برچسب: پردیس

نوشته‌شده در

استابیلایزر و استابیلایزینگ

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش پایانی

 

1-بررسی روش­های تثبیت در یک پالایشگاه قیرسازی و مقایسه آن­ها با یکدیگر:

 

در این بخش دو روش معمول برای این­گونه برج­ها را در مورد یک پالایشگاه نمونه تولید قیر از نفت­های سنگین مورد بررسی قرار داده و با سه روش جدید پیشنهادی در این مقاله مقایسه شده و روش بهتر برگزیده می­شود. باید دقت شود که دمای مخزن­های بعد از کندانسورها به نحوی انتخاب می­شود که در تمام این حالات مقدار بخار تولیدی به عنوان سوخت گازی (Fuel gas) در تمام موارد تقریبا یکسان باشد:

 

2-1 روش­های متداول

 

الف) محصول بالای برج اتمسفریک بعد از خروج از برج و گذشتن از یک کندانسور به یک مخزن جداسازی وارد می­شود که از پایین این مخزن محصولی به نام نفتا گرفته می­شود. (شکل شماره­ی1) دمای مخزن در حدود 71 درجه سانتی­گراد می­باشد. این طراحی از لحاظ اقتصادی بهترین انتخاب است زیرا با کم­ترین تعداد تجهیزات ممکن محصول نفتا به­دست آمده است. اما از طرف دیگر این طراحی از لحاظ فنی دارای مشکل می­باشد چراکه فشار بخار رِد در این طراحی برابر psi84/19 می­باشد که بر اساس مشخصات موجود در فرآورده­های نفتی این فشار بخار بسیار زیادتر از مقدار بیشینه­ی آن (psi10) می­باشد. و به همین دلیل استفاده از این طراحی توصیه نمی­گردد.

شکل 1- کندانسور یک مرحله­ای بدون تثبیت نفت

 

ب) محصول بالای برج اتمسفریک بعد از خروج از برج از یک کندانسور گذشته و در یک مخزن جداسازی شود. در این طراحی تمام محصول هیدروکربنی جدا شده در این مخزن به برج برمی­گردد. از روی سینی پایینی در برج محصولی گرفته می­شود که پس از گذر از یک برج جانبی و فرآیند عاری سازی
به­عنوان نفتا به سمت مخازن ذخیره سازی فرستاده می­شود. (شکل شماره­ی2)این روش از متداول­ترین و دقیق­ترین روش­ها برای تثبیت مشخصات محصولات می­باشد که به دلایل اقتصادی در این پالایشگاه­ها کمتر مورد توجه قرار دارد. البته معمولا برای تثبیت نفتای اختلاطی (Blending naphtha)  از این روش استفاده می­شود. امکان تثبیت تمامی ترکیبات سبک در این روش وجود ندارد چرا که دمای بالای برج تقطیر بسیار کاهش می­یابد و امکان میعان بخار آب و تشکیل فاز آبی بر روی سینی­های برج نیز وجود دارد. استفاده از یک برج تثبیت کننده در کنار برج تقطیر برای اصلاح فشار بخار معمول­ترین روش می­باشد که البته از نظر اقتصادی روشی پر هزینه است. در این روش تعداد سینی­های برج جانبی و مقدار بار جوش­آور آن می­تواند مقدار دقیق فشار بخار رِد را همان­طور که مورد نیاز است فراهم نماید.

شکل 2- تثبیت نفتا به وسیله­ی جداساز جانبی

 

ج) روش منتخب: در این روش یک مرحله میعان و جداسازی کاملا مشابه با مرحله­ی موجود در روش الف به آن اضافه می­شود. هدف از افزودن این مرحله سنگین­تر کردن محصول نفتا و پایین­تر آوردن فشار بخار رِد در این محصول می­باشد. دما و فشار در هرکدام از این دو مرحله به ترتیب برابر با 80 و 60 درجه سانتی­گراد وbarg  3/1 وbarg  1/1 می­باشد. (شکل شماره­ی3) در این روش فشار بخار رِد در حدود 75/9 می­باشد که در محدوده­ی قابل قبول برای نفتا به شمار می­آید. اگرچه این روش در مقایسه با روش ب نفتای با رنج نقطه­ی جوش بیش­تری می­دهد اما از لحاظ اقتصادی توجیه پذیرتر می­باشد. این روش یک روش کاملا توجیه پذیر فنی-اقتصادی برای حل مشکل تثبیت نفتا می­باشد و روش پیشنهادی برای این واحد می­باشد.

شکل 3- تثبیت نفتا به­وسیله کندانسور دو مرحله­ای

 

د) با توجه به این­که هر کندانسور و مخزنش روی­هم یک مرحله­ی تعادلی حساب می­شوند، به­نظر می­رسد بتوان در روش بالا به­جای استفاده از دو مرحله کندانسور و مخزن از یک سینی تعادلی بیشتر در برج اتمسفریک استفاده شود. و محصول نفتا از روی سینی دوم در برج گرفته شود. (شکل شماره­ی4)

مشکل این روش نیز مشابه مشکل ذکر شده در بند ب سرد شدن بیش از اندازه­ی بالای برج و تشکیل آب بر روی سینی­های برج می­باشد و لذا این روش تیز توصیه نمی­گردد.

شکل 4- تثبیت نفتا با افزودن یک مرحله تعادلی به برج

 

ه) نفتای حاصله از برج در روش الف دارای مواد سبک بیش­تر از معمول می­باشد و به همین دلیل احتیاج به یک جداسازی و تثبیت دارد. در همین راستا می­توان از یک    ظرف جداکننده          دوفازی
 (Flash drum) استفاده کرد و با جداسازی مواد سبک از نفتا آن را تثبیت کرد.(شکل شماره­ی5) در این روش با رساندن فشار در ظرف جداساز به حدودbarg  5/0 می­توان فشار بخار رِد پایین­تر از 10 برای محصول نفتا ایجاد کرد. اما چون گاز بالای این جداساز به طرف کوره خواهد رفت و این گاز فشار مناسب را برای استفاده شدن به­عنوان سوخت کوره را ندارد این روش نیز روش مناسبی برای تثبیت نفتا نمی­باشد. همچنین مقدار گاز تولید شده در این روش بسیار بیش­تر از مقدار گاز مورد نیاز به­عنوان سوخت بوده و در نتیجه اتلاف گازی واحد بسیار زیاد خواهد بود.

شکل 5- تثبیت نفتا با استفاده از flash drum

 

نتیجه:

در پالایشگاه­های خاص مانند پالایشگاه تولید قیر محصولاتی جز قیر محصولات اصلی حساب
نمی­شوند ولی در صورت تمایل به فروش آن­ها باید حداقل استاندارد مشخصات را دارا باشند اما در این استانداردسازی نباید برآوردهای اقتصادی فراموش شود.

با توجه به شرایط فنی- اقتصادی حاکم بر این دست پالایشگاه­ها استفاده از دو مرحله کندانسور و جداکننده برای تثبیت محصول نفتا طی برآوردهای انجام شده در بالا علاوه بر این­که این محصول را از نظر مشخصات در شرایط مطلوب قرار می­دهد، از لحاظ اقتصادی نیز با حذف برج­های جانبی هزینه­های ساخت و نگهداری این قبیل پالایشگاه­ها را به میزان قابل توجهی کاهش می­دهد.[5]

 

منابع:

 

[1]: ویکی پدیا

[2]: کتابچه عملیاتی واحد تثبیت میعانات نفتی پالایشگاه خانگیران (خلیل کمالی)

[3]: بانک مقالات ایران (سیویلیکا) مقاله مهندس احسان آتش روز

[4]: گزارش کارآموزی شرکت نفت و گاز پارس (مرضیه سپهریان مطلق)

[5]: بانک مقالات ایران (ایکمیکا) شرکت ناموران پژوهش و توسعه, احسان اسدی

[6]: باشگاه مهندسان ایران

نوشته‌شده در

استابیلایزر و استابیلایزینگ

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش هفتم

قسمت condensate stabilizer:

هيدروكربن خروجي از 103-D-105 به برج تثبيت كننده 103-C-101 رفته و در آنجا در فشار 9/2 barg تصفيه مي‌شود. اجزاء سبك‌تر از بالاي برج به صورت بخار جدا شده و سپس از ميعان به عنوان جريان برگشتي به برج برگردانده مي‌شود. قطعاتي كه در كنار برج مي‌باشند عبارتنداز:

103-E-103) Reboiler كه به وسيله بخار فشار بالا كار مي‌كند.

(103-E-104) Side Reboiler كه در آن ميعانات روي سيني نهم به وسيله جريان گرم خروجي از پائين برج گرم شده و به سيني پائينتر فرستاده مي‌شوند.

(103-A-104) Partial Reflax condenser كه در آن بخار خروجي از بالاي برج تا دماي ◦C55 خنك مي‌شود. اين دما به وسيله by- pass كردن خنك كن و اندازه گيري دماي تانك 103-D-107 بعد از خنك كردن كنترل مي‌شود.

(103-D-107) Reflux drum كه يك جدا كننده سه فازي است و در خروجي گاز آن corrosion inhibitor تزريق مي‌شود.

(103-P-102 A/B) Reflux Pump

Reboiler به وسيله بخار فشار بالا با مقدار جريان كنترل شده گرم مي‌شود كه از دماي سيني دوم برج فرمان مي‌گيرد. دماي پائين برج براي تابستان حدود ◦C189 و براي زمستان در حدود ◦C177 مي‌باشد. مقدار سطح برج ؟ كننده مقدار جريان ورودي به ؟ (103-D-106) degassing فرمان مي‌دهد كه براي كنترل مقدار جريان خروجي از برج استفاده مي‌شود. در مواردي كه مقدار آب در ورودي برج زياد شود، مقداري آب در بالاي برج جمع مي‌شود. براي خارج كردن اين آب يك سيستم draw- off روي چهار سيني بالاي برج تعبيه شده است. اين آب درون يك Piping pot جمع شده و ميعانات هيدروكربني آب جدا مي‌شود و پس از آن به واحد sour water stripper فرستاده مي‌شود. همچنين آب جمع شده در Reflux drum نيز به اين واحد فرستاده ميشود. Inhibitor ?  ها در ورودي برج تزريق مي‌شود تا از خوردگي اسيدي در بالاي برج جلوگيري كند.

 

قسمت فشرده سازي off gas:

يك كمپرسور دو مرحله‌اي رفت و برگشتي كه با موتور الكتريكي كار مي‌كند. بخارات خروجي بالاي Reflux drum را كمپرس مي‌كند. اين كمپرسور مراحل خنك سازي و جداسازي گاز و مايع را نيز در ورودي‌ها به همراه دارد. مرحله اول كمپرس كردن 103-K-101 بعد از drum suction مرحله اول 103-D-102 قرار دارد كه مايعات ورودي را جدا مي‌كند.

هيدروكربنهاي جداشده و آب در صورت وجود به 103-D- 108 Sump drum فرستاده شده از آنجا به Burn pit يا تانك off- spec فرستاده مي‌شوند. گاز خروجي از مرحله اول تا چهار به وسيله كولر هوايي 103-A-102 خنك شده و از آنجا به جدا كننده سه فازي 103-D-110 فرستاده مي‌شود. آب جدا شده در اين مخزن به واحد sour water و هيدروكربنهاي مايع به ورودي برج 103-C-101 فرستاده مي‌شود كه اين جريان هيدروكربن مقداري corrosion inhibitor نيز تزريق مي‌شود. گاز خروجي از بالاي اين مخزن با گاز خروجي از 103-D-101 مخلوط شده و به عنوان خوراك مرحله دوم به مخزن 103-D-103 فرستاده مي‌شود. اين مخزن نيز يك جداكننده سه فازي است كه فاز آبي آن به واحد 102 MEG regeneration فرستاده شده و مايعات هيدروكربني آن به خوراك برج افزوده مي‌شود. مانند قبل به اين جريان هيدروكربني نيز مقداري corrosion inhibitor تزريق مي‌شود. گاز خروجي از بالاي اين مخزن با گاز خروجي از 103-D-101 مخلوط شده و به عنوان خوراك مرحله دوم به مخزن 103-D-103 فرستاده مي‌شود. اين مخزن نيز يك جدا كننده سه فازي است كه فاز آبي آن به واحد 102 مي‌رود. گاز خروجي نيز در مرحله دوم كمپرسور، بيشتر كمپرس شده، فشار آن به 69/7 barg مي‌رسد و پس از آن به وسيله كولر هوايي 103-A-103 تا دماي ◦C55 خنك مي‌شود. اين گاز پس از جدا كننده‌هاي پرفشار 100-D-101/102 به واحدهاي تصفيه گاز فرستاده مي‌شود.

اگر گاز از مقدار ظرفيت طراحي شده كمپرسور باشد، مقداري از گاز سرد شده خروجي هر مرحله به ورودي همان مرحله بازگردانده مي‌شود تا فشار ورودي هر مرحله ثابت بماند. اين كار به طور اتوماتيك انجام مي‌شود. اگر مقدار گاز ورودي بيش از ظرفيت كمپرسور باشد يا كمپرسور كار نكند مقدار گاز اضافي از راههاي زير به flare فرستاده ميشود.

– شير PV نصب شده قبل از 103-D-102

– شير PV نصب شده روي 103-D-101 قبل از مرحله فشرده سازي

قسمت آماده سازي نهايي و ذخيره ميعانات گازي

سردكردن

ميعانات تثبيت شده خروجي از برج تثبيت كنند، قدم به قدم به وسيله دستگاه‌هاي زير سرد مي‌شود:

-103-E- 104 side Reboiler

– پيش گرم كردن ميعانات ورودي به نمك گير به وسيله 103-E-102

– كولر هوايي خنك كن ميعانات تثبيت شده 103-A-101

 توليد شده در واحد 107 نيز قبل از ورود ميعانات به Degassing drum  به وسيله يك شير مخلوط كننده با ميعانات سرد تثبيت شده، مخلوط مي‌شود. كولر هوايي 103-A-101 طراحي شده تا دماي ميعانات خروجي را مساوي يا كمتر از ◦C37 در تابستان تنظيم كند كه اين دما ◦C5 كمتر از دماي bubble ميعانات در تابستان در فشار اتمسفر مي‌باشد. اين دما براي جلوگيري از flash شدن ميعانات در فشار اتمسفر تعبيه شده است. در زمستان اين كولر by pass  مي‌شود كه در اين شرايط، دما حدود ◦C29 تنظيم مي‌شود. اين دما نيز كمتر از دماي bubble در زمستان مي‌باشد. مقدار اين by pass  با توجه به دماي خوراك ورودي به 103-D-101 تنظيم مي‌شود. دماي 103-D-106 ممكن در زمانهاي مشخص براساس نوع عمليات كمتر مي‌شود. در اين موارد به وسيله by pass كردن مدلهاي 103- E-101 A/B از اتاق كنترل دما را كنترل مي‌كنند. البته اين زماني است كه by pass كولر هوايي كاملاً باز باشد.

Degassing

103-D-106 Condensate Degassing drum به عنوان يك عامل پيشگيري كننده در مواقعي كه عمليات واحد به صورت غير نرمال انجام شود، به كار گرفته شده است (زماني كه فشار بخار ميعانات درحد مجاز نمي‌باشد) مقدار اضافي فشار به وسيله فرستادن به flare و مقدار كمبود فشار با استفاده از تزريق نيتروژن كنترل مي‌شود.

 

ذخيره كردن ميعانات:

ميعانات داراي مشخصات مجاز به مخازن (143-T-101 A/B/C/D) on – Spec فرستاده مي‌شود و از آنجا در زمانهاي مشخص به كشتي فرستاده مي‌شود. ميعاناتي كه مشخصات آنها مورد قبول نباشد نيز به مخزن 143-T-102 off-Spec فرستاده مي‌شود. جهت ميعانات به وسيله يك سويچ دستي مشخص مي‌شود. مقدار خروجي از degassing drum براساس سطح اين مخزن تعيين ميشود كه مي‌تواند به وسيله LV 0006 A به on- spec يا به وسيله LV 0006 B به off- spec برود. با باز يا بسته بودن هر شير توسط اپراتور و براساس مقدار RVP محصول كه توسط آنالايزر a10006 اندازه گيري شده انجام مي‌شود.[4]

 

 

یک روش برای تثبیت محصول بالای برج اتمسفریک:

استفاده از دو مرحله کندانسور برای تثبیت:

در پالایشگاه­هایی که محصول اصلی و مطلوب آن­ها قیر می­باشد، محصولات دیگر و به­تبع آن محصول بالای برج اتمسفریک از درجه اهمیت پایین­تری برخوردار می­باشند. بنابراین ملاحظات اقتصادی حکم می­کند که با کم­ترین هزینه بتوانیم کیفیت قابل قبول را در محصولات دیگر به­دست آوریم.

برج­های اتمسفریک در پالایشگاه­های فوق­الذکر عموما تنها دارای سه محصول می­باشند که به محصولات بالا، میانی و پایین برج مشهورند. محصول پایین برج که به عنوان خوراک برای برج خلا فرستاده می­شود، به­عنوان محصول اصلی این برج شناخته می­شود. از آن­جایی که این­گونه برج­ها دارای محصولات کم­تری در مقایسه با برج­های اتمسفریک متداول هستند، دارای محدوده­ی وسیع­تری از نقطه­ی جوش
می­باشند. این اتفاق اگرچه در مشخصات محصولات تاثیر جدی نمی­گذارد که آن­ها را از درجه­ی ارزش (Specification) بیندازد اما باید دقت شود که این محصولات کماکان دارای شرایط مطلوب از نظر فشار بخار رِد (RVP) جهت نگهداری و فروش باشند.

در روش­های رایج در صورتی که محصول بعد از کندانسور دارای شرایط لازم برای نگهداری و فروش باشد، مستقیم به مخازن برای نگهداری ارسال می­شود. در صورتی که این محصول شرایط لازم را از لحاظ فشار بخار رِد نداشته باشد برای تثبیت به یک برج جداساز جانبی (Side stripper) و یا یک برج
تثبیت­ کننده (Stabilizer) فرستاده می­شود و محصول تثبیت شده­ ی آن به­ عنوان محصول نفتا به مخازن ارسال می­ شود. با توجه به این­که در پالایشگاه­های قیرسازی استفاده­ ی مستقیم از محصول بالای برج به دلایل مشخصات آن امکان­پذیر نیست و استفاده از یک جداساز جانبی نیز به دلایل اقتصادی پیشنهاد
نمی­شود، امکان استفاده از کندانسور مرحله­ی دوم در این دست پالایشگاه­ها بررسی و مقایسه تطبیقی بین نتایج این روش با نتایج روش­های دیگر  انجام شده است که در ادامه نتایج حاصل ارائه شده است.

برای رفتن به بخش هشتم (پایانی) کلیلک کنید

نوشته‌شده در

استابیلایزر و استابیلایزینگ

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش ششم

واحد تثبيت در فازهاي 4و  5  پارس جنوبي:

در ادامه شرح مختصري بر واحد تثبيت ميعانات گازي ارائه مي گردد

همان طور كه گفته شد هدف از ايجاد اين واحد توليد ميعانات گازي تثبيت شده جهت ذخيره و صدور و همچنين باز گرداندن تركيبات سبك جدا شده از اين ميعانات به چرخه گاز پالايشگاه مي‌باشد. در فازهاي 4 و 5 پارس جنوبي دو واحد تثبيت ميعانات (هر دو واحد براي يك فاز) و همچنين يك واحد Back- up stabilization (واحد 0: 1كه معمولاً در سرويس نمي‌باشد) ايجاد شده است كه واحد 110 وظيفه پشتيباني واحدهاي 103 را به عهده دارد.

ميعانات توليد شده در واحد 103 پس از تركيب با  كه از واحدهاي 107 مي‌آيد، بايد به مشخصات زير باشد:

– RVP محصول نهايي در تابستان 10psia باشد.

– RVP محصول نهايي در زمستان 12 psia باشد.

2-3) شرح مختصر

مايعي كه از ذخاير ارسال مي‌شد در sluge catcher جدا شده و به واحدهاي تثبيت فرستاده مي‌شود. كار اين واحدها جداسازي تركيبات سبك در خوراك ورودي و ساختن مايعي است كه پس از تركيب با از واحد 107 داراي 10 psia (RPV) Reid Vapour Pressure در تابستان و 12psia در زمستان باشد. اين واحد داراي چهار قسمت اصلي مي‌باشد.

– قسمت Pye- flash و نمك گيري از خوراك ورودي

– قسمت تثبيت مايعات

– قسمت كمپرس كردن گاز جدا شده

– قسمت ارسال كننده ميعانات به مخزن

ميعانات ورودي پيش گرم شده قبل از ورود، نمك گير flash مي شوند سپس گازهاي سبك در سرج stabilizer جدا مي‌شوند گاز دي چدا شده (gas-off) كمپرس شده و به جدا كننده‌هاي تحت فشار در واحد 100 بازگردانده مي‌شوند. سپس ميعانات تثبيت شده سردشده با  تركيب مي‌شود و جهت ارسال ذخيره مي‌شود.

 

 

شرح كلي واحد:

خوراك واحد:

براي طراحي اين واحد سه حالت مختلف در نظر گرفته شده است: تابستان، زمستان و depacking. جداول زير تركيب و وضعيت خوراك واحد 103 را در هر حالت نشان مي‌دهد.

 

Summer Case

winter Case

Depacking Case Winter

H20

21.32

18.88

16.80

N2

0.26

0.28

0.47

C02

0.89

1.08

1.31

H2S

0.84

1.03

1.08

C1

20.21

23.32

32.41

C2

4.77

5.82

6.17

C3

4.16

5 07

4.51

C4

1.50

1.78

1.44

nC4

3.13

3.63

2.87

iC5

1.91

2.09

1.58

nC5

2.14

2.28

1.74

C6cut

4.13

4.03

3.18

C7cut

5.52

5.12

4.16

C8cut

6.52

5.85

4.91

C9cut

4.68

4.12

3.54

C10cut

3.42

2.97

2.60

C11cut

2.21

1.91

1.68

C12cut

1.52

1.32

1.17

C13cut

1.25

1.08

0.96

C14cut

0.83

0.72

0.64

C15cut

0.55

0.48

0.43

C16cut

0.42

0.36

0.32

C17cut

0.28

0.24

0.21

C18cut

0.28

0.24

0.21

C19cut

0.14

0.12

0.11

C20+

0.42

0 36

0.32

COS (ppm mol)

6

8

7

CH4S (ppm mol)

117

138

116

ETSH (ppm mol)

1492

1656

1314

PR1THIOL(ppm

1421

1386

1111

BU1THIOL (ppm

502

465

383

HX1THIOL (ppm

1130

989

858

MEG

6.23

5.38

4.79

Total (kmol/h)

3586.5

4154.9

4665.1

 

Depacking case Winter

Winter Case

Summer Case

Case

29.0 Barg

29.0 Barg

29.0 barg

Pressure

2.1 °C

6.1 °C

22.3 °C

Temperature

 

 

شرح واحد:

اين واحد را مي‌توان به چهار قسمت كلي تقسيم كرد كه در زير به شرح هركدام از اين قسمتها مي‌پردازيم:

 

قسمت Preflash و نمك گيري از خوراك ورودي:

ميعانات به همراه MEG از Receiving facilities وارد اين واحد مي‌شوند. اين جريان با هيدروكربنهايي كه از جدا كننده‌هاي تحت فشار (100-D-1022, 100-D-101) مي‌آيد تركيب شده و درصدي 103-E-101 A/B به وسيله Condensate stabilized پيش گرم مي‌شود. پس از خروج اين جريان از مبدل، جريانهاي ديگري نيز به آن متصل مي‌شوند كه در زير آمده است:

مايعات هيدروكربني كه از Trianها آمده‌اند (واحدهاي 101 و 104)

off- spec condensate كه از تانك 143-T-102 به عنوان يك جريان موقت در طول عمليات خالي سازي تانك مي‌آيد.

جريان برگشتي از پمپ 105-P-108 ؟ زماني كه محصول مشخصات لازم را ندارد يا در حال recycle است.

كل جريانات فوق، Preflash drum (105-D-101) وارد مي‌شود كه در شرايط ◦C5 و 27 barg كار مي‌كند. دماي ورودي 103-D-101 به وسيله by pass كردن كولر (103-A-101) stabilized condensate كنترل مي‌شود.

 

Preflash:

اين drum يك جدا كننده سه فازي مي‌باشد:

– فازگاري به مرحله دوم كمپرسور فرستاده مي‌شود. مقدار اضافي گاز نيز در صورت وجود flare مي‌رود. در خروجي گاز از اين drum جلوگيري كننده از خوردگي تزريق مي‌شود.

– فاز MEG به واحد بازيافت و تزريق MEG فرستاده مي‌شود و قبل از آن به وسيله 103-F-101 A/B فيلتر مي‌شود.

– فاز هيدروكربني به وسيله پمپ 103-D-101 A/B به نمك گير 103-D-105 فرستاده مي‌شود.

برای رفتن به بخش هفتم کلیلک کنید

 

 

نوشته‌شده در

استابیلایزر و استابیلایزینگ

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش پنجم

به مجموعۀ این عملیات پایدارسازی اصطلاحاً Condensate Stabilization , یا تثبیت میعانات گازی گفته می شود، این عملیات به سه دلیل انجام می شود:

1- حذف هیدرروکربنهای سبک وقابل تبخیر(عناصر فرار) و یا به عبارتی دیگر بازیافت متان، اتان، پروپان و تاحدود زیادی بوتان يا LPG از جریان هیدروکربنی مایع (میعانات گازی) می باشد.

2- کاهش فشار بخار سیال و رساندن آن به یک (Reid Vapor Pressure) RVP معین به عنوان یک مشخصه فنی ، به گونه ای که بتوان از دو فازی شدن سیال جلوگیری به عمل آید .

– RVP روش خاصی برای مشخص کردن نوع برشهای هیدروکربنی است ، در روش Reid سیال هیدروکربنی در یک محفظه با فشار متغیر قرار می گیرد و تا دمای oC 8/37 حرارت داده می شود، پس از مدتی فشار بالای این سیال ثابت می گرددکه این فشار ، RVP سیال را مشخص مي كند. به عبارت دیگر RVP را می توان به عنوان فشار بخار سيال در تعادل با فاز مايع در دماي (oF 100) oC 8/37 ،كه کمتر از فشار محیط مي باشد تعریف کرد به گونه ای که در شرایط انتقال و نگهداری در ناحیه تک فازی مایع قرار گیرد. میزان RVP در فصول گرم و سرد سال به علت تغیير در مقدار ترکیبات تشکیل دهنده جریان هیدروکربنی متفاوت خواهد بود این میزان برای فصل زمستان حدود psia 12و برای فصل تابستان حدود psia10 میباشد .

شکل 1 نمودارحالت تعادلی فشار- دمای میعانات گازی را قبل و بعد ازعملیات تثبیت براي يك تركيب از ميعانات گازي كه در جدول 1 آمده ، نشان می دهد. همچنین این نمودار نشان دهنده کاهش فشار بخار سیال با حذف عناصرسبك می باشد.

3- کاهش میزان آب همراه با میعانات به کمتر ازppmw 500 و حذف مرکپتان و عناصراسیدی از سیال (البته قابل ذکر است که میعانات گازی به صورت طبیعی حاوی مقادیرخیلی کمی از , H2S CO2 نسبت به جریان هيدروكربني گازی می باشند. )


 روشهای تثبیت میعانات گازی(Stabilization System)

عمده ترین روشهایی که برای تثبیت میعانات گازی استفاده می شوند عبارتنداز جداسازی براساس ایجاد شرایط تعادل فازی بین بخار ومایع (Flash Vaporization) و جداسازی برپایه اختلاف نقطه جوش هیدروکربنها(Stabilization by Fraction )
 

1- Flash Vaporization:

در این روش، تثبیت میعانات گازی براثر عمل تفکیک عناصر فرار از هیدروکربنهای سنگینتر براساس تعادل فازی بین بخار و مایع در یک سری Flash Tank تارسیدن به یک RVP معین صورت می پذیرد.
پس از جداسازی جریان مایع از جریان گازی درون Slugcatcher ، جریان مایع برای عمل تفکیک میعانات گازی از آب و محلول MEG ( که به منظور جلوگیری از یخ زدگی جریان گاز به خطوط لوله تزریق می شود) و گازهای باقیمانده وارد یک جداکننده سه فازی می شود.

جریان هیدروکربنی مایع (میعانات گازی) جداشده، که در اثر افت فشار ناگهانی با عبوراز یک شیر فشار شکن به صورت دو فازی در آمده ، وارد اولین Flash Tank می شود سپس عمل تفکیک دو فاز بر اساس تعادل فازی بین بخار و مایع در دما وفشار نهایی جریان، درون Flash Tank صورت می پذیرد . بدین گونه می توان عناصر فرار را از جریان اصلی مایع حذف نمود. جریان مایع خروجی برای جداکردن عناصر سبک بیشتر، وارد Flash تانک بعدی که در فشار پایین تری عمل می کند می شود واین عملیات تا رسیدن به یک RVP معین تکرار می گردد.

جریانهای گازی جدا شده از بالای Flash Tank ها که شامل عناصر سبک هیدروکربنی می باشد پس از تامین فشار درکمپرسورها به سیستم فراورشی گاز فرستاده می شود و جریان آب و محلول گلایکول جدا شده از جداکننده سه فازی به منظور احیای گلایکول به واحد MEG Recovery ارسال می شود همچنین به عنوان یک مشخصه فنی میزان آب همراه با میعانات گازی تثبیت شده نبايستی بیشتر ازppmw 500 باشد.
شکل 2 یک سیستم ساده از تثبیت میعانات گازی به روش Flash Vaporization نشان می دهد.

2- Fraction


دراین روش جدایش عناصر سبک و قابل تبخیر از هیدروکربنهای سنگین براساس اختلاف در نقطه جوش هیدروکربنها صورت می پذیرد.
این سیستم از یک جداکننده سه فازی که Stabilizer Feed Drum نیز نامیده می شود ، یک برج تثبیت کنندهStabilizing Tower (که می تواند به صورت سینی دار و یا پر شده از پکینگ باشد) ، یک Reboiler در پایین برج ، یک خنک کننده (Condenser) در بالای برج ویکسری مبدلهای حرارتی و پمپها تشکیل شده است.
جریان مایع جداشده از جریان اصلی گاز در قسمت Slugcatcher که شامل میعانات گازی ، آب و گلایکول می باشد به یک جداکننده سه فازی ارسال می گردد وجریان هیدروکربنی پس از تفکیک به عنوان خوراك اصلي به قسمت بالای برج تثبیت Stabilizer Column فرستاده می شود. اين برج به گونه اي است كه فضا و زمان لازم براي تبادل جرم و انرژي بين دو فاز مايع و بخار را فراهم ميكند. چنانچه برج از نوع سيني دار باشد ، سينيهاي بالاي سيني خوراك، نقش تقطيري و سينيهاي زير سيني خوراك نقش جداسازي و يا دفع هيدروكربنهاي ناپايدار و سبك را از جريان هيدروكربني دارد. شكل 3 يك نمونه از برج تثبيت همراه با يك Condenser دربالا و يك Reboiler در پايين برج نشان مي دهد.


 
دمای Reboiler در این سیستم به گونه ای تنظیم شده که سبکترین هیدروکربن در قسمت تحتانی برج (به عنوان جریان محصول) پنتان وسنگین ترین هیدروکربن درجریان گازی بالای برج، بوتان باشد.
جريان خروجي پايين برج بعد از تبادل انرژي با جريان خوراك ورودي و رسيدن به دما و فشار معين به عنوان محصول نهايي تثبيت شده، شناخته مي شود. قسمتي از جريان بخار بالاي برج كه پس از تبادل حرارتي در قسمت خنك كننده به صورت مايع در آمده براي تنظيم دماي جريان بالاي برج وكنترل خلوص جريان به عنوان Reflux به برج برگشت داده مي شود و بخارات باقي مانده بعد از تبادل حرارتي در خنك كننده به عنوان جريان هيدروكربني سبك كه عمدتاً شامل متان ،اتان، پروپان و بوتان مي باشد به سيستم فراورشي گاز فرستاده مي شود.


قابل ذكر است كه جریان هیدروکربنی قبل از ورود به برج ابتدا نمک زدایی شده وبا استفاده از انرژی جریانهای گرم در مبدل های حرارتی افزایش دما پیدا می کند . ناگفته نماند كه جريان خروجي از پايين برج Debutanizer كه اكثراً شامل C5+مي باشد ، مي تواند به عنوان جريان خوراك دوم وارد برج تثبيت گردد. شکل 4 یک سیستم ساده از تثبیت میعانات گازی به روش Fractionنشان می دهد.
با مقايسه بين اين دو روش مي توان گفت: روش  Fractionنسبت به روش قبل برای رسيدن به يك RVP معين، دقیق تر و از لحاظ اقتصادی به صرفه می باشد ولي در گذشته به دليل سادگي كار عمدتاً روش Flash Vaporization متداول بوده.[3]

برای رفتن به بخش ششم کلیلک کنید
نوشته‌شده در

استابیلایزر و استابیلایزینگ

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش چهارم

7- توقف معمولی واحد تثبیت مایعات نفتی:

الف- جریان مایع ورودی به مخزن تبخیر ناگهانی اولیه 2227 را متوقف کنید .شیرهای 3و6 اینچی را ببندید.

ب- علامت خروجی از کنترل کننده دما TIC-400 را بر روی صفر تنظیم نموده تا جریان بخار آب به گرم کننده ثانویه 1607 را متوقف نماید.

ج- جریان مایع ورودی به مخزن تبخیر ناگهانی ثانویه را با صفر نمودن علامت خروجی FIC-400 متوقف کنید .

د- شیر کنترل LV-402 را پس از آنکه علامت خروجی LIC-403 به صفر رسید ، مسدود کنید تا ارتفاع مایع در مخزن تبخیر ناگهانی ثانویه ثابت بماند .

ه- شیر کنترل LV-401  را مسدود نموده تا ارتفاع مناسب مایع در مخزن تبخیر ناگهانی اولیه 2227 ثابت بماند.

و- شیرهای کنترل PV-400  و PV-401 را جهت حفظ فشار در سیستم مسدود نمایید.[2]

 

در ادامه چند PFD از واحد استابلایزر این پالایشگاه میگذاریم:

به علت بزرگ بودن PFD آن را به سه قسمت تبدیل کرده ایم که به ترتیب با دنبال کردن مسیر حرکت جریان ورودی میتوان درک درستی از تصویر به دست آورد.

 

حال یک عکساز واحد تثبیت میعانات نفتی و PFD  آن در نرم افزار Visio را قرار میدهیم.

 

شرکت نفت و گاز پارس SPGC :

فرآيند تثبيت ميعانات گازي (Condensate stabilization):

گاز طبیعی که از مخازن گازی استحصال می شود عمدتاً حاوی حجم قابل ملاحظه ای میعانات گازی است. مخصوصاً زمانی که حجم برداشت گاز از مخزن زیاد باشد. میعانات گازی به جريان هيدروكربني مايع گفته مي شود که در ذخایر گاز طبیعی وجود دارد و به صورت رسوب و ته ‌نشین در گاز استخراجی يافت مي شود و عمدتاً از پنتان و هیدروکربنهای سنگینتر (+C5) تشکیل شده و دارای گوگرد پایین مي باشد و معمولا عاری از انواع فلزات است و تقریبا نیمی از آن را نفتا تشکیل می‌دهد.

میعانات گازی بر خلاف بوتان و پروپان نیازمند شرایط ویژه برای مایع ماندن نیستند و به شیوه‌های مختلف قادر به تبدیل به نفت سبک ، بنزين ، سوخت جت و… هستند. در قياس با پالايشگاه نفت خام ، در پالايشگاه ميعانات گازي، فرايندهاي تبديلي و پالايشي كمتر است بنابراين هزينه سرمايه گزاري آن نصف هزينه سرمايه گزاري پالايشگاه نفت خام است.

ارزش حرارتي ناويژه هر ليتر از ميعانات گازي حدودBTU 4/32706مي باشد كه تقريباً معادل با ارزش حرارتيm3 826/ . گاز طبيعي خط لوله اول سراسري است . بنابراين، این محصول به دلیل داشتن ارزش حرارتی بالا از اهمیت قابل توجهی برای صادرات برخوردار می باشد. به گونه ای که صادرات آن می تواند هزینه سرمایه گذاری اولیه یک پالایشگاه گازی را در ظرف مدت زمان کوتاهی برگرداند به شرط آنکه مشخصه فنی مطلوب را داشته باشد.

بر اساس برآورد موسسه تحقیقات انرژی “فکتس” ،‌ مستقر در هانولولوی آمریکا، ظرفیت تولید میعانات گازی ایران از 95 هزار بشکه در روز در سال 2001 ، نزدیک به یک میلیون بشکه در روز در سال 2013 خواهد رسيد.
بيشترين ميزان توليد ميعانات گازي ايران از ميدان گازي پارس جنوبي مي باشد. اين ميدان گازي ، بزرگ‌ترين منبع گازي است که بر روي خط مرزي مشترک ايران و قطر در خليج‌فارس و در فاصله 105 کيلومتري ساحل جنوبي ايران قرار دارد. مطالعات انجام شده نشان مي‌دهد که بيش از 14 تريليون متر مکعب گاز طبيعي و افزون بر 18 ميليارد بشکه ميعانات گازي را در خود جاي داده و روزانه 200 هزار بشكه ميعانات گازي توسط فازهاي يك تا پنج از اين ميدان توليد مي شود و بنا به گزارش خبر گزاري مهر به نقل از مدير عامل شركت نفت و گاز پارس جنوبي تا كنون 200 ميليون بشكه ميعانات گازي از پارس جنوبي به ارزش 10 ميليارد دلار صادر شده است.

باتوجه به حجم عظيم ميعانات گازي توليدي در كشور ، بررسي كاربردي براي رسيدن به يك مشخصه فني مطلوب براي اين محصول جهت استفاده بهينه بسيار ضروري است. در اين مقاله سعي شده به صورت خلاصه فرايندهاي تثبيت ميعانات گازي جهت رسيدن به شرايط فني مطلوب بررسي و معرفي گردد.

  • هدف از تثبیت میعانات گازی( Condensate Stabilization)
    میعانات گازی پس از جداسازی از گاز طبیعی حاوی عناصر فراری از هیدروکربنهای سبک همچون متان، اتان و… می باشد که چنانچه در شرایط محیطی مناسب قرار گیرند ، می توانند از فاز مایع جدا شده و باعث دو فازی شدن سیستم و پیوستن به فاز گازی شوند که این امر اثرات نامطلوبی درکیفیت محصول،نگهداری وانتقال به همراه خواهد داشت. بنابراین به منظور رسیدن به شرایط مطلوب جهت نگهداری، انتقال و فروش بایستی به صورت پایدار تک فازی مایع در آید.

برای رفتن به بخش پنجم کلیلک کنید

نوشته‌شده در

استابیلایزر و استابیلایزینگ

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش سوم

 

4- ليست وسايل محوطه واحد تثبيت مايعات نفتي:

 

شماره

توضيحات

تعداد

1100

پمپ ها و موتورآلات

  

1-1107

پمپ انتقال آب به حوضچه تبخير

1+1 يدكي

2-1107

موتور مربوطه

1+1 يدكي

1-1108

پمپ محصول تثبيت شده

1+1 يدكي

2-1108

موتور مربوطه

1+1 يدكي

1-1109

پمپ لجن كش واحد تثبيت كننده

1

2-1109

موتور مربوطه

1

1-1124

پمپ آب مقطرتله هاي بخار واحد تثبيت كننده

1+1 يدكي

2-1124

موتور مربوطه

1+1 يدكي

1600

مبدل هاي حرارتي

  

1605

خنك كننده محصول تثبيت شده

2

1606

خنك كننده بعدي محصول تثبيت شده

2

1607

گرم كننده مرحله دوم

2

2220

ظروف تحت فشار

  

2227

مخزن تبخير ناگهاني اوليه واحد تثبيت كننده

2

2232

مخزن تخليه واحد تثبيت كننده

1

2233

مخزن تبخير ناگهاني ثانويه واحد تثبيت كننده

2

2238

مخزن تفكيك آب مقطر تله هاي بخار واحد تثبيت كننده

1

2300

مخازن ذخيره

  

2302

مخزن محصول تثبيت شده

2

 

5-آماده سازي واحد تثبيت مايعات نفتي جهت راه اندازي:

قبل از انجام هرگونه كاري جهت راه اندازي عادي كه در قسمت بعد بيان مي شود ،بايستي اعمال زير انجام گيرند.

1-5- تمامي دستگاه ها را بايد بر اساس سفارشات كارخانه هاي سازنده سرويس كرد.به هيچ وجه نبايد قبل از مطالعه دقيق كتابچه عملياتي دستگاه ها ، آنها را در سرويس قرار داد .

2-5- تمامي وسايل و تجهيزات ايمني و اضطراري را بايد بر طبق مشخصات فني و طراحي شده آنها كنترل نمود .

3-5- سرويس هاي وابسته چون نيروي برق ،سيستم آب آتش نشاني ، هواي ابزار دقيق ، هواي سرويس ،گاز سوخت ،آب سرويس ، بخار آب ،آب مقطر و آب خنك كننده را بر اساس نياز در اختيار داشت .

4-5- شستشوي شيميايي لازم نيست .

5-5- صافي هاي موقت راه اندازي در ورودي تمام پمپ ها ، شيرهاي تخليه ايمني ، شيرهاي كنترل  ولوله هاي موقت راه اندازي نصب شوند .

6-5- تمامي شيرها بويژه شيرهاي سماوري گريسكاري شوند . كركره هاي خنك كننده هاي هوايي روغن كاري شده و در مقابل عملكرد مناسب چك شوند . هر گونه مواد زائد خارجي از روي سيم پيچهاي موتورها برداشته شوند.

7-5- قبل از وارد نمودن جريان به واحد ، تمامي ابزار دقيق بايستي تنظيم و راه اندازي شوند ، شيرهاي كنترل و كنترل كننده هاي مربوطه بر اساس مشخصات نسبت به نحوه عمل چك گردند  وضعيت هاي قطع شونده هواي شيرهاي كنترل بررسي شوند . شيرها بايد از نظر باز و بسته شدن كاملا بازرسي گردند . مدارهاي اعلام خطر وتوقف جهت حصول اطمينان كنترل گردند . تمامي دماسنج ها و فشارسنج ها تنظيم شوند . جهت ونصب تمامي صفحات سوراخدار صحيح باشند . نصب مناسب شيرهاي تخليه ايمني (صفحات كور كننده در زير آن نباشد )و تنظيم صحيح آنها بنظر وتاييد نماينده شركت ملي گاز رسيده باشد.

8-5- تمامي ايستگاه هاي فرعي توزيع برق بررسي شوند.

9-5- جهت صحيح گردش موتورهاي پمپ ها چك شود.

10-5- تمامي ظروف تحت فشار ولوله ها را با آب شسته و تست هيدروليكي بر روي آنها انجام بگيرد .تمامي صفحات سوراخ دار و لوله هاي ميان بر بكار رفته در زمان تست ، از خط خارج شوند . ظروف تحت فشار و لوله ها جهت خالي شدن آب با هوا دميده شوند.

11-5-قسمت فوقاني مخزن تبخير ناگهاني ثانويه را بايستي پس از اتمام شستشو با آب و انجام عمل تست هيدروليكي از مواد پر نمود.

1-11-5- مخزن تبخير ناگهاني ثانويه تثبيت مايعات نفتي :

مواد مورد استفاده در قسمت فوقاني اين مخزن گلوله هايي از جنس فولاد ضد زنگ به ابعاد 1 اينچ ميباشد.گلوله ها پس از تميز نمودن ، انجام تست هيدروليكي و تخليه آب از بالا به پايين نصب ميشوند.قبل از نصب گلوله ها ، بستر آنها در مقابل تحمل فشار بازرسي شود.گلوله ها را از بالا در نزديك ترين ارتفاع به بستر آنها پايين ريخته تا ارتفاع 7/3 متر از آن تشكيل گردد .توزيع كننده مايع بايستي نصب شده واز نظر مقاومت و طراز بودن چك شود .توزيع كننده مايع برگشتي بايستي بطوري نصب شود كه جريان مايع از قسمت پايين تر آن برقرار شود .قبل از بستن مخزن ، از بين برنده بايستي نصب گردد.

12-5- آب خنك كننده  بايستي از درون لوله هاي خنك كننده ثانويه محصول تثبيت شده عبور نمايد .

13-5- گاز تخليه از واحد تصفيه گاز جهت تخليه هواي اين واحد مناسب ميباشد براي تخليه هواي واحد تثبيت مايعات نفتي شيرهاي مسدود كننده خروجي مخزن تبخيرناگهاني اوليه 2227 را ببنديد. شير لوله ورودي از فيلتر جداكننده گاز ورودي و جداكننده گاز (هر دو در واحد تصفيه گاز) به اين مخزن جهت ورود گاز تخليه را باز كنيد . شير 2 اينچي لوله بالايي مخزن و PV-460  را جهت عبور گاز تخليه و هدايت آن به مشعل باز كنيد .عمل تخليه تا زمانيكه ميزان اكسيژن موجود در گاز به كمتر از 1 درصد برسد ادامه خواهد داشت شير تخليه تحتاني مخزن را نيز باز كرده تا از اين طريق هم هواي داخل مخزن تخليه گردد. پس از آنكه ميزان اكسيژن به كمتر از 1 درصد رسيد شير تخليه را ببنديد.

اينك عمل تخليه هوا تا مخزن تبخيرناگهاني ثانويه ادامه خواهد يافت . شير كنترل فشار اين مخزن PV-401  را ببنديد . شير تخليه تحتاني مخزن وشير كنترل ارتفاع مايع مخزن LV-402 را نيز ببنديد. جهت تخليه هوا شير مسدود كننده خروجي مايع از مخزن تبخيرناگهاني اوليه شير كنترل ارتفاع مايع مخزن LV-401 و شير كنترل جريان FV-400  را باز كرده تا گاز تخليه از مخزن اوليه به خنك كننده محصول تثبيت شده 1605 و سپس به گرم کننده مرحله دوم 1607 و بلاخره به مخزن ثانویه جریان یابد . شیر کنترل فشار PV-401  را باز کرده تا گاز تخلیه بطرف مشعل هدایت شود .شیر تخلیه تحتانی مخزن را نیز باز نموده تا هوا به مخزن تخلیه واحد تثبیت کننده تخلیه گردد .عمل تخلیه تا زمانیکه اکسیژن هوا به کمتر از 1 درصد برسد ، بطریق فوق ادامه پیدا می کند . مخزن تخلیه واحد تثبیت کننده نیز که در بالا به آن اشاره شد ، همزمان با واحد تثبیت کننده از هوا به خط اصلی تخلیه به به مشعل خالی می گردد.

شیر کنترل خروجی مایع از مخزن تبخیرکننده ناگهانی ثانویه LV-402 را باز نموده تا جریان گاز لوله مربوطه و خنک کننده محصول تثبیت شده 1605 و خنک کننده ثانویه محصول تثبیت شده 1606 را از هوا تخلیه نموده وسپس از طریق لوله 3اینچی به مخازن ذخیره محصول تثبیت شده خالی گردد. عمل تخلیه تا زمانیکه میزان اکسیژن بحد لازم در گاز برسد ، ادامه خواهد داشت .

برای تکمیل عمل تخلیه سیستم بایستی لوله مابین پمپ لجن کش واحد تثبیت کننده 1109 و مخزن تبخیرکننده ناگهانی اولیه را از هوا خالی نمود. بدین منظور گاز را در جهت عکس از طریق لوله های 6 اینچی و 2/1 1 اینچی به مخزن تخلیه واحد تثبیت کننده وسپس به خط اصلی تخلیه به مشعل تخلیه کنید.

شیر مسدود کننده 6 اینچی روی خط تخلیه به مشعل را برای اینکار باز نمایید .

همزمان با تخلیه هوای واحد های تصفیه گاز ، خطوط انتقال مایعات نفتی از مخازن بسته ذخیره مایعات نفتی و هیدروکربور هر واحد را از طریق مخزن تخلیه واحد تثبیت کننده از هوا تخلیه کنید.

 

6-راه اندازی واحد تثبیت کننده مایعات نفتی :

قبل از راه اندازی واحد تثبیت مایعات نفتی ، بایستی واحد جداکننده مواد اسیدی از آب را آماده راه اندازی کرد .

  • پس از تهیه مقدمات و اتمام عمل تخلیه هوا ، فشار واحد تثبیت کننده باید توسط گاز شیرین سیستم جمع آوری به حد لازم عملیاتی برسد .این عمل را می توان ، در ضمن یا بلا فاصله پس از پایان عمل تخلیه هوای واحد تصفیه گاز انجام داد .
  • شیرهای 3 اینچی مسدود کننده خروجی مخزن تبخیر ناگهانی اولیه ،ورودی خنک کننده محصول تثبیت شده و خنک کننده ثانویه محصول تثبیت شده و بلاخره ورودی مخزن تبخیر ناگهانی ثانویه بایستی باز شوند.
  • کنترل کننده فشار مخزن تبخیر ناگهانی اولیه PIC-400 را باید بر روی 8/8 کیلو گرم بر سانتی متر مربع تنظیم نمود .کنترل کننده فشار مخزن تبخیر کننده ثانویه PIC-401 را باید بر روی 3/5 کیلوگرم بر سانتی متر مربع تنظیم کرد . شیر های مسدود کننده شیرهای کنترل فوق را باز نموده وشیر های میان بر آنها را ببندید .
  • فشار سیستم را در حدود 2/4 کیلوگرم بر سانتی متر مربع ایجاد کنید .پس از ایجاد فشار 2/4 کیلوگرم بر سانتی متر مربع ، شیرهای بعد از شیرهای کنترل LV-401 و FV-400 را ببندید تا زمانیکه ارتفاع مناسبی از مایع در مخزن تبخیر ناگهانی اولیه بوجود آید.
  • فشار مخزن تبخیر ناگهانی اولیه را تا 7 کیلوگرم بر سانتی متر مربع افزایش دهید.
  • وقتی مایعات نفتی از سیستم جمع آوری یا واحدهای تصفیه گاز آماده گردید ، شیرهای روی لوله های انتقالی این مواد به مخزن تبخیرناگهانی اولیه و همچنین شیر 6 اینچی ورودی به مخزن باید کاملا ” باز باشند.

خوراک واحد تثبیت مایعات نفتی از قسمت های زیر تامین می گردد :

الف- لجن گیرهای سیستم جمع آوری

ب- جدا کننده گاز احیاء

ج- فیلتر جدا کننده گاز ورودی

د- مخزن تخلیه واحد تثبیت کننده مایعات نفتی

7- پس از اینکه شیرهای مذکور باز شدند ،جریان مایع به طرف مخزن تبخیر ناگهانی اولیه برقرار شده و ایجاد ارتفاع مایع می کند. ارتفاع مایع بایستی تا حد لازم عملیاتی برسد . سوئیچ ارتفاع زیاد مایع LSH-401 را باید در مورد عملکرد صحیح واعلام خطر بررسی نمود .

8- سطح تماس بین آب و مایعات نفتی در قسمت تحتانی این مخزن ،جهت حصول اطمینان از وجود آب ومایعات نفتی باید چک شود.

9- پس از آنکه هر دو فاز آب و مایعات نفتی در قسمت تحتانی مخزن تبخیر ناگهانی اولیه بوجود آمد ، شیر کنترل LV-400 را باید در سرویس قرار داده و هر دو شیر مسدود کننده آن را باز نمود . همانطور که قبلا” نیز گفته شد ، واحد جداکننده مواد اسیدی از آب بایستی آماده تحویل گیری مایع از طریق شیر UV-400B به مخزن ذخیره آب ترش یا ارسال مستقیم آن به حوضچه تبخیر از طریق شیر UV-400A باشد.

10- کنترل کننده ارتفاع مایع مخزن تبخیرناگهانی اولیه LIC-401 را در سرویس قرار داده تا اندرلزوم شیر کنترل  LV-401را باز نماید . همزمان با باز شدن شیر کنترل LV-401 ، جریان مایع از داخل دو مبدل حرارتی عبور نموده و وارد مخزن تبخیر ناگهانی ثانویه میگردد.ارتفاع عملیاتی مایع باید در این مخزن بوجود بیاید.

11- پس از ایجاد ارتفاع مورد نظر در مخزن تبخیر ناگهانی ثانویه ، کنترل کننده جریان        FIC-400  را باید در سرویس قرار داد.

12- پس از برقراری جریان مایع از گرم کننده مرحله دوم ، کنترل کننده دما TIC-400 را باید جهت کنترل جریان بخارآب ورودی به این گرم کننده در سرویس قرار داد .کنترل کننده فوق بر روی 232 درجه سانتی گراد تنظیم می گردد .XCV-400  را بمنظور برگشت دادن آب مقطر به سیستم بخار آب باید در سرویس قرار داده و به تناوب عملکرد صحیح آن چک شود.

13- کنترل کننده فشار PIC-401 را باید جهت حفظ فشار 3/5 کیلوگرم بر سانتی متر مربع در مخزن تبخیر ناگهانی ثانویه در سرویس قرار داد.

14- برای برقراری جریان مایع برگشتی به قسمت فوقانی مخزن تبخیر ناگهانی ثانویه ، کنترل کننده جریان FIC-400 را باید جهت جلوگیری از خروج مایع از این قسمت و ورود آن به خط اصلی تخلیه به مشعل وبالنتیجه میعان مایع دردرون این خط ، درسرویس قرار داد.

15- کنترل کننده ارتفاع مایع مخزن تبخیر ناگهانی ثانویه LIC-402 را باید در سرویس قرار داده تا جریان مایع از این مخزن از طریق شیر کنترل LV-402 از خنک کننده محصول تثبیت شده و خنک کننده بعدی محصول تثبیت شده عبور نموده و وارد مخازن ذخیره گردد.

16- شیرهای مسدود کننده خطوط انتقال محصول تثبیت شده به مخازن ذخیره باید بنحوی در سرویس قرار گیرند که محصول بتواند فقط وارد یکی از مخازن گردد. چنانچه محصول کیفیت قابل قبول را دارا نبود ، جهت تثبیت مجدد از طریق لوله 3 اینچی به دو مخزن تبخیر ناگهانی اولیه فرستاده می شود و زمانیکه کیفیت مطلوب را پیدا نمود .در مخزن ذخیره دومی انبار خواهد گردید.


برای رفتن به بخش چهارم کلیلک کنید
نوشته‌شده در

استابیلایزر و استابیلایزینگ

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش دوم

2-اصول طراحي واحدهاي تثبيت مايعات نفتي

 

1-2 هيدروكربورهاي مايع ورودي به واحد تثبيت مايعات نفتي :

نام

درصد مولكولي

فرمول

نيتروژن

02/0

N2

گازكربنيك

47/7

CO2

هيدروژن سولفوره

2/11

H2S

متان

43/11

CH4

اتان

97/0

C2H6

پروپان

59/0

C3H8

ايزو بوتان

91/0

IC4H10

نرمال بوتان

27/1

NC4H10

ايزو پنتان

12/1

IC5H12

نرمال پنتان

12/1

NC5H12

هگزان

83/1

C6H14

هپتان

41/10

C7H16

اكتان

90/6

C8H18

نونان

90/6

C9H20

دكان به بالا

86/37

C10H22+

 

مقدار جريان :

واحدهاي تثبيت كننده بر اساس جرياني معادل با 31/19متر مكعب در ساعت طراحي شده كه از اين مقدار 58/16 متر مكعب در ساعت از لجن گير هاي جمع آوري و73/2 متر مكعب درساعت از برجهاي خشك كننده تامين ميشود. هر يك از واحد هاي تثبيت مايعات نفتي قادر به تثبيت 3/2 كل مقدار جريان يعني 72/12متر مكعب در ساعت ميباشد.

وزن مولكولي : 4/119

جرم مخصوص (گراويته ) : 715/0 در 23 درجه سانتي گراد

فشار : 77/9 كيلوگرم بر سانتي متر مربع مطلق

دما : 23 درجه سانتي گراد

 

2-2 محصول تثبيت شده :

نام

درصد مولكولي

فرمول

گازكربنيك

33/0

CO2

هيدروژن سولفوره

98/0

H2S

متان

09/0

CH4

اتان

07/0

C2H6

پروپان

11/0

C3H8

ايزو بوتان

38/0

IC4H10

نرمال بوتان

54/0

NC4H10

ايزو پنتان

28/1

IC5H12

نرمال پنتان

28/1

NC5H12

هگزان

62/2

C6H14

هپتان

31/15

C7H16

اكتان

22/10

C8H18

نونان

29/10

C9H20

دكان به بالا

5/56

C10H22+

مقدار جريان : 63/18 متر مكعب در ساعت

وزن مولكولي : 1/162

جرم مخصوص (گراويته ) : 80/0

فشار : فشار اتمسفر

دما : 38 درجه سانتي گراد

 

3-2 خوراك واحد جداكننده مواد اسيدي از آب :

مقدار جريان : 54/10 متر مكعب در ساعت

فشار : 01/8كيلوگرم بر سانتي متر مربع مطلق

دما : 38 درجه سانتي گراد

مقدار هيدروژن سولفوره :3000 قسمت در ميليون حجمي

مقدار آمونياك : صفر

 

 

3- شرح عمليات واحد تثبيت مايعات نفتي :

 

هيدروكربورهاي مايع همراه گاز چاهها از قسمت جمع آوري گاز وارد پالايشگاه ميشوند.اين هيدروكربورها را بايستي جهت كنترل نقطه شبنم گاز خروجي پالايشگاه از گاز ترش ورودي جدا نمود.

اولين جداسازي هيدروكربورهاي مايع در لجن گيرهاي سيستم جمع آوري گاز ميباشد كه بيشتر هيدروكربورها از گاز جدا ميشوند ، ساير نقاطي كه هيدروكربورهاي مايع از گاز جدا شده و جهت عمليات بواحد تثبيت مايعات نفتي فرستاده ميشوند بشرح زير ميباشد :

الف- جدا كننده گاز ورودي 2221

ب- جدا كننده فيلتر گاز ورودي 1701

ج- جدا كننده گاز احياء 2226

د- صافي هاي گاز گرم كننده و گاز خنك كننده 1704و1703

ه- فيلتر گاز نهايي 1705

و- مخازن تفكيك گاز سوخت 2225

ز- تخليه اكثر پمپ ها

مايعات نفتي هر واحد تصفيه گاز به مخزن بسته ذخيره مايعات نفتي و هيدروكربور 2231 واحد مربوطه تخليه ميگردند.از اين مخزن مايعات مذكور به مخزن تخليه واحد تثبيت كننده 2232 پمپ ميشوند.ساير منابع هيدروكربورهاي مايع خارج از واحد تصفيه گاز عبارتند از :

الف- مخزن ذخيره آب ترش 2228

ب- مخزن جمع آوري برج جدا كننده آب ترش  2229

ج- تخليه كليه پمپ هاي واحد تثبيت و جداسازي مواد اسيدي

 مايعات نفتي از منابع فوق در مخزن تخليه واحد تثبيت كننده 2232 جمع آوري شده و از آنجا به همراه ديگر مايعات نفتي كه از منابع ديگر واحد هاي تصفيه گاز جمع آوري شده از طريق يك خط اصلي و توسط پمپ هاي لجن كش واحد تثبيت كننده (1109) جهت جدا سازي هيدروكربورهاي سبك وهيدروژن سولفوره همراه و همچنين تهيه سوخت مناسبي براي ديگ هاي بخار فشار قوي راهي واحدهاي تثبيت كننده مي گردند.

واحد تثبيت كننده از دو كارخانه كاملا مشابه تشكيل شده كه هر يك مستقل از ديگري كار مي كند .در شرايط عادي هر دو كارخانه بطور موازي در سرويس قرار خواهند داشت .

بعد از تقسيم جريان بين دو كارخانه فوق الذكر هيدروكربورهاي مايع جهت تفكيك اوليه وارد مخزن تبخير ناگهاني اوليه 2227 ميشوند. هيدروكربورهاي سبك و هيدروژن سولفوره موجود پس از جدا شدن تحت كنترل كننده فشار PV-400به خط اصلي تخليه به مشعل فرستاده ميشوند.فشار اين مخزن توسط PIC-400  بر روي 8/8 كيلوگرم بر سانتي متر مربع ثابت نگهداري ميشود.

ساير هيدروكربورها بعد از اين مخزن به دو شاخه تقسيم ميشوند.شاخه كمتر از طريق  FV-400  به قسمت فوقاني مخزن تبخير ناگهاني ثانويه بعنوان مايع برگشتي (جهت تفكيك وكنترل مناسب ) فرستاده ميشود.شاخه بيشتر توسط LIC-401  كنترل شده و از مبدل حرارتي  1605 گذشته تا با محصول تثبيت شده مخزن تبخير ناگهاني ثانويه تبادل حرارتي نموده كه محصول را سرد وخود كمي گرم شود. و سپس در مبدل حرارتي 1607 توسط بخار آب فشار قوي كاملا گرم گردد.

فشار مخزن تبخير ناگهاني ثانويه توسط PIC-401  بر روي 3/5 كيلو گرم بر سانتي متر مربع ثابت نگهداري ميشود. هيدروكربورهاي سبك و هيدروژن سولفوره موجود پس از جدا شدن در اين مخزن با شاخه كمتر به عنوان مايع برگشتي از قسمت فوقاني مخزن وارد شده بود ،تبادل حرارتي نموده و سپس از طريق كنترل كننده فشار  PV-401  بطرف مشعل هدايت ميگردد . ساير مايعات بعنوان محصول تحت كنترل  LIC -402 از اين مخزن وارد مبدل حرارتي 1605 و خنك كننده هاي آبي 1606 شده تا پس از سرد شدن به مخازن ذخيره هيدروكربورهاي مايع 2302 فرستاده شوند.

محصول تثبيت شده توسط پمپ هاي 1108 بعنوان سوخت ديگهاي بخار فشار قوي پمپ ميشوند.

برای رفتن به بخش سوم کلیلک کنید

 

نوشته‌شده در

استابیلایزر و استابیلایزینگ

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش اول

 

مقدمه:

استابلایزر نوعي برج تقطير سيني دار است كه براي جداسازي مواد سبك(بوتان و سبكتر) از بنزين و در نتيجه كاهش فراريت و تثبيت بنزين بكار برده مي شود.بنابراين در استابيلايزرهاي بنزين،خوراك برج بنزين تثبيت نشده، محصول پايين برج بنزين تثبيت شده و محصول بالاي برج گاز مايع(شامل بوتان،پروپان و كمي گازهاي سبكتر ) مي باشد.واحدهاي كاهش گرانروي(visbreaker) از جمله واحدهايي هستند كه بنزين توليدي آنها در آخرين مرحله قبل از خروج از واحد،به برج استابيلايزر فرستاده مي شود.
در این واحد میعانات خروجی (هیدروکربورهای خروجی) از واحدهای GTU و Sump که ترش است ، نمزدایی و CMF (نفت) ( که این دو واحد شیرین هستند) و پس از طی مراحلی تثبیت شده و وارد مخازن هیدرو کربور می شود و از آنجا به واحد topping فرستاده می شود. کار اصلی این واحدحذف H2S ، هیدروکربورهای سبک (C7) و افت فشار هیدروکربور برای ذخیره در مخازن است.[1]

بدلیل نبودن منابع راجب برج stabilizer و با توجه به این مطلب که بیشتر از چند صفحه نمی توان راجب قست های برج سخن گفت در این تحقیق ما به بررسی واحدهای stabilization موجود در برخی پالایشگاه های کشور نظیر واحد تثبیت میعانات گازی و نفتی پالایشگاه خانگیران(شهید هاشمی نژاد) و واحد های غلظت شکن و تثبیت میعانات گازی شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی “SPGC” و … می پردازیم.

 

واحد تثبیت مایعات نفتی (پالایشگاه خانگیران):

 

واحد تثبيت مايعات نفتي جهت تثبيت هيدروكربورهاي مايع همراه گاز طراحي شده است. اين واحد ضمن جدا نمودن هيدروكربورهاي سبك و هيدروژن سولفوره موجود از ساير هيدروكربورهاي مايع ، سوخت مناسب ديگهاي بخار را فراهم مي نمايد. واحد تثبيت مايعات نفتي در پالايشگاه شهيد هاشمي نژاد از دو دستگاه كاملاً مشابه تشكيل شده كه ظرفيت هر يك برابر 66 درصد كل هيدروكربورهاي مايع پالايشگاه مي باشد. مقدار جريان واحدهاي تثبيت كننده بر اساس جرياني معادل با 31/19 متر مكعب در ساعت طراحي شده كه مقدار 58/16 از اسلاگ گيرهاي مركز جمع آوري و 73/2 ار برجهاي خشك كننده تامين مي شود.

هيدروكربورهاي مايع همراه گاز چاهها از قسمت جمع آوري گاز وارد پالايشگاه مي شوند. اين هيدروكربورها را بايستي تا كنترل نقطه شبنم گاز خروجي پالايشگاه از گاز ترش ورودي جدا نمود. اولين جداسازي هيدروكربورهاي مايع در لجن گيري سيستم جمع آوري گاز مي باشد. ساير نقاطي كه هيدروكربورهاي مایع از گاز جدا شده و جهت عمليات به واحد تثبيت مايعات نفتي فرستاده ميشوند به شرح زير می باشند :

جدا كننده گاز ورودي                           INLET GAS SEPARATOR

فيلتر گاز ورودي                                        INLET GAS FILTER

جدا كننده گاز احيا               REGENERATION GAS SEPARATOR

صافي هاي گاز سرد و گرم      HEATING & COOLING GAS STAINE

فيلر گاز انتهايي                                  RESIDUED GAS FILTER

مايعات نفتي هر واحد تصفيه گاز به مخزن ذخيره مايعات نفتي و هيدروكربور (سمپ هيدروكربور) واحد مربوطه تخليه مي گردد. از اين مخزن مايعات مذكور به واحد STB پمپ ميشوند. واحد تثبيت كننده (STB) از دو قسمت مشابه تشكيل شده كه هر يك مستقل از ديگري كار مي كنند. بعد از تقسيم جريان بين دو واحد ذكر شده ، هيدروكربورهاي مايع جهت تفكيك اوليه وارد مخزن تبخير ناگهاني اوليه (FIRST  STAGE  STABILIZER  FIASH  DRUM ) مي شوند.

هيدروكربورهاي سبك و هيدروژن سولفوره موجود پس از جدا شدن تحت كنترل شير كنترل فشار به خط اصلي تخليه به مشعل فرستاده ميشود. آب همراه هيدروكربور نيز از مسير زير فلش درام به واحد آب ترش ارسال مي گردد.

ساير هيدروكربورها پس از اين مخزن به دو شاخه تقسيم مي شوند. شاخه كمتر از طريق FV-400 به قسمت فوقاني مخزن تبخير ناگهاني ثانويه بعنوان مايع برگشتي (جهت تفكيك و كنترل مناسب) فرستاده ميشود. شاخه بيشتر از مبدل حرارتي خوراك/ محصول گذشته تا با محصول فلش درام ثانويه تبادل حرارت نمايد. سپس در مبدل حرارتي توسط بخار فشار بالا (H.P) كاملا گرم مي گردد. پس از آن مايعات وارد فلش درام مرحله دوم مي شود. هيدروكربورهاي سبك و هيدروژن سولفوره موجود پس از جدا شدن در اين مخزن در برجك فلش درام با جريان كمتري كه به عنوان مايع برگشتي از قسمت فوقاني وارد مي شود تبادل حرارتي نموده و سپس از طريق شير كنترل فشار PV- 401 بطرف مشعل هدايت مي گردند. ساير مايعات به عنوان محصول ابتدا وارد مبدل حرارتي خوراك/ محصول و سپس كولر آبي شده تا پس از سرد شدن به مخازن ذخيره هيدروكربورهاي مايع (STABILIZER PRODUCT TACK) محصول تثبيت شده به عنوان سوخت ديگهاي بخار و خوراك واحد تقطير مايعات نفتي (TOPPING PLANT) مورد استفاده قرار گرفته و مازاد آن جهت فروش به بازار منتقل مي شود.

برای رفتن به بخش دوم کلیلک کنید

 

نوشته‌شده در

ایمنی مخازن

پردیس فناوری کیشطرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریتگروه مهندسی شیمی

بخش پایانی

 

محافظت مخزن ها از آتش و اطفاء حریق آن ها


از نظر ایمنی و پیشگیری از خطرات آتش سوزی, مخزن های سقف شناور بر مخزن های سقف ثابت, برتری بسیاری دارند زیرا, احتمال روی دادن آتش سوزی در این مخزن ها, کمتر و در صورت پیش آمدن این خطر, مهار کردن و مبارزه با آتش, به مراتب آسانتر است.

 

از آنجا که سرعت کار در مبارزه با آتش سوزی یک مخزن بزرگ نفتی اهمیتی بسیار دارد و اگر در دقایق نخستین, آتش سوزی مهار نشود, بیم آتش گرفتن مخزن خواهد بود, مخزن های نفتی باید با وسایل و تجهیزات ثابت مبارزه با آتش, مجهز شوند تا در موارد آتش سوزی بتوان در کمترین زمان از گسترش آتش جلوگیری و آن را خاموش کرد. از بهترین موادی که تا کنون برای خاموش کردن آتش در مخزن ها مورد استفاده قرار گرفته اند, یکی کف ضد حریق (Foam )و دیگر پودر خشک (Dry Powder) است. پودر خشک را با مخزن های متحرک آتش نشانی, به محل آتش گرفته آورده, به وسیله لوله های بلند پلاستیکی و با فشار روی مخزن می پاشند, ولی کف ضد حریق را به وسیله وسایل و تجهیزاتی که روز مخزن ها نصب شده, به درون مخزن تزریق می کنند.


راه های تزریق کف به مخزن


تزریق کف از بالای مخزن Foam chamber: کف ضد آتش سوزی به وسیله تلمبه از مخزن متحرک به سیستم کف رسانی که به طور ثابت روی هر مخزن از نوع سقف ثابت نصب شده, منتقل گردیده, در بالای مخزن وارد جعبه پخش کف (Foam Drum) می گردد. این جعبه, روی سقف مخزن نصب شده و کف ضد آتش از این جعبه و از راه لوله مشبکی که روی محیط مخزن قرار گرفته بر سطح مایع در مخزن پاشیده شده, با پوشاندن سطح مایع و قطع رابطه هوا با نفت, سبب خاموش شدن آتش می گردد.


تزریق کف از زیر مخزن subsurface injection


برای پوشاندن سطح مواد نفتی در مخزن ها با کف, ممکن است کف را از زیر وارد مخزن کرد از آنجا که وزن مخصوص کف از مواد نفتی سبک تر است, کف تا سطح مایع بالا رفته, آن را می پوشاند و در ضمن با ایجاد تلاطم در سطح نفت و در نتیجه سرد کردن حرارت مایع نفتی که به طور مستقیم در تماس با آتش بوده است, عمل تبخیر مواد نفتی را کندتر کرده از این راه فرو نشاندن آتش را آسان تر می کند. از آنجا که هزینه های سرمایه ای نصب این وسایل از هزینه های سیستم تزریق از بالای مخزن, کم تر بوده و از نظر نتیجه کار نیز موثرتر است, این سیستم در پالایشگاه های جدید و نوبنیاد بیش تر متداول شده است.

 

روش اطفا حریق مخازن نفتی


1) در اولین فرصت اقدام به خنک کردن سطح جداره مخزن نمایید.
2) در صورت امکان محتویات داخل مخزن را تخلیه نمایید .
3) در صورت سرایت حریق به محوطه اطراف مخازن ، اقدام به اطفا حریق نمایید .
4) با استفاده از فوم به میزان کافی نسبت به اطفا حریق سوخت درون مخازن اقدام نمایید .

 

خنک کردن مخزن COOLING

تمامی مخازن حاوی مایعات قابل اشتعال دارای سیستم خنک کننده اسپری آب می باشند که بصورت رینگهای لوله آب که در فواصل مناسب نازلهای آب پاش بروی آن نصب شده است ، هستند. اگر مخزنی دچار حریق شده باشد باید میزان 10 لیتر در هر دقیقه برای هر متر مربع از سطح مخزن ، آب بصورت اسپری استفاده شود .
با توجه به جهت وزش باد، باید توسط مانیتور و نازلهای آب جداره مخزن در بالاترین قسمت و نزدیک به لبه فوقانی آن خنک شود تا در اثر حرارت ناشی از حریق ، لبه فوقانی جداره تغییر شکل ندهد و باعث جاری شدن محتویات درون مخزن به محوطه اطراف مخازن نگردد . هرگز آب بداخل مخزن وارد نشود . همچنین مخازن مجاور حریق نیز به نسبت فاصله از مرکز مخزن مورد حریق ، باید خنک شوند .

 

محاسبه میزان آب مورد نیاز برای خنک نمودن مخازن


برای مخزن مورد حریق میزان (10lit/min/m2) آب نیاز می باشد . مرکز هندسی سطح مقطع مخزن مورد حریق را مد نظر گرفته و کمیت T را بصورت ذیل محاسبه می کنیم .
T =R+30
Rشعاع مخزن مورد حریق
هر مخزنی که در محوطه دایره شکل به مرکز مخزن مورد حریق و به شعاعT قرار گرفته باشد بمیزان 3 لیتر در هر دقیقه برای هر متر مربع آب برای خنک شدن نیاز دارد . و در صورتیکه مخزن خارج از این محوطه دایره شکل باشد بمیزان 1 لیتر در دقیقه برای هر متر مربع آب برای خنک شدن کافی می باشد .
تخلیه مواد درون مخزن
همانگونه که قبلا گفته شد یکی از کارهای موثر جهت اطفا حریق کاهش سوخت یا گرسنگی آتش می باشد و با حذف ضلع سوخت از مثلث آتش می توان اطفا حریق را انجام داد . اطفا حریق یک مخزن بسیار پر هزینه و زمان بر می باشد و نیاز به وسایل و مواد قابل ملاحظه ای دارد. در صورت امکان از همان لحظات اولیه اطفا حریق باید اقدام به تخلیه مواد از درون مخزن و در شرایط حاد ، حتی مخازن همجوار ، نمود . البته واضح است حتی در صورت اطفا حریق ، مواد باقی مانده در مخزن ، بعلت تغییر خلوص و خصوصیات دیگر ، قابل استفاده نخواهد بود . از جهات دیگر زمان حریق و اثرات مخرب ادامه آن بر محیط زیست و ایمنی مناطق همجوار و کاهش اعتبار آن مجموعه را در نظر گرفت در این صورت هزینه های مستقیم اطفا حریق بسیار ناچیز شمرده می شود.


confined space ایمنی فضا های محصور


محيط هاي محصور مكانهايي هستند كه محل ورود آن به اندازه يك فرد مي باشد ونمي توان داخل آن توقف دائم وطولاني مدت داشت براي ورود به اين مكانها حتما اخذ مجوز مربوطه الزاميست.
خطرات بالقوه در فضاهای محصور
•كمبود اكسيژن كمتر از ۱۹.۵%
•گازهاي سمي يا آتش گير و گازهايي كه جايگزين اكسيژن شده اند
•وسايل متحرك وگردنده كه برق آنها قطع نشده باشد
•باقيمانده فراورده هاي قبلي گاز ،مايع وبخار
• لغزيدن ،افتادن يا سقوط به داخل فضاهاي محصور
•كمبود نور و روشنايي
•حرارت وگرما
•بوي نامطبوع
•برق گرفتگي

نوشته‌شده در

ایمنی مخازن

پردیس فناوری کیش_طرح مشاوره متخصصین صنعت و مدیریت_گروه مهندسی شیمی

بخش ششم

برخی نکات ایمنی در مورد الکتریسیته ساکن

هنگام اندازه گیری مایعات در مخازن به وسیله نوار عمق یاب, مسئول اندازه گیری باید پیش از هر چیز, با تماس دست به نرده مخزن, بار الکتریکی را که احتمالاً با خود حمل می کند, به زمین تخلیه و سپس دریچه مخزن را باز کند. همچنین در مدتی که نوار عمق یاب, از درون لوله عمق یابی به پایین فرستاده می شود, باید نوار با جداره لوله در تماس باشد تا از ایجاد جرقه هنگام برخورد وزنه عمق یاب به سطح مایع, جلوگیری شود.
کارکنان باید از پوشیدن کفش های لاستیکی یا تخت لاستیکی که عایق الکتریسیته است, خودداری کنند زیرا, در این حالت بدن آن ها همیشه حامل بار الکتریسیته است و در لحظه برخورد دست یا بدن به یک جسم هادی, ایجاد جرقه می کند که ممکن است در محوطه های خطرناک, موجب انفجار و آتش سوزی شود. این خطر, به ویژه در هوای خشک یا هنگام رعد و برق, شدت می یابد.
هنگامی که لوله های لاستیکی برای بخار زدن یا شست و شوی مخازن برج ها و ظروف پالایش مورد استفاده قرار می گیرند, باید انتهای لوله در محل ورود آب یا بخار به مخزن, با بدنه مخزن به طور کامل مرتبط باشد تا از ایجاد اختلاف پتانسیل با مخزن جلوگیری شود.
هنگام پر کردن بشکه یا ظروف فلزی از مایعات نفتی, باید دقت شود که سر لوله حتماً با بدنه در تماس باشد. از ایستادن در نزدیکی نقاطی که بخار, از لوله یا ظرف, متصاعد می شود و در فضا ابر تشکیل می دهد, خودداری شود زیرا, ممکن است بار الکتریسیته در بدن, القا شده و به محض تماس دست یا بدن با هر شیئی که با زمین ارتباط دارد, جرقه ایجاد شود.
خطرهای الکتریسیته ساکن هنگام نقل و انتقال مواد نفتی
هنگام نقل و انتقال مواد نفتی دو عامل سبب بارور شدن مخزن با الکتریسیته ساکن می گردد, یکی پخش شدن مایعات به قطرات کوچک, دیگری اصطکاک مایعات هنگام جریان در خطوط لوله. پس از ورود مایع به مخزن و بارور شدن مخزن از دو راه بالا, حتی جرقه کوچکی در آمیزه بخارات نفتی و هوای موجود در بالای مخزن, سبب انفجار و آتش سوزی می شود.

پخش شدن مایعات به قطرات کوچک

این حالت وقتی پدید می آید که مایع از بالای مخزن وارد و به سوی پایین ریزش کند. در هنگام ریزش, بر سطح مایع قطرات ریز پدید می آید. همچنین در مخزن هایی که دارای نازل های هم آمیزی هستند, اگر پیش از بالا آمدن سطح مایع به حد کافی, جریان مایع در نازل برقرار گردد, فوران جت سبب شکسته شدن سطح مایع و تولید قطرات و در نتیجه بارور شدن مخزن با الکتریسیته ساکن می گردد. به این سبب نباید مخزن ها را از بالا پر کرد. به همین منظور نازل های هم آمیزی باید بار کرد که سطح مایع در مخزن کمی بالاتر از نازل باشد.
اصطکاک مایعات هنگام جریان در خطوط لوله
وقتی الکتریسیته ساکن تولید می شود که هیدروکربورها با نا خالصی هایی چون مقدار کمی اسید, آب و مواد معدنی همراه باشند.
الکتریسیته ساکن وقتی خنثی می شود که جریان مواد نفتی بدون بار الکتریکی یا دارای دو بار بسیار کم وارد مخزن شود, یا به همان نسبتی که بار الکتریکی تولید می شود, به تدریج از بدنه مخزن به وسیله سیم به زمین تخلیه شود.

دمای احتراق : حداقل دمايي كه نياز است تا يك ماده سوختني شعله ور شده يا به سوختن ادامه دهد بدون وابستگي به گرماي خارجي .

نقطه اشتعال : پايين ترين درجه حرارتي است كه در آن يك مايع فشار بخار كافي دارد تا شكل يك مخلوط قابل اشتعال با هوا نزديك سطح مايع ايجاد كند .

حدود اشتعال پذیری : محدوده اي از غلظت ماده سوختني در مخلوط هوا كه ايجاد شعله مي كند و منجر به انفجار مي شود . گازهاي قابل اشتعال ميتوانند در لحظه نشت يا خارج شدن از سيلندر گاز خطرات خاص را ايجاد كنند و باعث ايجاد اتمسفرهاي قابل انفجار در آزمايشگاه شوند .

حد نصاب قابلیت انفجار بخارات نفتی در مخزن ها

حد نصاب قابلیت انفجار بخارات نفتی در مخزن ها, میان 2 تا 15 درصد وزنی غلظت هیدروکربور در آمیزه هوا و بخارات موجود در مخزن است و این شرایط, معمولاً هنگامی که مخزن خالی یا در حال خالی شدن است به وجود می آید. به همین سبب لازم است که این مخزن ها در آغاز با سرعتی کم پر شوند تا از تراکم الکتریسیته ساکن و جرقه زدن جلوگیری گردد.

مقایسه خطرات ااکتریسیته ساکن مخازن انواع هیدروکربور

مخزن های نفت خام و بنزین سبک و نیز مخزن های نفت گاز و فرآورده های سنگین از این نقطه نظر ایمن تر هستند, در گروه نخست درصد غلظت هیدروکربور در آمیزه بخارات, بیش تر از بیش ترین حد غلظت قابل انفجار بوده و در گروه دوم از کمترین حد, کم تر است. بر عکس مخزن های نفتی سنگین و نفت سفید از این نظر خطرناکترند زیرا, هنگامی که مخزن خالی است, درصد هیدروکربور در فضای بخار در حد نصاب قابل انفجار می باشد. بسیار خطرناک خواهد بود. به طور خلاصه می توان گفت که انفجار به دو سبب صورت می گیرد: یکی در صورتی که الکتریسیته ساکن تولید شود و دیگر هنگامی که در مخزن, آمیزه بخارات قابل انفجار موجود باشد.

رعایت نکات ایمنی هنگامی که احتمال بخارات قابل انفجار در مخزن موجود است

مخزن ها نباید از بالا پر شوند, از دمیدن هوا در خطوط لوله به سوی مخزن خودداری گردد.
تلمبه کردن مواد نفتی به مخزن در آغاز, با سرعتی کم انجام شود, تا هنگامی که این مخزن ها حال پر شدن هستند, نباید موجودی آن ها به وسیله نوار یا میله های فلزی اندازه گیری شود زیرا, احتمال دارد که شخص حامل نوار عمق سنج, با خود بار الکتریسیته داشته باشد و با تماس نوار به دیواره مخزن, جرقه ساکن تولید گردد.

برای رفتن به بخش هفتم (پایانی) کلیلک کنید