وشیمیایی 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 ، ا