واژگان كليدي: تقطير نفت خام ، افزايش ظرفيّت ، پيش گرمايش نفت خام ، تقطير پيشرفته ، برج پيش تفكيك فهــرســــــــــــت عنوان صفحه مقدمه . . . 1 فصل اول تقطیر نفت خام1 – 1 ) تقطیر نفت خام . . . . 41 – 2 ) نمک زدایی از نفت خام . . . . 81 – 3 ) واحد سبک زدایی اتمسفری . . . 121 – 4 ) تقطیر در خلأ . . . 161 – 5 ) تجهیزات کمکی . . . 181 – 6 ) فرآورده های واحد تقطیر نفت خام . . 19 فصل دوم تقطير پيشرفته2 – 1 ) تقطير پيشرفته . . . 22 فصل سوم مدل سازی و شبیه سازی3 – 1 ) مدل سازی و شبیه سازی . . . 283 – 2 ) کاربردهای شبیه سازی . . . 293 – 3 ) کاربردهای نوین شبیه سازی. . . 313 – 4 ) ارتباط با نرم افزارهای دیگر . . . 32 فصل چهارم واحد تقطیر 85 پالایشگاه آبادان 4 – 1 ) هدف از ایجاد واحد تقطیر 85 پالایشگاه آبادان.. 344 – 2 ) خوراک و محصولات واحد . . 344 – 3 ) سرویسهای جانبی ( Utilities ) . . . 424 – 4 ) شرح فرآیند . . . 424 – 4 – 1 ) تقطیر جزء به جزء نفت خام . . 424 – 4 – 2 ) تقطیر نفتا . . 484 – 5 ) افزایش ظرفیت . . . 514 – 6 ) انجام تغییرات ( Revamping ) . . 534 – 7 ) شرح فرآیند واحد پس از انجام تغییرات. . 56فصل پنجم انجام شبیه سازی ، شناسایی محدودیّتها 5 – 1 ) ) واحد 100 پالایشگاه آبادان پس از انجام تغییرات ( Revamping) 605 – 1 ) انجام شبیه سازی و بررسی نتایج . . . 605 – 1 – الف ) شبیه سازی واحد به شکل طراحی اولیه ( قبل از انجام تغییرات – با ظرفیت 130000 بشکه در روز ) 635 – 1 – ب ) شبیه سازی واحد به شکل بعد از انجام تغییرات 75مطالعة 1 (شناسایی تنگناها) . . . 75فصل ششم اِعمال روش تقطیر پیشرفته جهت افزایش ظرفیت6 – 1 ) مقدمه . . . 906 – 2 ) بررسی امکان بکارگیری روش تقطیر پیشرفتهدر واحد تقطیر 100 پالایشگاه آبادان . . 92مطالعة 2 . . . 93فصل هفتم محاسبات اقتصادی7 – 1 ) هزینه های سرمایه گذاری . . . 1067-1-1 ) قیمت خرید و نصب برج پیش تفکیک . 1067-1-2 ) قیمت خرید و نصب پمپ . . 1077-1-3 ) کل هزینه های سرمایه گذاری . . 1077 – 2 ) درآمدهای ناشی از انجام طرح . . 1087-2-1 ) درآمد ناشی از افزایش ظرفیّت . . 1087-2-2 ) درآمد حاصل از کاهش مصرف سوخت. . 1097 – 3 ) سود ناشی از انجام طرح . . 109فصل هشتم نتیجه گیری 8 – 1 ) نتایج ضمنی . . . 1118 – 2 ) نتایج اصلی . . . 111 فهرست منابع فارسی . . . 113فهرست منابع غیر فارسی . . . 114چکیده انگلیسی . . . 115فهــرســــــــــــت جدولها شماره جدول عنوان صفحه جدول ( 1 – 1 ) گستره های جوش اجزاء نفت خام نوعی 5جدول ( 1 – 2 ) نقاط برش TBP برای بخشهای مختلف نفت خام 7جدول ( 1 – 3 ) مقادیر آب مورد نیاز برای نفت خامهای مختلف 10جدول ( 4 – 1 ) مشخصات نفت خام 36جدول ( 4 – 2 ) مشخصات فرآورده های مختلف و میزان تولید هرکدام( بر مبنای 130000 بشکه در روز ) 39جدول ( 4 – 3 ) تقطیر فرآورده های مختلف بر اساس آزمایشاستاندارد ASTM D-86 40جدول ( 5 – 1 ) نتایج حاصل از مطالعه 1 75جدول ( 5 – 2 ) میزان استحصال فرآورده های مختلفدر ظرفیت 180000 بشکه در روز 84جدول ( 6 – 1 ) بارحرارتی کوره و برخی مبدّلها ( در ظرفیت 180000 بشکه درروز حاصل از شبیه سازی کل واحد برمبنای فرضیه مورد بحث ) 94جدول ( 6 – 2 ) مقایسه حد اکثر دبی مولی بخار و مایع درون برج تقطیر اتمسفریبرای دوحالت فعلی و پس از نصب برج پیش تفکیک 95جدول ( 7 – 1 ) قیمت نفت خام ، فراورده ها و درآمد حاصل از افزایش ظرفیت واحدبه میزان 20000 بشکه در روز 108 فهــرســــــــــــت نمودارها شماره نمودار عنوان صفحه نمودار ( 1 – 1 ) رابطه بین نقاط جوش متوسط حجمی و نقاط جوش میانگین 6نمودار ( 1 – 2 ) رابطه بین نقاط جوش متوسط حجمی و نقاط جوش متوسط مولی6نمودار ( 4 – 1 ) نقاط جوش واقعی نفت خام ( True Boiling Point ) 35نمودار ( 4 – 2 ) درصد استحصال فرآورده های مختلف از نفت خام- مورد انتظار طراحی 38نمودار ( 5 – 1 ) مقایسه میزان استحصال فرآورده های مختلف( شبیه سازی و عملیاتی ) 70نمودار ( 5 – 2 ) درصد استحصال فرآورده های مختلف از نفت خام( شبیه سازی ) 70نمودار (5 – 3 ) مقایسه نقاط اشتعال فرآورده های مختلف ( شبیه سازی و عملیاتی ) 71نمودار ( 5 – 4 ) مقایسه تقطیر نفتای سبک بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 72نمودار ( 5 – 5 ) مقایسه تقطیر نفتای ریفورمر بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 72نمودار ( 5 – 6 ) مقایسه تقطیر نفتای سنگین بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 73نمودار ( 5 – 7 ) مقایسه تقطیر نفت سفید بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 73نمودار ( 5 – 8 ) مقایسه تقطیر گازوئیل بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 74نمودار ( 5 – 9 ) مقایسه تقطیر ته مانده برج تقطیر اتمسفری بر مبنایآزمایش استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 74نمودار ( 5 – 10 ) پروفیل دبی مولی بخار و مایع درون برج تقطیر اتمسفری قبل ازافزایش ظرفیت ( با ظرفیت 130000 بشکه در روز) 78نمودار ( 5 – 11 ) پروفیل دبی مولی بخار و مایع درون برج تقطیر اتمسفری بعد ازافزایش ظرفیت ( با ظرفیت 180000 بشکه در روز) 79نمودار ( 5 – 12) درصد استحصال فرآورده های مختلف –در ظرفیت 180000 بشکه در روز 84نمودار ( 5 – 13) مقایسه تقطیر نفتای سبک بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 85نمودار ( 5 – 14) مقایسه تقطیر نفتای ریفورمر بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 85نمودار ( 5 – 15) مقایسه تقطیر نفتای سنگین بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 86نمودار ( 5 – 16) مقایسه تقطیر نفت سفید بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 86نمودار ( 5 – 17) مقایسه تقطیر گازوئیل بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 87نمودار ( 5 – 18) مقایسه تقطیر ته مانده برج تقطیر اتمسفری بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 88نمودار ( 5 – 19) مقایسه نقاط اشتعال فرآورده های مختلف بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-93 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 89نمودار ( 6 – 1 ) پروفیل دبی مولی بخار و مایع درون برج تقطیر اتمسفری پس از نصببرج پیش تفکیک ( با ظرفیت 180000 بشکه در روز) 96نمودار ( 6 – 2 ) مقایسه میزان قابل حصول فرآورده های مختلف( حاصل از شبیه سازی و طراحی) 100نمودار ( 6 – 3 ) درصد قابل حصول فرآورده های مختلف ( حاصل از شبیه سازی ) 100نمودار ( 6 – 4 ) مقایسه تقطیر نفتای سبک بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 101نمودار ( 6 – 5 ) مقایسه تقطیر نفتای ریفورمر بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 101نمودار ( 6 – 6 ) مقایسه تقطیر نفتای سنگین بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 102نمودار ( 6 – 7 ) مقایسه تقطیر نفت سفید بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 102نمودار ( 6 – 8 ) مقایسه تقطیر گازوئیل بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 103نمودار ( 6 – 9 ) مقایسه تقطیر ته مانده برج تقطیر اتمسفری بر مبنایآزمایش استاندارد ASTM D-86 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 103نمودار ( 6 – 10) مقایسه نقاط اشتعال فرآورده های مختلف بر مبنای آزمایشاستاندارد ASTM D-93 ( شبیه سازی و عملیاتی ) 104فهــرســــــــــــت شکلها شماره شکل عنوان صفحه شکل ( 1 – 1 ) شماتیک واحد نمک زدایی یک مرحله ای 8شکل ( 1 – 2 ) شماتیک واحد نمک زدایی دو مرحله ای 8شکل ( 1 – 3 ) شماتیک یک نمک زدا 11شکل ( 1 – 4 ) شکل واقعی یک نمک زدا 11شکل ( 1 – 5 ) شماتیک یک برج تقطیر اتمسفری 14شکل ( 1 – 6 ) برج تقطیر اتمسفری نفت خام 15شکل ( 1 – 7 ) واحد تقطیر در خلأ نفت خام 16شکل ( 2 – 1 ) برج تقطیر اتمسفری نفت خام 22شکل ( 2 – 2 ) نحوه توالی برجها در روش تقطیر غیر مستقیم 23شکل ( 2 – 3 ) نحوه توالی برجها در روش تقطیر مستقیم 24شکل ( 2 – 4 ) شمای یک واحد تقطیر پیشرفته ( پالایشگاه میدر آلمان) 26شکل ( 4 – 1 ) نمودار جریان خوراک و فرآورده های مختلف در واحدتقطیر 85پالایشگاه آبادان در ظرفیت 130000 بشکه در روز 41شکل ( 4 – 2 ) مسیر پیش گرمایش نفت خام 44شکل ( 4 – 3 ) ظرف پیش تبخیر آنی و موقعیت قرار گرفتن آن در مسیرپیش گرمایش نفت خام 54شکل ( 5 – 1 ) محیط اصلی شبیه سازی ( Main Case ) 64شکل ( 5 – 2 ) بخش پیش گرمایش نفت خام 65شکل ( 5 – 3 ) کوره و برج تقطیر اتمسفری 66شکل ( 5 – 4 ) محیط فرعی برج تقطیر اتمسفری 67شکل ( 5 – 5 ) بخش خنک نمودن محصولات خروجی از برج تقطیر اتمسفری 68شکل ( 5 – 6 ) بخش تقطیر نفتا 69شکل ( 5 – 7 ) محیط اصلی شبیه سازی ( Main Case ) 81شکل ( 5 – 8 ) بخش پیش گرمایش نفت خام 82شکل ( 5 – 9 ) کوره و برج تقطیر اتمسفری 83شکل ( 6 – 1 ) محیط اصلی شبیه سازی- پس از نصب Prefractionator 97شکل ( 6 – 2 ) شبکه مبدّلهای حرارتی پیش گرمکن نفت خام در وضعیّت جدید 98شکل ( 6 – 3 ) برج تقطیر اتمسفری کوره و برج پیش تفکیک جدید 99مقدمه 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 بحث2) تجدید نظر در طراحی و ساختار واحدهای نفتی و پتروشیمیمعمولاً 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 اولتقطیر نفت خام 1- 1 ) تقطیر نفت خامدستگاههای 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 :v مرحله اول تفکیک جزء به جزء همه نفت خام در فشار جوv 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 کاتالیستییا واحد هیدرو کراکینگ نفت گاز خلأ8001050خوراک واحد آسفالت زدایییا واحد کراکینگ کاتالیستی800950خوراک واحد کراکینگ کاتالیستییا واحد هیدروکراکینگ جدول 1- 2 ) نقاط برش TBP برای بخشهای مختلف نفت خام1 -2 ) نمک زدایی از نفت خامچنانچه 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 ایگرایشی 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 .