحد آسفالت زدایی
یا واحد کراکینگ کاتالیستی800950خوراک واحد کراکینگ کاتالیستی
یا واحد هیدروکراکینگ
جدول 1- 2 ) نقاط برش TBP برای بخشهای مختلف نفت خام
1 -2 ) نمک زدایی از نفت خام
چنانچه نمک موجود در نفت خام از 10 lb/ 1000 bbl ( بر حسب مقدار NaCl ) بیشتر باشد ، نفت خام باید نمک زدایی شود تا از قشر بستن و خوردگی براثر نمک در سطوح انتقال گرما و همچنین تولید اسیدها از طریق تجزیه نمکهای کلر دار جلوگیری به عمل آید . به علاوه ، برخی از فلزاتی که به صورت ترکیبات غیر آلی محلول در آب که با نفت خام تولید امولسیون نموده و سبب غیر فعال شدن کاتالیزور در واحدهای فرآورش کاتالیستی می شوند ، نیز ، در فرآیند نمک زدایی حذف می شوند .
شکل 1 – 1 ) شماتیک واحد نمک زدایی یک مرحله ای
شکل 1 – 2 ) شماتیک واحد نمک زدایی دو مرحله ای
گرایشی که برای پالایش نفت خامهای سنگینتر وجود دارد ، بر اهمیت نمک زدایی مؤثر نفت خام افزوده است . معیاری که برای نمک زدایی از نفت خام تا سالهای اخیر مورد استفاده قرار می گرفت ، حضور 10 lb نمک یا بیشتر ( برحسب NaCl ) در 1000 bbl نفت خام بوده است . ولی اکنون بسیاری از شرکتها تمامی نفت خامها را نمک زدایی می کنند . در توجیه این عمل اضافی ، کاهش قشر بستن و خوردگی دستگاهها و افزایش طول عمر کاتالیزور عنوان می شود . در صورتی که مقدار نمک نفت خام بیش از 20 پوند در هر هزار بشکه باشد ، از نمک زدایی دو مرحله ای استفاده می شود ، و در مواردی باقیمانده ها به روش کاتالیستی فرآورش می شوند ، برای برخی از نفت خامها از نمک زدایی سه مرحله ای استفاده می شود .
نمک در نفت خام بصورت حل شده و یا بصورت بلورین و معلق در آب که با نفت خام امولسیون می دهد وجود دارد . اساس روش نمک زدایی از نفت خام ، شستشوی نمک موجود با آب است . در اینجا مسائلی در اختلاط مؤثر و اقتصادی آب و نفت و همچنین مرطوب سازی ذرات جامد معلق با آب و جدا سازی آب شستشو از نفت بروز می کند . pH ، چگالی و ویسکازیته نفت خام و همچنین نسبت حجم آب شستشو به حجم نفت خام در سهولت تفکیک و بازدهی مؤثرند .
دومین هدف مهم از نمک زدایی ، حذف مواد جامد معلق در نفت خام است . این مواد معمولاً عبارتند از : ذرات ریز ماسه ، رس ، خاک و ذرات اکسید آهن و سولفید آهن جدا شده از خطوط لوله ، مخازن و نفت کشها ، و سایر منابع آلاینده ، که در مرحله انتقال ویا بهره برداری وارد نفت خام می شوند . %60 و یا حتی % 80 کل ذرات جامد معلق بزرگتر از 8/0 میکرون باید حذف شوند .
نمـک زدایـی به روش اخـتلاط نفـت خـام با 3 تا 10 درصـد حجمی آب ، در دمـاهای 90 تا 150 درجه سانتی گراد انجام می شود . نسبت آب به نفت خام و نیز دمای انجام این عملیات ، توابعی از چگالی نفت خام هستند .
°APIآب شستشو ( درصد حجمی )دما °C°API > 404 – 3125 – 11530<°API<407 – 4140 – 125°API<3010 – 7150 – 140
جدول 1- 3 ) مقادیر آب مورد نیاز برای نفت خامهای مختلف
نمکها در آب شستشو حل می شوند ، و سپس فازهای آب و نفت در مخزن جدا کننده از هم تفکیک می شوند . این کار یا با افزودن مواد شیمیایی برای کمک به شکستن امولسیون یا از طریق ایجاد یک میدان الکتریکی با پتانسیل بالا در مخزن ته نشینی و به هم پیوستن سریعتر ریز قطره های آب نمک انجام می شود . شکلهای ( 1- 3 ) و (1- 4 ) بدین منظور می توان از جریان الکتریکی AC یا DC استفاده کرد . اختلاف پتانسیل لازم برای بهبود به هم پیوستن ریز قطره ها حدود 12000 تا 35000 ولت است .
با استفاده از واحدهای نمک زدایی تک مرحله می توان به بازدهی های 90 تا 95 درصد دست یافت و در مورد واحدهای دو مرحله ای بازدهی به 99 درصد نیز می رسد .
آب جبرانی به طور متوسط بین 4 تا 5 درصد حجمی نفت خام است و در نمک زدایی دو مرحله ای در مرحله دوم افزوده می شود . برای نفت خامهای بسیار سنگین (°API<15 ) توصیه می شود که نفت گاز به عنوان رقیق کننده در مرحله دوم فرآیند افزوده شود تا بازدهی جدا سازی افزایش یابد .
شکل 1 – 3 ) شماتیک یک نمک زدا
شکل 1 – 4 ) شکل واقعی یک نمک زدا
1-3 ) واحد سبک زدایی اتمسفری
نفت خام ، پس از نمک زدایی ، به داخل یک سری مبدلهای گرمایی پمپ می شود و دمای آن پس از تبادل حرارت با فرآورده و جریانهای برگشتی به 550 در جه فارینهایت می رسد سپس ، نفت خام در کوره حرارت بیشتری می بیند تا دمایش به حدود 750 درجه فارینهایت برسد و پس از آن به منطقه سریع تفکیک کننده های اتمسفری وارد می شود . دمای تخلیه کوره به اندازه کافی زیاد است ( 650 تا 750 درجه فارینهایت ) تا موجب تبخیر تمام فرآورده های کشانده شده به بالای منطقه تبخیر آنی ، به علاوه حدود 10 تا 20 درصد باقیمانده های ته برج شود . این 10 تا 20 درصد تبخیر اضافی موجب می شود تا در سینیهای بالای منطقه تبخیر آنی ، نوعی تفکیک اجزاء به کمک جریان باز روانی درونی ، مازاد بر جریانهای خروجی ، صورت پذیرد .
جریان بازروانی به چند طریق زیر قابل انجام است
? از طریق مایع کردن جریان بخار خروجی بالای برج و باز گرداندن بخشی از آن به بالای برج ( Top Reflux )
? خارج کردن بخشی از برش نفت سفید از برج ، خنک کردن آن در Kerosene Pump Around و باز گرداندن مجدد آن به یک سینی بالاتر
? خارج کردن بخشی از برش نفت گاز از برج ، خنک کردن آن در Gas Oil Pump Around و باز گرداندن مجدد آن به یک سینی بالاتر
هر یک از فرآورده های جانبی که از برج خارج می شود ، مقدار جریان بازروانی در پایین منطقه خروج جریان را تقـلیل می دهد . جریان برگشتی بیشینه و تفکیک بیشینه موقعی تحقق می یابد که همه گرما در بالای برج دفع شود ولی چنین امری نیاز به تغذیه مایع به صورت مخروط معکوس دارد که مستلزم یک برج با قطر بسیار بزرگ در منطقه بالای برج است . به منظور تقلیل قطـر منطـقه بالای بـرج و حتـی کاهـش مقـدار مایع در طول ستون ، از جریانهای میانی ، برای گرمـا گیری اسـتفاده مـی شود تا در زیر نقاط خروج فرآورده ها جریانهای بازروانی ایجاد گردد . بـدین منـظور مایع از برج خارج شده و پس از خنک شدن در مبدلهای حرارتی به برج باز گردانده می شود و یا اینکه تنها بخشی از مایع ، خنک شده و به برج باز گردانده می شود . این جریان خنک ، مقدار بیشتری از بخارهای در حال صعود را مایع کرده بدین ترتیب جریان بازروانی در زیر آن نقطه را افزایش می دهد .
بازدهی انرژی عملیات تقطیر نیز با استفاده از گردش جانبی جریان بازروانی بهبود می یابد. چنانچه جریان بازروانی در چگالنده های بالای برج برای کلیه جریانهای جانبی خروجی کافی باشد همه انرژی گرمایی در دمای نقطه جوش جریان بالای برج مبادله می شود . با استفاده از گردش جانبی جریانهای بازروانی در نقاط پایینتر ستون ، دمای انتقال گرما بالاتر رفته مقدار بیشتری از انرژی گرمایی را می توان به منظور پیش گرم نمودن خوراک ، دفع کرد .
در برج تقطیر نفت خام ، معمولا ً از کمک گرم کن ( Reboiler ) استفاده نمی شود ، غالباً چند سینی در زیر منطقه تبخیر آنی تعبیه می شود تا با تزریق بخار آب از پایین ترین سینی، نفت گاز باقیمانده در مایع ته برج از آن خارج شود و بدین ترتیب ، جریان خروجی پایین برج با نقطه اشتعال بالا بدست آید . بخار آب ، موجب کاهش فشار جزئی هیدروکربنها می شود و بنابر این دمای تبخیر مورد نیاز نیز تقلیل می یابد .
برج تقطیر اتمسفری ، معمولاً دارای 30 تا 50 سینی تفکیک است . جدا کردن مخلوطهای مرکب از نفت خام ، نسبتاً به آسانی انجام می شود و معمولاً از 5 تا 8 سینی برای هـر محصول جانبی ، به علاوه همین تعداد سینی در بالا و پایین سینی خوراک ، ضروری است . بنابر این یک برج اتمسفری تقطیر نفت خام با 4 جریان جانبی خروجی به 30 تا 45 سینی نیاز خواهد داشت .
چون مواد سبکتر وارد مواد سنگینتر می شوند و با آنها در هــر سـینی در حـال تعـادل می باشند لذا جریانهای مایع جانبی که از برج خارج می شوند ، مقداری مواد با نقطه اشتعال پایین به همراه خواهند داشت و به این ترتیب نقطعه اشتعال مایعات خروجی از ستون را کاهش می دهند. در یک برج عریان سازی شامل 4 تا 10 سینی ، این مواد سبک به کمک بخار آب تزریق شده از سینی پایینی ، از جریان جانبی جدا می شوند . بخار آب و مواد سبک به منطقه تبخیر برج اتمسفری ، در بالای نقطه خروج جریان جانبی مربوطه باز گردانده می شوند . شکل ( 1 – 6 )

شکل 1 – 5 ) شماتیک یک برج تقطیر
پنتان و مواد سنگینتری که از بالای برج خارج شده اند در چگالنده بالای برج تقطیر اتمسفری مایع می شوند . این بخش که بنزین سبک جریان بالای برج را تشکیل می دهد ، دارای مقداری پروپان و بوتان و عمدتاً همه مواد دیر جوشتر موجود در فاز بخار بالای برج می باشد . بخشی از این مایع به عنوان مایع بازروانی به بالای برج باز گردانده می شود و بقیه به قسمت تثبیت واحد صنعتی گاز پالایشگاه فرستاده می شود و در آنجا پروپان و بوتان از بخش ( C5 – 180 °F ) بنزین LSR جدا می شوند .
شکل 1 – 6 ) برج تقطیر اتمسفری نفت خام
1-4 ) تقطیر در خلأ
دمای لازم برای تقطیر بخشهای سنگین نفت خام در فشار جو چنان بالاست که احتمال وقوع کراکینگ حرارتی وجود خواهد داشت . در نتیجه موجب اتلاف مواد و قشر بستن تجهیزات می گردد . به همین جهت ، مواد سنگین در خلأ تقطیر می شوند ، زیرا با کاهش فشار ، دمای جوش نیز کاهش می یابد . تقطیر ، در فشار مطلق با 25 تا 40 mmHg در منطقه تبخیر آنی انجام می شود. برای بهبود کیفیت تبخیر ، فشار حقیقی باز هم کاهش داده می شود ( تا 10 mmHg یا کمتر ) . این امر با افزودن بخار آب در گرم کنهای ورودی و در پایین برج خلأ میسر می شود . افزودن بخار آب در گرم کن ورودی ، سرعت در لوله های گرم کن را افزایش داده و از ایجاد رسوب کک در گرمکن می کاهد و همچنین موجب کاهش فشار جزئی هیدروکربنها در برج خلأ می شود . مقدار بخار آب مورد استفاده با توجه به گستره جوش خوراک و جزء تبخیر شده تعیین می گردد ، ولی معمولا ً بین 10 تا 50 lb / bbl . شکل ( 1 – 7 )

شکل 1 – 7 ) واحد تقطیر در خلأ نفت خام
دماهای خروجی کوره نیز به گستره جوش خوراک و جزء تبخیر شده و همچنین خصوصیات کک سازی خوراک بستگی دارد . سرعت جریانهای زیاد و افزایش بخار آب ، تشکیل کک را به حد اقل می رساند و دمای خروجی کوره معمولاً بین 730 تا 850 °F است .
فشار مؤثر ( فشار مطلق کل منهای فشار جزئی بخار آب ) در منطقه تبخیر سریع ، تعیین کننده بخشی از خوراک است که در دمای خروجی معین کوره تبخیر می شود . بنابراین در طراحی برج تبخیر جزء به جزء ، خطوط لوله بالای برج ، و چگالنده ها باید دقت کافی مبذول شود تا افت فشار بین دستگاه ایجاد خلأ و منطقه تبخیر آنی به حد اقل برسد . کاهش افت فشار به میزان چند میلی متر موجب صرفه جویی چندین دلار در هزینه های عملیات می شود.
فشار بخارهای پایین تر باعث می شوند تا حجم بخار حاصل از تبخیر یک بشکه زیادتر شود و به همین دلیل ، قطر ستونهای تقطیر در خلأ بسیار بزرگتر از ستون تقطیر اتمسفریک است . وجود برجهای تقطیر در خلأ با قطری نزدیک به 40 فوت غیر عادی نیست .
فشار مورد نظر در ستون تقطیر با استفاده از برون پاشهای بخاری (Ejector) و چگالنده های بارومتری و یا سطحی تأمین می شود . تعداد و ابعاد اجکتورها و چگالنده های مورد استفاده ، بر اساس خلأ مورد نظر و کیفیت بخار مشخص می شود . برای ایجاد فشار 25 mmHg در منطقه تبخیر آنی ، معمولاً از اجکتورهای سه مرحله ای استفاده می شود . مرحله اول بخار را مایع کرده و گازهای مایع نشدنی را متراکم می کند . خلأ ایجاد شده محدود به فشار بخار آب مورد استفاده در چگالنده هاست ، چنانچه از آب خنکتری در چگالنده ها استفاده شود ، می توان در برج تقطیر در خلأ ، فشار مطلق پایینتری ایجاد کرد . چگالنده های سطحی علیرغم هزینه بالاتر ، در مقایسه با چگالنده های بارومتری ، کاربری بیشتری دارند ، زیرا از آلودگی آب با مواد نفتی جلوگیری می شود .
1- 5 ) تجهیزات کمکی
در اغلب موارد ، بین مبدلهای حرارتی مربوط به پیش گرمایش خوراک واحد تقطیر اتمسفری و کوره مربوطه یک مخزن تبخیر آنی نصب می شود . بخش سبکتر خوراک که تا این مرحله حرارت کافی جذب کرده و به صورت بخار در آمده است ، در این مخزن جدا می شود و مستقیماً به منطقه تبخیر سریع ( Flash Zone ) برج تقطیر جزء به جزء فرستاده می شود . بخش مایع پس از خروج از این مخزن و گذشتن از کوره به منطقه تبخیرآنی برج وارد می شود . این امر باعث می شود که بتوان از کوره های کوچکتر و با هزینه کمتر ، استفاده کرد و همچنین ، در دمای خروجی پایین تر کوره ، مقادیر یکسانی از فرآورده های بالاسری برج را به دست آورد .
در برخی از پالایشگاهها به جای اینکه قسمت تثبیت را در کارخانه گاز پالایشگاه قرار دهند ، آن را در بخش تقطیر نفت خام جای می دهند . در مایع به دست آمده از بخار بالاسری برج اتمسفری ، مقداری پروپان و بوتان وجود دارد که فشار بخارشان بسیار بیشتر از حد مجاز برای تهیه مخلوط بنزین است . برای حذف این هیدروکربنها ، باقیمانده جریان پس از برداشت مایع برگشتی، به داخل برج تثبیت کننده نفتا فرستاده می شود تا با کاهش مقدار پروپان و بوتان موجود ، فشار بخار بنزین به میزان لازم پایین بیاید . سپس در قسمت مخلوط سازی فرآورده های پالایشگاه ، نرمال بوتان به جریان بنزین اضافه می شود تا فشار بخار راید آن متناسب با نیاز بازار تنظیم گردد .

دیدگاهتان را بنویسید