شیرین سازی گاز در پارس جنوبی( عسلویه)
فهرست مصالب
عنوان
صفحه
فصل اول
معرفی پروژه پارس
عسلویه از ابعاد دیگر
فصل دوم (بررسی فرایند شیرین سازی)
مقدمه
لزوم حذف ترکیبات گوگرد دار
تاریخچه
مکانیزم شیرین سازی
فرآورش گاز
وظایف دستگاه ها در پالایشگاه گاز
عوامل عملیاتی متغیر در سیستم فرآورش گاز
سیستم احیاء آمین
علل تخریب در سیستم آمین
آمین آلوده نابود کننده سیستم بهره برداری
درجه حرارت آمین ورودی به برج احیاء
چند توصیه مهم عملیاتی
حداقل رساندن جذب co2
بررسی مشکلات عمده فرآورشی در واحدهای پالایش گاز با آمین
توصیف واحد
فصل سوم (شبیه سازی فرایند شیرین سازی با نرم افزار Hysys)
چگونه Hysys را اجرا کنیم ؟
شبیه سازی فرایند
منابع
1
2
10
14
15
16
20
21
25
27
35
42
45
47
48
49
51
52
59
66
67
77
105
فصل اول
معرفی پروژه پارس جنوبی
بندر عسلویه در 270 کیلومتری جنوب شرقی بوشهر ومشرف به خلیج فارس قرار گرفته است.این منطقه از نظر آب و هوایی بسیار گرم و مرطوب بوده و از نظر جغرافیایی و ژئوپولیتیکی مکان مناسبی برای سرمایه گذاری های کلان اقتصادی مورد بررسی قرار گرفته است. درفاصله 105 کیلومتری این بندر در دل آبهای خلیج فارس یکی از عظیم ترین میادین گازی جهان به نام پارس جنوبی ـ مشترک میان ایران و قطر ـ قرار دارد که وسعت بخش ایرانی آن برابر 3700 کیلومتر مربع و ذخیره در جای آن 464 تریلیون فوت مکعب است که معادل 8 درصد کل ذخایر گازی جهان و 50 درصد ذخایر گازی شناخته شده در کشورمان است.
تاخیر ده ساله ایران در بهره برداری از این منبع گازی چیزی جز تاسف به همراه نخواهد داشت وقتی بدانیم طرف دیگر این منبع خدادادی از سال 1992 روزانه حدوداً 4/3 میلیارد فوت مکعب گاز از این میدان مشترک مشترک برداشت می کند. بهرحال، توسعه این میدان که مهمترین طرحهای برنامه توسعه اقتصادی کشور می باشد، با هدف جایگزینی مصرف گاز به جای فرآورده های نفتی و تامین تقاضای روبه رشد مصرف داخلی، تزریق به میادین نفتی و همچنین صادرات آن در دستور کار شرکت ملی نفت ایران قرار گرفت.
پس از انجام تغییرات ساختاری در وزارت نفت، شرکت نفت و گاز پارس به عنوان یکی از شرکتهای فرعی شرکت نفت ایران در تاریخ 1/10/77 تاسیس و مسئولیت توسعه کلیه فازهای پارس جنوبی را عهده دار گردید. همچنین شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی که یکی از شرکتهای فرعی شرکت ملی گاز ایران است در تاریخ 28/7/77 تاسیس ومسئولیت بهره برداری از تاسیسات دریایی و خشکی کلیه فازهای پارس جنوبی به آن واگذار گردید. شرکت مجتمع گاز پارس جنوبی باداشتن شرکت تعمیرات و خدمات پارس نصب جنوب به عنوان شرکت فرعی کلیه مسئولیتهای راه بری و بهره برداری و تعمیرات و نگهداری کلیه فازهای پارس جنوبی شامل عملیات بهره برداری از سکوهای سرچاهی، خطوط لوله زیردریایی، تاسیسات پالایشگاههای ساحلی و همچنین تحویل گاز تصفیه شده فازهای 1و2و3 به پتروشیمی جهت اتان زدایی و انتقال گوگرد دانه بندی شده تولیدی به اسکله صادراتی جهت دپو و صادرات را دارد. قابل توضیح است که در فازهای بعدی تولید اتان و گاز مایع در مجموعه فازهای پارس جنوبی پیش بینی گردیده است.
توسعه فاز یک میدان فوق الذکر در تاریخ 26/4/73 به شرکت مهندسی و توسعه نفت و توسعه مراحل دو و سه این میدان در تاریخ 25/7/77 به کنسرسیوم شرکتهای توتال، پتروناس و گازپروم و توسعه فازهای 4و 5به شرکتهای انی و پترو پارس واگذار شده و مسئولیت نظارت بر این قراردادها به عهده مدیریت مناطق دریایی شرکت ملی نفت ایران قرار گرفته است. شرکت نفت و گاز پارس، مسئولیت برگزاری مناقصه های بین المللی، انجام ارزیابی فنی و مالی، مذاکرات قراردادی و نظارت عالیه بر اجرای قراردادهای توسعه میدان گازی و لایه نفتی پارس جنوبی و شمالی و مدیریت بهره برداری از مخزن را به عهده دارد.
طرح توسعه تاچندی پیش تا 14 فاز ارزیابی می شد که اخیراً رقم فازهای آن را تابیش از 20 فاز نیز پیش بینی و بررسی می کنند. برای آشنایی مختصر شرح اجمالی در مورد بعضی از آنها را لازم می دانم:
فاز 1:
طرح توسعه فاز یک میدان گازی پارس جنوبی به منظور استحصال روزانه 1000 میلیون فوت مکعب گاز طبیعی و میعانات همراه آن برنامه ریزی شده است در این مرحله علاوه بر تولید 25 میلیون متر مکعب در روز گاز تصفیه شده جهت مصارف داخلی، تولید روزانه 40 هزار بشکه میعانات گازی و 200 تن گوگرد جامد جهت صادرات نیز در نظر گرفته شده است. اجرای این فاز به عهده شرکت ایرانی پتروپارس بوده و بهره برداری از ان در نیمه دوم سال 1381 انجام خواهد شد. مجموعه دریایی مرتبط با این فاز شامل سکوهای حفاری، بهره برداری، مسکونی، مشعل، خط لوله زیردریایی 18 اینچ به طول تقریبی 5/5 کیلومتر برای انتقال گاز یک سکوی حفاری به سکوی بهره برداری، خطوط لوله 30 اینچ صادرات میعانات گازی در دریا به طول 3 کیلومتر، خط لوله زیردریایی 32 اینچ به طول 105 کیلومتر جهت انتقال گاز و معیانات گازی در دو مرحله به پالایشگاه ساحلی است. تاسیسات ساحلی شامل واحدهای دریافت و جداسازی گاز و میعانات گازی، تثبیت میعانات گازی، شیرین سازی نم زدایی، مرکپتان زدایی، تنظیم نقطه شبنم و تراکم گازهای جهت انتقال و بازیافت و انجماد گوگرد می باشد.
فازهای 2و3:
فازهای 2و3 جهت استحصال روزانه 2000 میلیون فوت مکعب گاز طبیعی و میعانات همراه آن برنامه ریزی شده است. میزان تولیدات روزانه این دو فاز مشتمل بر 50 میلیون مترمکعب گاز طبیعی تصفیه شده جهت مصارف داخلی و صادرات، 80 هزار شبکه میعانات گازی و 400 تن گوگرد جهت صادرات خواهد بود. اجرای این دو فاز توسط مشارکت شرکتهای توتال ـ پتروناس و گازپروم در مراحل پایانی اش می باشد که با توجه به تحقق پیشرفت فیزیکی معادل 8 درصد در ماه، طرح توسعه فازهای 2و3 بعنوان یکی از پروژه های موفق در صنعت نفت جهان شناخته شده است.
تاسیسات دریایی هر فاز به طور مستقل برای تولید روزانه 1000 میلیون فوت مکعب گاز ترش و میعانات گازی همراه طراحی شده است که این تاسیسات نیز در فاصله 105 کیلومتری ساحل بندر عسلویه نصب گردیده است و شامل سکوهای چاهی به ظرفیت هر سکو 15 چاه که دراین مرحله 10 چاه حفاری شده است. دو رشته خط لوله زیردریایی 32 اینچ و 5/4 اینچ انتقال گلایکل (MEG) ، اتاق کنترل، مولدهای برق، کمپرسورهای هوای ابزار دقیق، جمع آوری و تزریق (MEG)، سیستم ارسال توپک و مشعل بوده است که به صورت بهره برداری بدون نفر از طریق پالایشگاه صورت می گیرد. ظرفیت هر چاه 100 میلیون فوت مکعب در روز بوده که پس از تزریق (MEG) برای جلوگیری از خورندگی و یخ زدگی به صورت سه فازی به ساحل منتقل می گردد.
گاز تصفیه شده تولیدی فاز 1 و فازهای 2و3 بااستفاده از خط لوله 56 اینچ به خط لوله سراسری سوم انتقال گاز ارسال می گردد.
فازهای 4و5:
فازهای 4و5 این طرح به منظور تولید روزانه 50 میلیون متر مکعب گاز طبیعی جهت مصارف داخلی و صادرات، و همچنین تولید سالانه حدود 05/1 میلیون تن گاز مایع (LPG) و تولید روزانه 80 هزار شبکه میعانات گازی و 400 تن گوگرد جهت صادرات و تولید سالانه 1 میلیون تن اتان به عنوان خوراک واحدهای پتروشیمی طراحی گردیده است عملیات اجرایی این دو فاز توسط مشارکت انی و پتروپارس در سال 80 آغاز شده است و اولین مرحله بهره برداری آن در شهریور1383 شروع شده است .
تاسیسات دریایی هر فاز به طور مستقل برای تولید روزانه 1000 میلیون فوت مکعب گاز ترش و میعانات گازی همراه طراحی شده است که این تاسیسات نیز در فاصله 110 کیلومتری ساحل بندر عسلویه نصب گردیده است و شامل سکوهای چاهی به ظرفیت هر سکو 15 چاه است .
سکوها دارای دو رشته خط لوله زیردریایی 32 اینچ و 5/4 اینچ انتقال گلایکل (MEG) ، اتاق کنترل، مولدهای برق، کمپرسورهای هوای ابزار دقیق، جمع آوری و تزریق (MEG)، سیستم ارسال توپک و مشعل بوده است که به صورت بهره برداری بدون نفر از طریق پالایشگاه صورت می گیرد. ظرفیت هر چاه 100 میلیون فوت مکعب در روز بوده که پس از تزریق (MEG) برای جلوگیری از خورندگی و یخ زدگی به صورت سه فازی به ساحل منتقل می گردد.
گاز تصفیه شده تولیدی فازهای 4و5 بااستفاده از خط لوله 56 اینچ به خط لوله سراسری سوم انتقال گاز ارسال می گردد.
فازهای 6و7و8:
با اجرای فازهای 6و7و8 حدود 80 میلیون متر مکعب گاز ترش جهت تزریق به حوزه نفتی آغاجری و 2/1 میلیون تن گاز مایع (LPG) در سال جهت صادرات و 120هزار بشکه میعانات گازی در روز جهت صادرات تولید خواهد شد. عملیات اجرایی این 3 فاز نیز توسط شرکت پتروپارس آغاز گردیده است.
فازهای 9و10:
در طراحی این دو فاز نیز مانند فازهای 4و5 تولید روزانه 50 میلیون متر مکعب گاز طبیعی جهت مصارف داخلی و صادرات و 80 هزار شبکه میعانات گازی و 400 تن گوگرد جهت صادرات و تولید سالانه 1 میلیون تن اتان جهت مصرف در مجتمع های پتروشیمی و 05/1 میلیون تن گاز مایع (LPG) درنظر گرفته شده است.
فازهای 11و12:
اجرای این دو فاز به منظور تولید روزانه 55 میلیون مترمکعب گاز ترش جهت تامین خوراک واحدهای تصفیه و مایع سازی گاز (LNG) و 80 هزار بشکه میعانات گازی جهت صادرات برنامه ریزی شده است.
فازهای 13و14:
علاوه بر فازهای فوق، اجرای فازهای 13 و 14 نیز به منظور تولید روزانه 1400 میلیون فوت مکعب (LNG) و 700 میلیون فوت مکعب (GTL) برنامه ریزی شده است که در مراحل اتمام مطالعات است.
تولیدگاز غنی کشور در سال 1379 کمتر از 300 میلیون متر مکعب در روز گزارش شده است (از این میزان تنها 250 میلیون متر مکعب مصرف و یا به چاههای نفت تزریق شده است) که این رقم با توجه به پتانسیل 3/26 تریلیون متر مکعب ذخایر اثبات شده گازطبیعی که حدود 18 درصد ذخایر گاز جهان است و سهم کمتر از 3 درصد ایران در تولید جهانی گاز، ضرورت بهره برداری هرچه سریع تر و بدون تعویق از میدان گاز پارس جنوبی را دو چندان می کند.
افزایش قابل ملاحظه ظرفیت تولیدگاز کشور در سالهای آتی، دستیابی به بازارهای صادراتی را ضروری می سازدواین درست همان چیزی است که توفیق در آن را باید تابعی از مناسبات متقابل سیاسی ایران و کشورهای منطقه و درمواردی کاهش تنش در سیاست خارجی تعریف کرد. با توجه به اینکه صادرات گاز علاوه بر منافع مالی دارای آثار خارجی قابل ملاحظه ای در زمینه امنیت کشور و منطقه است، تحلیل هزینه و فایده طرح های انتقال گاز از طریق خط لوله می بایست به مراتب فراتر از تحلیل های مالی صورت گیرد. تحقق این آثار در کشورهایی مثل ایران که از نظر موقعیت جغرافیایی و سیاسی منحصر به فرد هستند از اهمیت بیشتری برخوردار است.
عسلویه از ابعاد دیگر:
خالی از لطف نخواهد بود اگر مروری بر ابعاد تاثیرگذاری پروژه های پارس جنوبی داشته باشیم:
ـ عملیات بهره برداری از مراحل 2و3 میدان گازی پارس جنوبی در بهمن ماه سال 80 و همزمان با آغاز جشن های دهه فجر آغاز شد و ـ عملیات بهره برداری از مراحل فاز 1 آغاز شده و بهره برداری فاز 4و5 در شهریور1383 شروع شده است .
به راستی روز گشایش کامل این دو مرحله برای ملت ایران به عنوان روزی تاریخی باقی خواهند ماند.
ـ تاکنون بیش از 10 میلیارد دلار برای بهره برداری از میدان گازی پارس جنوبی سرمایه گذاری شده است که با آغاز بهره برداری از کل فازهای توسعه این میدان، سالانه بیش از 10 میلیارد دلار درآمد ارزی عاید کشور خواهد شد.
ـ به منظور افزایش ارزش افزوده و اشتغال زایی بیشتر، اجرای طرحهای مکمل استحصال گاز و نفت در این منقطه ضروری به نظر می رسد که اجرای 5 طرح پتروشیمی در این منطقه در این راستا است.
ـ استان بوشهر متاسفانه از معدود استان های کشور است که با وجود منابع بزرگ نفتی و گازی و همچنین تاسیسات اقتصادی دیگر مانند انرژی اتمی بوشهر، هنوز محروم باقی ماده است که امید آن می رود با اجرای طرحهای پارس جنوبی تحولی بزرگ در عرصه حیات اقتصادی ـ اجتماعی این استان ایجاد شود.
ـ میدان گازی پارس جنوبی با حدود 13 هزار میلیارد متر مکعب گاز طبیعی و 17 میلیارد شبکه میعانات گازی، بزرگترین میدان گازی ایران به شمار می رود و ارزش منابع گازی آن بالغ بر 700 میلیارد دلار است.
ـ تاسیس این منطقه ویژه اقتصادی در وسعتی بالغ بر 10 هزار هکتار بهترین ساز و کار را برای سرمایه گذاری بخش خصوصی داخلی و خارجی و ایجاد صنایع پشتیبانی بوجود آورده است.
ـ شاید یکی از دستاوردهای ارزنده این پروژه عظیم، ساخت نخستین سکوی پالایش گاز در ایران باشد که در مجتمع کشتی سازی بندرعباس ساخته شد.این سکوی گازی از پیچیده ترین سکوهای دنیاست که از فاصله 105 کیلومتری در بندر عسلویه به صورت خودکار و از راه دور کنترل می شود. سکوی مذکور به وزن 1800 تن و به همت 1200 نفر از متخصصان و کارگران ایرانی و نظارت شرکتهای خارجی در مدت 21 ماه به ارزش 13 میلیون دلار ساخته شد.
ـ با سرمایه گذاری بیش از 10 میلیارد دلار در ضمن برنامه های توسعه اقتصادی اول و دوم کشور و مشارکت شرکتهای داخلی و خارجی ( به صورت بیع متقابل ) نه تنها سیاست حصر اقتصادی ایران توسط آمریکا به مسلخ برده شد بلکه منصه حضوری دیگر برای سیاست تنش زدایی ایران شد.
فصل دوم
مقدمه:
گازبه عنوان سوخت ممتاز تلقی شده چرا که فاقد بو و دود بوده و خاکستر بر جای نمی گذارد، یعنی در حالیکه محاسن برق را دارد هزینه آن کمتر است.
گاز طبیعی قبل از مصرف باید پالایش گردد و این مهم بوسیله مواد جاذب از نوع ترکیبات مختلف صورت می گیرد.
به طور کلی هدف از عملیات شیرین سازی تبدیل مرکابتان های اسیدی (و با بوی نامطبوع) موجود در فرآورده های نفتی به دی سولفیدهای کم ضررتر است. ضمناً احتمال حذف یا تبدیل سایر ترکیبات گوگردی نیز وجود دارد. غالباً گازی که از منابع نفتی و یا از صنایع نفت، گاز و پتروشیمی حاصل می شود دارای مقادیر متفاوتی CO2, H2S ، مرکز مرکاپتانها و سایر مشتقات گوگرد است. این گاز اصطلاحاً گاز ترش (Sour Gas) نامیده می شود.
تصفیه گاز و شیرین سازی در حقیقت جدا کردن مواد یاد شده از گاز طبیعی و یا گاز مایع می باشد.
پس از آن مساله باز یافت گوگرد در سیستم شیرین سازی گازهای ترش از اهم مسائل است.
گرچه این مساله ممکن است به علت فراوانی گوگرد از نظر اقتصادی به صرفه نباشد اما در برابر مساله آلودگی هوا و محیط زیست و لزوم کنترل آن و نیز خورنده بودن اسن عنصر حائز اهمیت است، لذا گازهای اسیدی حاصل از پالایش نفت و گاز در واحد بازیافت گوگرد (SRU) در اثر تماس با هوا اکسید شده و گوگرد تولید می کنند، اما تمامی H2S موجود در این مرحله اکسید نمی شود و مقداری در گاز به صورت مازاد (Tail Gas) باقی می ماند. با این هدف اصلی در سیستم های پیشرفته بازیافت گوگرد سعی بر یک جداسازی کامل است. البته عملیات بازیابی گوگرد خود مقوله ای است جداگانه که پس از حذف عوامل گوگرد دار در گازها به آن می پردازند.
لزوم حذف ترکیبات گوگرددار:
گازی که از مخازن حوضچه های نفتی استخراج و منتقل می شود شامل ناخالصی هایی عمدتاً از ترکیبات زیر می باشد.
1ـ اب
2ـ گازهای اسیدی شامل انیدرید کربنیک، سولفید هیدروژن، ترکیبات گوگردی از قبیل مرکاپتانها و کاربوئیل سولفاید.
3ـ اکسیژن
4ـ متانول یا گلیکول
5ـ هیدروکربورهای سنگین
مقدار زیاد H2S به علت نداشتن ارزش حرارتی، مطلوب نبوده و زدودن آن گذشته از لزوم آن برای تولید محصول با کیفیت استاندارد، از نظر جلوگیری آلودگی و خورندگی جداره های فولادی ضروری است. گاز سولفید هیدروژن (H2S) موجود در خوراک واحد با اهمیت ترین ناخالصی در گاز است که حذف و به عبارت دیگر کاهش مقدار آن تا حد مجاز و قابل قبول ضرورت دارد.
سولفید هیدروژن خورنده لوله های استیل بوده و هنگام سوختن، دی اکسید بوده و هنگام ضرورتاً باید از گازهای ترش حذف شد. زیرا این عمل ضمن افزاش کیفیت گاز تصفیه شده، بازیابی قابل فروش را نیز میسر می سازد.
ترکیبات دیگر گوگرد مانند کاربونیل سولفاید و مرکاپتان ها جهت عوارض نامطلوب عملیاتی و تامین کیفیت مطلوب نهایی باید جدا شود.
با توجه به خواص مضره سولفید هیدروژن، مرکاپتانها و گوگرد آزاد، این نتیجه حاصل می شود که این مواد مزاحم ترین مواد خارجی موجود در فرآورده های سبک و گاز طبیعی می باشد، و در درجه اول هدف از عملیات تکمیلی، حذف ای مواد و یا تبدیل آن به مرکبات کم ضررتر می باشد. همانطور که اشاره شد، عمل حذف یا تبدیل این مواد را شیرین کردن می گویند. بر حسب تعریف، فرآورده ای را شیرین گویند که اگر مقدار 10 سانتی متر مکعب از محلول پلمبیت سدیم قلیایی (Pbo2Na2) در حضور مقدار کمی گوگرد مخلوط کرده و تکان دهند، هیچ نوع رسوب سیاه رنگ و یا تاری ایجاد نشود.
حذف (H2S) و عمل شرین سازی در نوع شکلی از مقابله با مساله خوردگی است. خوردگی ناشی از گوگرد و ترکیبات آن هم در خط لوله و هم در مخازن موجب مشکلاتی چند می گردد. لذا به منظور جلوگیری از خورندگی گاز در لوله های انتقال باید (H2S) آن را جدا نمود. روش تصفیه گاز به همین دلیل توسعه و پیشرفت نموده است.
روش شیرین کردن گاز با آمین به دلیل بالا بودن فشار و حجم زیاد آن پیشرفت بسیاری داشته است.
مقدار غلظت گازهای اسیدی در گاز طبیعی در انتخاب نوع پروسس تصفیه (شیرین کردن) گاز بسیار موثر است. بعضی از پروسسها برای جذب مقدار زیاد گازهای اسیدی مناسب هستند که در این حالت گاز تصفیه شده دارای مقدار نسبتاً زیادی (بیش از مقدار استاندارد) گاز اسیدی می باشند. در بعضی از پروسسهای دیگر مقدار گاز اسیدی موجود در گاز تصفیه شده به چند قسمت در هزار (PPM) می رسد. این نوع پروسسها برای گازهای طبیعی که دارای گاز اسیدی با درصد کم می باشند. به کار می رود.
انتخاب نوع ماده ای که برای شیرین کردن گاز به کار می رود نشانگر آن است که چند نوع گاز اسیدی و تا چه مقدار باید از محیط عمل خارج گردد. در بعضی از روشهای تصفیه (شیرین کردن) گاز، تنها یک نوع از گاز اسیدی موجود در گاز طبیعی جذب می گردد و در بعضی حالات کلیه گازهای اسیدی موجود در گاز طبیعی از محیط خارج می شوند. بعضی از مواد شیرین کننده گاز مقدار مزایای از هیدروکربنها را نیز جذب می نماید. عمل تصفیه (شیرین کردن) گاز طبیعی همواره در فشار زیاد انجام می شود ولی در موارد استثنائی پروسسهای وجود دارد که گاز را در فشار پایین تصفیه می نماید. اغلب پروسسها یا کنترل درجه حرارت بیش از درجه حرارت محیط انجام می شوند. بعضی از روشهای تصفیه در صورتیکه مقدار گاز کم باشد از نظر اقتصادی مقرون به صرفه می باشد ولی در همین روشها اگر مقدار گاز مورد تصفیه زیاد گردد از نظر اقتصادی مقرون به صرفه می باشد ولی در همین روشها اگر مقدار حجم گازمورد تصفیه زیاد گردد از نظر اقتصادی توجیه پذیر نیست.
تاریخچه
روشهای مختلف جذب اعم از شیمیایی و فیزیکی از همان ابتدا مورد توجه بوده است یکی از جاذب های اولیه آلکانل آمین بود و در اواخر قرن Woertz موفق شد که آلکانل آمین را از طریق گرما دادن آلکانل کلروهیدروین و آمونیاک به دست آورد.
و در همان دوران Kaorr نیز توانست این جاذب را از ترکیبات آمونیاک و اکسید اتیلن تولید نماید.
خصلت آلکانل آمین چنان است که در دمای معمولی گازهای اسیدی را جذب و در دمای بالا دفع می نمایند. فراریت زیاد و خورندگی شدید کار با این جاذب در فرآیندهای جذب، مشکلاتی را به وجود می آورد. بنابراین پس از مدتی به منظور حذف گازهای اسیدی از گاز طبیعی از آهک استفاده می شود. که این آهک ها پس از مصرف دور ریخته می شوند.
در سال 1911 میلادی روش استفاده از اکسید آن ابتدا در انگلستان و سپس در سایر نقاط جهان گسترش پیدا کرد. پس از آن در سال 1920 روش استفاده از کربنات پتاسیم موسوم به (Seaboard) به وسیله شرکت Kopper معرفی شد. در واقع در همین روش تجارتی بود که در آن گازهای اسیدی به وسیله مایع شستشو داده می شدند.
استفاده از آمین ها در سال 1930 به ثبت رسید و 9 سال بعد روش استفاده از مخلوط آمین و گلوکال پیشنهاد شد که در پالایش و خشک کردن گاز همزمان انجام می شد.
مکانیزم شیرین سازی
پروسس آمین
آمین های بابنیان الکلی که به آنها آلکانول آمین می گویند عموماً به منظور جذب CO2,H2S از گاز طبیعی به عنوان حلال استفاده می گردند. این مواد به دلیل میل ترکیبی مناسب و در دسترس بودن و همچنین قیمت ارزان آنی در مقایسه با مواد مشابهی که همین عمل را انجام می دهند در شیرین کردن گازهای طبیعی مورد استفاده قرار می گیرند. سه نوع آلکانول آمین برای شیرین کردن گازهای طبیعی متداول است.
تمام آلکانول آمین ها براساس میل ترکیبی نیتروژن آمین، با مواد اسیدی مثل CO2, H2S و خاصیت جذب آنها طبقه بندی می شوند.
اولین عامل گروه هیدورکسیلی که به بنیان آمین متصل می شود موجب افزایش جذب مولکولی و کاهش فشار بخار آمین می گردد.
مثلاً نقطه جوش منواتیل آمین C2H5NH2 برابر C 6/16 و نقطه جوش منواتانول آمین برابر C 170 است.
خواص عمومی
در پروسس شیرین کردن گاز طبیعی معمولاً از دو نوع آمین استفاده می گردد که عبارتند از منواتانول آمین و دی اتانول آمین .
منواتانول آمین مایعی است روشن و بی رنگ که نقطه جوش نرمال آن در 760 میلیمتر جیوه برابر با C 170 می باشد و در فشار 10 میلیمتر جیوه نقطه جوش آن به C 74 می رسد، منواتانول آمین و دی اتانول آمین جز و مواد شیمیایی پایدار می باشند زیرا هر دو آنها می توانند تا نقطه جوش خود حرارت ببینند بدون آنکه تجزیه شیمیایی در آنها اتفاق می افتد.
یکی از دلایل اصلی که تری آمین در شیرین کردن گاز طبیعی استفاده نمی شود آنستکه با آنکه نقطه جوش آن در 10 میلیمتر جیوه برابر C 190 است، ولی این ماده در صورت حرارت دیدن قبل از رسیدن به نقطه جوش تجزیه می گردد. به همین دلیل تری اتانول آمین از نظر شیمیایی ماده ای ناپایدار است.
فشار بخار (Vaopor Press) منو اتانول آمین و دی اتانول آمین را می توان با استفاده از معادله انتوان محاسبه نمود.
فعل و انفعالات اولیه
فعل و انفعالات شیمیایی الکانول آمین ها با CO2, H2S بقرار زیر است:
نکته مهم در فرمول های شیمیایی فوق وجود آب یا بخار آب در ترکیب دی اکسید کربن باالکانول آمین ها می باشد. زیرا وجود آب می تواند مشکلات جداسازی دی اکسید کربن را از آلکانول آمین ها برطرف نماید. فعل و انفعالات شمیایی فوق بصورت دو جانبه نشان داده شده است در صورتی که درجه حرارت پایین و در حدود درجه حرارت محیط باشد، فعل و انفعالات بطرف راست اتفاق می افتد یعنی در این حالت اکسید کربن و H2S جذب آلکانول امین می شوند. چنانچه درجه حرارت را بالا ببریم (همچنانکه در برج جدا کننده اتفاق می افتد فعل و انفعالات به سمت چپ حرکت می کند یعنی نمک های تشکیل شده سولفید و کربنات تجزیه شده و گازهای اسیدی از برج جدا کننده خارج می گردد.
وزن مولکولی وفشار بخار
دو عامل اصلی مشخصات آلکانول امین ها بشرح زیر می باشد.
MEA
DEA
TEA
MDEA
جرم مولکولی
61
105
149
119
فشار بخار در 100 درجه فارنهایت
0.03
0.0001
0.0001
0.0004
مقدار فشار بخار در جدول فوق نشانگر آنستکه به هدر رفتن منواتانول امین نسبت به سایر آمین بمقدار بیشتر است و علاوه بر آن جدا شدن گازهای اسیدی ته از عوامل مهم می باشد به وزن مولکولی آمین بستگی دارد.
جدول زیر بیانگر ظرفیت جذب تلتیبی آمینها می باشد.
ظرفیت
نام
100
MEA
57
DEA
49
MDEA
39
TEA
این جدول نشان می دهد که ظرفیت جذب گازهای اسیدی بوسیله منواتانول آمین تقریباً دو برابر سایر آلکانول آمینها می باشد.
فرآورش گاز
سیستم فرآورشی تصفیه گاز
دیاگرام فرآورشی شماره 1-3 یک نمونه ساده از سیستمهای تصفیه گاز با محلول های آمین یعنی مونواتانول آمین MEA و دی اتانول آمین DEA را نشان می دهد.
سیستم فرآورشی منواتانول آمین MEA
در این سیستم از محلول مونواتانول آمین MEA برای تصفیه گاز ترش استفاده می شود. محلول بازی ضعیف و آلی MEA برای جداسازی ترکیبات اسیدی نظیر CO2, H2S که معمولاً به گازهای اسیدی شهرت دارند، از گاز طبیعی بکار گرفته می شود. غلظت MEA بکار گرفته شده معمولاً از مقدار 15% تا 35% (وزنی ) تغییر می یابد. محلول آمین در درجه حرارت بالا و فشار پایین بوده و از سایر آمین های نظیر دی اتانول آمین (DEA) فعال تر می باشد. فعال بودن MEA سبب می شود که در سیستم های نظیر دی اتانول آمین (DEA) فعال تر می باشد. فعال بودن MEA سبب می شود که احیاء آن در درجه حرارت بالا و فشار پایین نیز با مشکلاتی توام بوده و برای کاهش مقدار H2S,CO2 در سیستم احیاء آمین تا حد متناسب مقدار بخار بیشتری در مقایسه با سیستم احیاء مشابه در DEA مورد مصرف قرار گیرد. MEA حدود سی (30) برابر از DEA فراتر است. با فرض غلظت یکسان آمین های MEA و DEA در سیستم های تصفیه گاز، منو اتانول آمین در مقایسه با دی اتانول آمین باعث ایجاد خوردگی بیشتری در دستگاه های تصفیه گاز می گردد.
سیستم تصفیه گاز با دی اتانول آمین DEA
سیستم تصفیه گاز با DEA سیستم فرآورشی احیاء می باشد که با استفاده از دی اتانول آمین برای جداسازی هیدروژن سولفوره در غلظت های وزنی 20% تا 35% مورد استفاده واقع می شود. مشابه با مونواتانول آمین، در سیستم تصفیه گاز با DEA نیز گازهای اسیدی درفشار بالا و درجه حرارت پاین توسط DEA نیز گازهای اسدی در فشار پایین و درجه حرارت بالا در سیستم احیاء آمین آزاد می شوند.
سیستم فرآورشی با DEA معمولاً در گازهای طبعی که دارای ترکیبات کربونیل سولفید (COS) و کربن دی سولفاید (CS2) می باشند مورد استفاده قرارمی گیرد.
وظایف دستگاه ها در پالایشگاه گاز
هر دستگاهی که در تاسیسات پالایش گاز نصب شده است دارای وظائف فرآورشی بخصوص است که در ذیل به خلاصه آنها اشاره می شود.
Aـ تفکیک گرای گاز ترش ورودی
اسکرابر گاز ترش ورودی از ورود هیدروربورهای مایع و آب نمک توسط گازهای به برج تماس با آمین جلوگیری می نماید. معمولاً صفحات توری در قسمت فقانی اسکرابو نصب می شود. ورود هیدروکربورهای مایع به برج تماس با آمین افزایش می دهد. دستگاه تفکیک گرای گاز ورودی باید به طور مرتب مورد بازرسی قرار گیرد تا از بروز اشکالات عملیاتی در آن اجتناب شود سعی شود که از یخ زدن لوله ای خروجی مایعات در هوای سرد ممانعت به عمل آید.
اگر حجم مایعات ورودی به واحد تفکیک گرا بیشتر باشد موجب ایجاد پدیده کری آور شده و مایعات را به داخل سیستم آمین در گردش ارسال می دارد. لذا گازهای استحصالی از چاههای گازی باید از واحدهای تفکیک گرای سرچاهی عبور داده شوند تا مایعات گازی و مواد بازدانده خورندگی از آنها جدا شوند. از باز کرد تمام چاهها به طور همزمان باید خودداری شود. این کار باعث ارسال حجم زیاد مایعات به صورت SLUG به سیستم های پالایش گاز خواهد گردید. مشکلات عملیاتی ناشی از کری آور در دستگاه ها تفکیک گری ورودی به شرح زیر طبقه بندی می شوند.
1ـ ذرات جامد که توسط گاز ترش وارد سیستم گاز گردد باعث افزایش مقدار خورندگی و با جمع شدن در نواحی مردابی در سیستم موجب گرفتگی برجها، کثیف شدن مبدلهای حرارتی می گردد.
2ـ آب آزاد باعث رقیق شدن آمین شده و قدرت آمین را آنقدر ممکن است پایین بیاورد که نتواند گازهای ترش ورودی را بطور موثر تصفیه نماید.
3ـ آب نمک دار ضمن رقیق نمودن محلول آمین باعث ایجاد رسوب نمکی در ریبویلرها شده ضمن کاهش تبادل حرارتی باعث ایجاد خوردندگی در سیستم می شود. یونهای کلراید علی الخصوص در فولادهای ضد زنگ ایجاد ترکهای ناشی از تنش S.C.C می نماید.
4ـ هیدروکربورهای ورودی به سیستم تصفیه باعث افزایش هرز رفت آمین در اثر ایجاد کف و تبخیر آنها در ریبویلرها می گردند آنها همچنین تجزیه شده و باعث ته نشینی کثافات ضخیم و سخت عالی الخصوص در تیوپهای ریبویلرها می شود.
B ـ برج تماس با آمین
برج تماس با آمین
برج تماس با آمین از مخزن قائم استوانه ای فشار بالا تشکیل یافه که در حدود 25 الی 30 عدد سینی در خود جای داده است. گاز ترش از قسمت پایین برج وارد شده و بطرف بالا حرکت می کند.
آمین از قسمت فوقانی برج وارد شده و در مسیر سینی ها بطرف پایین جریان پیدا کرده و با گاز تماس برقرار می کند. آمین کثیف از قسمت پایین برج و توسط شیر کنترلی که سیگنال خود را از کنترل سطح در فضای پایین در زیر سینی های برج دریافت می دارد، به خارج برج جریان پیدا می کند. برج تماس ممکن است دارای سینی های مشبک، سینی های شیردار و یا سینی های فنجانی بوده و یا توسط انباشه (PACKING) پر شده باشد.
جمع شدن کثافات زیاد در سینی های برج تماس و یا انباشته می تواند باعث ایجاد کف، هدر رفت زیاد آمین و تصفیه ناقص گازهای ترش می شود. لذا سینی ها و انباشته ها همیشه باید تمیز نگهداری شود. درجه حرارت گازهای ورودی برای تصفیه بهتر آمین و کاهش هرز رفت باید در (100 F) 37.8.C و یا کمتر از آن نگهداری شود. به منظور جلوگیری از تقطیر هیدروکربن ها و ایجاد پدیده کف ناشی از تقطیر آنها در برج تماس باید درجه حرارت آمین حدود 5C (10F) بالاتر از درجه حرارت گاز ورودی به برج نگهداری شود حداقل درجه حرارت تماس در برج باید در حدود (10-15-6C (60F) نگهداری شود تا از اینجا کف و تصفیه ناقص گازهای ترش جلوگیری به عمل آید در زمان راه اندازی واحد ابتدا باید فشار برج تماس را تا فشار بهره برداری بالا برده و سپس عمل آید. در زمان راه اندازی واحد ابتدا فشار برج تماس را تا فشار بهره رداری بالا برده و سپس جریان آمین در گردش را برقرار نمود. جریان آمین در تمام سینی ها برقرار و لوله گیری شده سپس دبی گازهای ورودی به برج جذب باید به طور آهسته افزایش داده شود تا به ظرفیت بهره برداری برسد. ای تمهیدات از هرز رفت آمین توسط گازهای خروجی از برج جلوگیری به عمل می آورد. در زمان خاباندن واحد باید جریان گاز به طور آهسته کاهش یافته و منابع تولید گرما قطع شوند برای جلوگیری از تجزیه آمین در اثر حرارت باید پمپهای آمین همچنان در حال کار نگهداری شوند تا درجه حرارت ریبویلرها به 60C (150 F) کاهش یابد.
برای جلوگیری از هرز رفت آمین باید فشار واحد به طور آرام پایین آورده شود.
C ـ دستگاه تفکیک گرای گاز شیرین
جدا کننده گاز شیرین شده معمولاً برای جداسازی آمین به همراه گاز شیرین خروجی از بالای برج تماس و برگشت دادن آن به مخزن انبساط به کار گرفته می شود. این جدا کننده دارای توری های مخصوص در قسمت فوقانی خود باشند تا از هرز رفت آمین به همراه گاز شیرین شده به سایر سیستم ها نم زدایی و فرآورشی جلوگیری به عمل آید.
D ـ مخزن انبساط آمین
چون برج تماس در فشار بالا مورد بهره برداری قرار می گیرد مخزن انبساط آمین به منظور کاهش فشار آمین و جداسازی هیدروکربورهای حل شده مانند اتان و متان و پرواپان از آمین کثیف به کار گرفته می شود. با نصف تماس حاوی 4-6 سینی در قسمت فوقانی مخزن انبساط را شیرین نموده و به منظور گاز سوختی در پالایشگاه گاز مورد استفاده قرار می دهند.
شیر کنترل نصب شده بر لوله آمین کثیف و خروجی از برج جذب باید از نقطه نظر ساییدگی قطعات داخلی مرتباً تحت بازرسی قرار گیرند. با استفاده از شیر اصلی کنارگذر می توان واحد را در حال بهره برداری نگه داشته و شیر کنترل را از مدار خارج نمود. همچنین با انتخاب لوله و شیر کنترل بزرگتر می توان از خوردگی داخلی آنها جلوگری به عمل آورد. استفاده از قطعات از جنس فولاد ضد زنگ و طراح از نوع LOW AERODYNAMIC NOISE TRIM DESIC در شیرهای انبساط مورد مصرف، توصیه شده است. موقعیت نصب شیر کنترل درست در ورودی آمین کثیف به مخزن انبساط باید قرار داشته باشد. در هر صورت عمر دستگاه های در مسیر آمین کثیف علی الخصوص لوله ها و مبدل های حرارتی بستگی به انتخاب محل های نسبت مخزن انبساط به منظور کاهش آمین کثیف دارد. در حقیقت مقدار خوردگی در مبدل های حرارتی با آزاد شدن اسیدی در آنها افزایش می یابد. از آنجا که با افزایش درجه حرارت و کاهش فشار گازهای اسیدی از آمین کثیف جدا می شود، توصیه شده است که فشار درطول مبدل حرارتی ثابت و سقف درجه حرارت در حد 52-88 C(180-190 F) نگهداری شود.
E ـ خنک کننده آمین
برای خنک کننده آمین تمیز معمولاً از مبدل های حرارتی که با آب یا هوا خنک می شود استفاده می کنند.
F ـ برج احیای آمین
برج احیای آمین در حقیقت برج عریان سازی است که حدود 24 عدد سینی داشته و آمین پیش گرم شده از نازل نصب شده در قسمت فوقانی برج وارد آن می شود. بخارات تولید شده از محلول آمین در دستگاه های روبیولر حرارت مورد نیاز برای جدا شدن گازهای اسیدی از آمین کثیف را تامین نموده و در جهت عکس جریان آمین، باعث جدا شدن گازهای اسیدی در سینی های برج احیاء می شود.
سینی های بالایی برج احیاء که در قسمت بالاتر سیلی آمین کثیف ورودی به برج قرار دارند به سین های رفلاکس موسوم بوده و از هرز رفت آمین و از همراهی آن با گازهای اسیدی خروجی از بالای برج احیاء ممانعت به عمل می آورد.
برج احیاء معمولاً به سینی های مشبک مجهز بوده ودر پاره ای موارد از انباشته مختلف نیز استفاده می شود. معمولاً حجم زیادی از آمین در بخشهای تهتانی برج نگهداری می شود تا ضمن فراهم شدن تمهیدات عملیاتی برای تغییرات احتمالی سطح آمین در پایین برج، از کاهش جریان در لوله مکش پمپ های آمین جلوگیری شود.
G ـ ریبیلر برج احیاء
دستگاه ریبویلر برای تولید بخارات مورد نیاز برای جداسازی گازهای اسیدی از آمین کثیف که در مسیر سینی ها در داخلی برج به طرف پایین جریان دارد، مورد استفاده واقع می شود. حرارت بخار اشباع حدود (3.45-4.0) یا روی مشعل گاز بتوان برای تولید بخار احیاء در ریبویلر از آمین در حال احیاء در سیستم احیاء مورد استفاده قرار می گیرد.
H ـ کندانسور سیستم رفلاکس
کاندانسور سیستم رفلاکس برای خنک کردن گازهای اسیدی خروجی از بالای برج احیاء از درجه حرارت (240 F) تا دمای 49-37 .8 C (120-100 F) به کار گرفته شده و بخار آب همراه گازهای اسیدی راتقطیر نموده و به سیستم بر می گرداند.
I ـ جدا کننده و پمپ سیستم رفلاکس
جدا کننده سیستم رفلاکس آب تقطیر شده از بخارات همراه گازهای اسیدی را جدا کرده و به عنوان مخزن ورودی برای پمپهای سیستم رفلاکس نیز عمل می نماید.
J ـ فیلترها
رسم بر این است که آمین تمیز و یا کثیف را توسط فیلترهای نصب شده در لوله کنارگذر با ظرفیت جریان دهی 3% الی 10% حجم آمین در گردش و به منظور جداسازی ذرات بزرگتر از قطر حدود 2 میکرون تمیز می نماید.
عوامل عملیاتی متغیر در سیستم فرآورشی گاز
A ـ بارگذاری (جذب گازهای اسیدی) آمین توسط عملیاتی موجود در قسمت تهتانی برج تماس (که در آنجا آمین کثیف با گازی که سینی اول را ترک می کند) در حال تعادل می باشد تعیین می شود.
بارگذاری ناخالص توسط عوامل به شرح زیر محدود می شود:
1ـ فشار جزئی گازهای اسیدی که سینی آخر برج تماس را
ترک می کند.
2ـ قدرت آمین موجود در سیستم
3ـ درجه حرارت آمین
4ـ نزدیکی به حالت تعادل مابین گاز و آمین
بارگذاری خالص از تفریق نمودن پس مانده گازهای اسیدی در آمین از بارگذاری ناخالص به دست می آید.
Bـ پس مانده CO2,H2S در آمین تمیز به عوامل زیر بستگی دارد:
1ـ درجه حرارت تغذیه آمین کثیف به سیستم احیاء
2ـ تعداد سینی ها به صورت تئوری و عملی در برج احیاء
3ـ فشار در برج احیاء
4ـ غلضت آمین در واحد تصفیه گاز
5ـ مقدار بخار تولیدی در ریبویلرها برای انجام کار عریان سازی.
سیستم احیاء دو گانه بهتر از سیستم های معمولی CO2,H2S را از آمین جدا می سازند زیرا که در سیستم احیاء دو گانه آمین رقیق در نصب V/L بیشتری در قسمت پایین و عریان سازی برج احیاء می شود.
C ـ فشار برج تماس
به طور کلی هر چه فشار برج تماس بیشتر باشد جذب CO2,H2S گاز در آن بهتر انجام می شود این کار به علت عوامل فرآورشی به شرح زیر می باشد.
1ـ فشار جزئی H2S موجود در محلول آمین تمیز با هر مقدار پس مانده گازهای اسیدی در صورت ورود به برج تماس با فشار گاز زیاد در حقیقت کاهش پیدا کرده و محلول آمین قادر به جذب گازهای اسیدی با درصد مولی بیشتری می شود.
100* فشار جزئیH2S در محصول آمین = درصد مولی H2S در گاز
فشار برج تماس
2ـ فشار بالا در برج تماس باعث افزایش فشار جزئی CO2,H2S گازهای ترش شده و ضمن افزایش تمایل گازهای اسیدی به جذب شدن در محلول آمین در نهایت هرگونه واکنش بین آنها را تسریع می نماید.
D ـ دبی آمین در گردش
دبی آمین در گردش در حقیقت مقدار آمین مورد نیاز برای تصفیه حجم معنی از گاز می باشد.
اگر مقدار آمین در گردش را زیاد کنیم باعث مصرف انرژی زیاد در سیستم و گرانی هزینه ها عملیاتی می شود. گردش آمین در حجم پایین در سیستم نیز ممکن است کار شیرین سازی را مختل نماید.
E ـ مقدار بخار مورد نیاز سیستم احیاء
مقدار بخار مصرف شده در سیستم احیاء (ریبویلرها) در حقیقت متناسب با نسبت بخار به مایع در قسمت پایین برج احیاء و همچنین متناسب با مقدار گازهای اسیدی پس مانده در آمین تمیز می باشد. برای احیاء واحد حجم آمین با بار گازهای اسیدی زیاد مقدار بخار بیشتری نسبت به آمین بیشتر گازهای اسیدی کمتر مورد استفاده نیاز می باشد.
F ـ غلظت آمین
1ـ غلظت زیادآمین ظرفیت کار واحد پالایش را زیاد کرده و با کاهش مقدار آمین در گردش هزینه های مصرف انرژی را کاهش می دهد.
2ـ غلظت مولی آمین مقدار بارگذاری با گازهای اسیدی را در حداکثر مقدار معموی محدودمی نماید. غلظت زیاد آمین باعث جذب گازهای اسیدی بیشتر و نهایتاً موجب افزایش خوردگی و بالا رفتن درجه حرارت احیاء آمین می گردد.
3ـ استفاده از آمین با غلظت بیشتر نیاز به درجه حرات بالاتری در سیستم ریکلیمر را ایجاد (در سیستمهای تصفیه گاز با MEA فقط) می نماید، مگر اینکه با تزریق مستقیم آب و یا بخار غلظت آمین در ریکلیمر کاهش داده می شود.
4ـ با استفاده از مواد افزودنی آمین گارد غلظت محلول های آمین ها را تا حد زیادی می توان بالا برد.
– G درجه حرارت گاز و آمین
1ـ اختلاف درجه حرارت حدود 50C (10F) بین نقطه شبنم هیدروکربوری گاز شیرین شده و درجه حرات آمین تمیز ورودی به برج تماس باید نگهداری شود. (درجه حرارت آمین باید بالاتر باشد) تا از نظر تقطیر هیدروکربورها و پی آمدهای ناشی از آن خودداری گردد.
2ـ هر چه درجه حرارت قسمت پایین برج تماس بالاتر باشد، مقدار بارگذاری گازهای اسیدی در محلول آمین کمتر خواهد بود.
H ـ تعداد سینی های برج تماس
معمولاً تعداد سینی های برج تماس در بین 20 الی 24 انتخاب می شود. نوع سینی غالباً از نوع مشبک و با نوع شیری نصب می شود.
3ـ بخش شستشو با آب در قسمت بالای برج تماس معمولاً برای کاهش مقدار هرز رفت آمین در نظر گرفته می شود.
بهینه سازی در واحدهای تصفیه گاز با آمین (OPTIMIZATION)
بعد از راه اندازی و مسجل شدن اینکه سیستم فرآورشی جوابگوی نیازهای عملیاتی و قادر به کار در ظرفیت طراحی می باشد. بهینه سازی پارامترهای عملیاتی به شرح زیر برای کاهش در مقدار سوخت و انرژی مصرفی در واحد تصفیه مورد بررسی و اقدام قرار می گیرد.
1ـ غلظت آمین مصرفی:
با در نظر گرفتن مسائل خوردگی و افزایش سوخت غلظت امین تا حد ممکن افزایش داده شود مواد افزودنی آمین گارد انجام این امر را تسهیل می نماید.
2ـ بارگذاری گازهای اسیدی با آمین:
با در نظر گرفتن دمای آمین کثیف خروجی از مبدل حرارتی آمین به آمین از نقطه نظر آزاد شده گازهای اسیدی و خوردندگی حداکثر کاهش درجه حرارت در آمین تمیز، مبدل حرارتی یاد شده در اپتیمم وضعیت عملیاتی قرار داده شود.
3- بخار تولیدی در ریبویلرها:
برای احیاء موثر امین در برج احیاء و به منظور کاهش گاز کربنیک باقیمانده در آمین احیاء شده برای تولید گاز شیرین با کیفیت استاندارد، مقدار بخار تولیدی در ریبویلرها به حد اپتیمم کاهش داده شود. این بخارات باید از وجود گازهای اسیدی عادی باشند.
کاهش مقدار دبی آمین در سیستم باعث صرفه جویی در هزینه های تعمیراتی پمپ ها و موجب کم شدن انرژی مصرفی در واحد تصفیه گاز می شود. افزایش غلظت آمین نیز که باعث جذب بیشتر گازهای اسیدی در واحد حجم آمین می گردد. در نهایت موجب کاهش در مقدار انرژی مورد نیاز برای احیاء در واحد پالایش گاز می شود زیرا که انرژی مورد نیاز برای عریان سازی حجم مشخصی از گازهای اسیدی از امین تنها بستگی با دبی آمین نداشته بلکه هر چه که محلول آمین بیشتر محتوی گازهای اسیدی باشد، انرژی نسبی مورد نیاز برای احیاء آن کمتر است. همچنین بهترین معیار برای مقایسه انرژی مصرفی در سیستم در حقیقت ارزیابی مقدار کالری مورد نیاز برای جداسازی واحد حجم گازهای اسیدی از آمین می تواند باشد.
برای مثال اگر یک مول آمین MEA با غلظت 15% با 0.8 مول گازهای اسدی (6.3 پای مکعب گازهای اسیدی در هر گالن محلول آمین) بارگذاری شود مقدار 1.35 بوند بخار برای احیاء هر گالن که انرژی معادل آن فقط 17,231 بی تی یو برای عریان سازی هر فوت مکعب گازهای اسیدی می باشد، مورد مصرف قرار می گیرد. یعنی مقدار صرفه جویی در انرژی حدود 12% نصب به سیستم آمین (DEA) با غلظت 15% مطرح می شود.
برای انجام بهینه سازی مطمئن و دقیق در یک واحد پالایش گاز باید مدل های کامپیوتری مطمئنی از رفتار فرآورشی بر جهای جذب و احیاء تهیه نموده و با تغییر پارامترهای عملیاتی مقایسه وضعیت های فرآورشی با هم با محلول های جذب مختلف و در غلظت های متفاوت، با بارگذاری گازهای اسیدی گوناگون مقدار انرژی مصرفی در واحد تصفیه گاز با توجه به مسائل خوردگی و سایر پارامترهای مورد نظر در وضعیت اپتیمم قرار دارد.
سیستم احیاء آمین:
وجود آمین آلوده در سیستم تصفیه گاز هم دلیل هم علت عدم کارآیی سیستم فرآورشی است. چرخاندن آمین آلوده و سیاه در سیستم فرآورشی، به زودی کارآئی سیستم را در جداسازی گازهای اسیدی و ترکیبات گوگردی از واحد پالایش گاز از بین خواهد برد.
آمین تمیز به طور شیمیایی با H2S و همچنین CO2 در برج تماس ترکیب می شود. آمین کثیف شده با گازهای اسیدی در برج عریان ساز احیاء می شود. گازهای اسیدی جدا شده (CO2, H2S ) به واحد بازیافت گوگرد فرستاده می شود.
آمین ها در حقیقت یک نوع بازهای آلی می باشند. محلول آمین کاغذ PH سنج را به رنگ آبی در می آورند. دو نوع آمین MEA و DEA به طور گسترده ای در صنعت تصفیه گاز مورد استفاده قرار می گیرند. MEA آمین پر قدرت و فعالی است . DEA با قدرت کمتر نیز در صنعت موارد استفاده قراوان دارد. متاسفانه MEA خورنده ترین آمین نیز می باشد. در حقیقت حالت خوردگی استفاده فراوان دارد. متاسفانه MEA خورنده ترین نوع آمین نیز می باشد. در حقیقت حالت خوردگی آمین است که دقت و ظرافت خاصی را در بره برداری از واحدهای پالایش گاز طلب می نماید.
هدف از بهره برداری از یک سیستم فرآورشی گاز با آمین حداکثر بازیافت، H2S از گازهای ترش ورودی می باشد در حالیکه تمامی آمین همچنان در داخل لوله ها، برجها و مبدلها جریان یافته و نیازی به خالی کردن آمین به سیستم فاضلاب آب صنعتی پالایشگاه وجود نداشته باشد.
معمولاً سیستم های تصفیه فاضلاب صنعتی ظرفیت محدودی برای هضم آمین دارند. حتی تخلیه حجم محدودی از آمین ضمن آلوده ساختن محیط زیست، توازن مناطق قرار گرفته در مسیر پس آبهای صنعتی را از نظر مقدار نیتروژن موجود بر هم خواهد زد.
1ـ نشانه های امین آلوده و خورنده
نشانه های آمین آلوده و خورنده در یک واحد پالایش گاز به صورت زیر می باشد.
1ـ هرز رفت آمین از قسمت فوقانی برج تماس به همراه گازهای شیرین خروجی
2ـ رقیق شدن آمین در اثر نشتی ریبویلرها و ورود بخارو کاندنسیت به سیستم آمین
3ـ گرفته شدن اتصالات دستگاههای اندازه گیری و انتقال سیگنال درسیستم ابزار دقیق
4ـ نشتی مکانیکی آمین به سیستم فاضلاب صنعتی
5ـ نشتی آمین کثیف به آمین تمیز در مبدل حرارتی آمین به آمین
علامت زیر حاکی از این است که سیستم احیاء آمین به صورت مناسب مورد بهره برداری قرار نمی گیرد.
1ـ وجود گاز هیدروژن زیاد در گازهای خروجی تصفیه شده.
2ـ مصرف انرژی زیاد در ریبویلرهای برج احیاء
3ـ طغیان جریان آمین (FLOODING) در برج احیاء
در زمان بروز هر نوع مشکل عملیاتی در یک واحد تصفیه گاز با آمین شاید اولین قدمی که لازم است که مهندس پالایش و یا مسئول بهره برداری به جلو بردارد این است که نمونه آمین تمیز را در داخل یک ظرف شیشه ای از سیستم برداشت نماید، اگر آمین آلوده باشد دلیل بر خرابی سیستم فرآورشی آمین می باشد. بلافاصله بررسی های لازم باید شروع شود و منابع آلوده سازی این و علل سیاه شدن آن چیست و برای تمیز کردن آمین آلوده چه کار باید کرد؟
علل تخریب در سیستم آمین:
با برداشت نمونه آمین تمیز فیلتر نشده از سیستم پالایش در ظرف نمونه گیری شیشه ای مناسب، بتوان با بررسی های به شرح زیر کیفیت آمین را مشخص نمود.
1ـ اگر آمین شفاف و تمیزباشد، در این حالت آمین در عالی ترین وضعیت خود قرار دارد و مایل به رنگ آبی و یا سبز نشانه وجود سیانیدها در آمین است که اهمیت چندانی ندارد.
2ـ آمین کمی کدر و کم رنگ بوده و اجسام از پشت شیشه آمین بدون هیچ مشکلی دیده می شود. این حالت نیز مورد قبول بوده ولی نباید اجازه دارد که آمین بیشتر از این آلوده شود.
3ـ آمین نیمه شفاف و متمایل به سیاهی است و وجود اجسام از پشت شیشه آمین مشخص می باشد. بعد از اینکه شیشه آمین در حدود ده دقیقه ثابت نگهداری شود پاره ای مواد ته نشین شده قابل رویت است. در این حالت در واحد پالایش مشکل عملیاتی وجود دارد. خوردندگی و سائیدگی ذرات را در سیستم به وجود می آورند که جحم آنها مقداری که سیستم می تواند آنها را فیلتر و برداشت نماید بیشتر است.
4ـ آمین به رنگ سیاه و کدر و با تکان داده بیشتر اجسام از پشت شیشه آمین قابل رویت نیستند. مشاهده خواهید کرد که ذرات زیادی در ته شیشه ته نشین می شوند. عین همین آلوده سازی در داخل سیستم پالایش گاز در جریان است.
اگر آمین به رنگ قهوه ای در بیاید دلیل بر این است که هوا داخل سیستم آمین شده و آمین اکسیده می شود. محصولات اکسیداسیون آمین مواد بسیار خورنده ای می باشند.
نمونه آمین فیاتر نشده را به آزمایشگاه ارسال دارد تا درصد مواد آلوده کننده در آن مشخص گردند. محلول خوب آمین باید کمتر از 0.01% وزنی ذرات آلوده کننده در بر داشته باشد.
آمین آلوده نابودکننده سیستم بهره برداری
چرخاندن آمین آلوده در سیستم از جنبه (ERROSION) ایجاد سائیدگی در داخل سیستم نیز درخور بررسی می باشد. فولاد کربن استیل توسط آمین تمیز خورنده می شود. در هر صورت محصولات خوردگی به صورت سولفاید آهن به رویه داخلی تاسیسات چسبیده و از ایجاد خوردندگی بیشتر جلوگیری می نماید. ذرات موجود در آمین آلوده در سیستم آمین در گردش این رویه محافظ را سابیده و فلز ازه در معرض خوردندگی قرار می گیرد. ذرات جدا شده وارد محلول آمین شده و سیکل سائیدگی ـ خوردگی (ERROSION CORROSION-CYCLE) همچنان تکرار می شود. این حالت ناخوش آیند عملیاتی معمولاً دارای نشانه هایی به شرح زیر است:
1ـ ایجاد کف در سیستم: آلودگی سطحی محلول آمین را کاهش می دهد ذارت معلق در آمین باعث ایجاد کف در سیستم آمین می شوند. کف کنندگی در برج احیاء تمرکز زیاد آمین در آب رفلاکس قسمت فوقانی برج احیاء می شوند. کف کنندگی در برج تماس موجب هرز رفت آمین توسط گازهای شیرین شده خروجی از برج تماس می گردد.
2ـ آلودگی در کندانسورهای برج احیاء: آمین کثیف به طرف فوقانی برج ایحاء پخش می شود. ذرات در کندانسورهای برج احیاء باعث کثیف شدن آنها شده و در اثر کاهش باند ریبویلر: میزان خوردگی در تیوپهای ریبویلر در حد چشمگیری افزایش می یابد. آمین آلوده باعث خراب شدن تیوپ باندل ریبویلر حتی در مدت کمتر از شش ماه می شود.
درجه حرارت آمین ورودی به برج احیاء:
آمین کثیف در مبدل حرارتی آمین به آمین گرم می شود. گرم شدن بیش از حد آمین کثیف در مبدل حرارتی یاد شده باعث آزاد شدن گازهای اسیدی از آمین کثیف می شود. گازهای اسیدی آزاد شده باعث ایجاد خوردگی شدید در مبدل حرارتی یاد شده می شود. سعی شود که درجه حرارت آمین کثیف از 88 C (190F) بالاتر نرود.
چند توصیه عملیاتی مهم:
با انجام پاره ای تغییرات در سیستم عملیاتی می توان خورندگی آمین را تقلیل داد.
1ـ پارامتر سرعت: در لوله هایی که سرعت آمین زیاد است باید نصب لوله های بزرگتر سرعت آمین را به کمتر از 3 در ثانیه کاهش داد. در مبدل های حرارتی سرعت آمین باید زیر سه فوت در ثانیه باشد. آمین با سرعت غیر مجاز باعث سائیدگی و خوردگی در سیستم می شود.
2ـ کنترل جریان آمین کثیف: شیر کنترل آمین کثیف ورودی به برج احیاء باید در فاصله خیلی کم از برج احیاء شود. با تنظیم مناسب این شیر از آزاد شدن گازهای اسیدی از آمین کثیف در مبدلهای حرارتی آمین به آمین باید جلوگیری شود. قطعات داخلی شیرکنترل یاد شده و لوله رابط بین این شیر کنترل و برج احیاء باید از فولاد ضد زنگ اوستینتی (سری 3XX) انتخاب شود.
3ـ مقدار PH آب رفلاس: برای حفاظت تیوپهای کندانسورها از خوردگی ناشی از PH پایین، هرز رفت مقدار کمی به همراه گازهای اسیدی ضرر می باشد. آب رفلاکس حداقل باید دارای نیم درصد وزنی (0.5%W) آمین باشد. برای اطمنیان از وجود این مقدار آمین در آب رفلاکس می توان یک لوله حدود یک اینچی از آمین تمیز خروجی از پمپ های آمین را به هدر اصلی ورودی گازهای اسیدی به کندانسوهرا وصل نمود. در مواقعی بطور اتفاقی ممکن است آمونیاک در آب رفلاکس جمع شده و بطور اتفاقی و اشتباهاً بجای آمین در آزمایشگاه تیتره شود. این موضوع مشکلی ببار نمی آورد.
4ـ ریبویلرها: می توانید تعدادی از تیوبهای تیوب باندل ریبویلرها را در جهت قائم و یا در امتداد اقطار از آن خارج سازید. این موضوع از جریانات مغشوش ناشی از جوشندگی در داخل شل ریبویلر جلوگیری می نماید. چنانکه مقدار کلراید در آمین پایین باشد استفاده از تیوبهای از جنس فولاد صد زنگ و از نوع TP304 مقدار خوردگی را کاهش خواهد داد.
5ـ قطعات داخلی برج احیاء: تمام سینیهای نصب شده در برج احیاء که از جنس کربن باشند باید با سینی های از جنس فولاد ضد زنگ TP304 تعویض شوند. کاسکت های مصرفی ترجیحاً باید از جنس تفلون باشند. تمام قطعات ساخته شده از مس و آلیازهای مس باید از سرویس سیستم آمین در گردش خارج شوند.
6ـ جذب آب از محلول آمین: در صورت وجود نشت بخار آمین رقیق خواهد شد. آمین رقیق و کثیف خاصیت اسیدی پیدا کرده و باعث خوردگی در سیستم می شود. برای افزایش غلظت آمین می توان آب رفلاکس را به سیستم فاضلاب صنعتی بسته هدایت نمود. برای انجام این کار حتماً لازم است که آب رفلاس را هرگز به سیستم فاضلاب روباز تخلیه نکنید، چون آب رفلاکس از H2S شدیداً اشباع (یا فوق اشباع) بوده و این اشتباهی خواهد بود که هر کس نمی تواند در طول زندگی بیش از یک بار مرتکب آن شود.
حداقل رساندن جذب CO2:
اغلب گازهای ترش علاوه بر H2S مقادیر زیادی CO2 نیز بهمراه دارند. در واحدهای تصفیه گاز علاوه بر جذب H2S درصد زیادی از CO2 نیز جذب می شود. جذب گاز CO2 در واد پالایش گاز باعث اتلاف انرژی و موجب کاهش ظرفیت واحد بازیافت گوگرد می شود.
بمنظور بحداقل رساندن مقدار CO2 جذب شده می توان تعداد سینی های بکار گرفته شده برای جذب CO2 را کاهش داد.
بررسی مشکلات عمده فرآورشی در واحدهای پالایش گاز با آمین
1ـ خوردگی در سیستم های تصفیه با آمین
از زمانیکه سیستم های تصفیه گاز با آمین ابداع و در سرویس قرار گرفته اند مشکل خودگی شاید مهمترین مسئله در این سیستم های فرآورشی بوده است. خوردگی معمولاً در سیستم احیاء آمین شامل ریبویلرها، برج احیاء، کندانسور و در سایر قسمت های سیستم مثل مبدلهای حرارتی و پمپها بوجود می اید. مشکل خوردگی در تمام واحدهای تصفیه گاز مورد بررسی دقیق قرار گرفته و یا انجام تغییرات فرآورشی در سیستم و مصرف مواد بازدارنده مقدار آن به حداقل رسانده می شود.
سیستم های تصفیه گاز با آمین بعلت طراحی های خاص و روش های بهره برداری مستعدان هستند که در معرض انواع مختلف خوردگی قرار بگیرند. بعنوان مثال تغییرات در فشار طراحی از (1000 psi) بار 69 تا حد (15psi) 127c در برج احیا، می تواند در سیستم مورد بهره برداری قرار گیرد. مصالح و آلیاژهای از انواع مختلف در سیستم آمین در گردش معمولاً پیدا می شوند. تمامی این فاکتورها می توانند به پدیده خوردگی کمک نمایند.
هر دو ماده H2S و CO2 می توانند عامل خورندگی باشند. هیدروژن سولفوره خود ماده اسیدی است که در حضور بخار آب با فلزات فعال ترکیب شده و تولید سولفایدهای غیر محلول می نماید. گازکربنیک می تواند با فلزات فعال ترکیب شده و تولیدبی کربنات محلول بنماید. در سیستم احیاء آمین با متصاعد شدن گازکربنیک، کربنات غیر محلول فلزات ته نشین می شود. بعنوان یک قاعده مخصولاً در مورد آهن، واکنش اخیر کربنات آهن قلیایی تولید می نماید درموارد خاص ممکن است اکسید آهن نیز تولید شود.
خوردگی بر اثر H2S و CO2 معمولاً در شل فیلترها و در انتهای گرم تیوبهای مدلهای حرارتی دیده می شوند. برای کاهش مقدار خورندگی هیدروژن سولفوره و گازکربنیک باید از گازهای اسیدی تا زمان احیا آمین در حالت غیر خورنده نگهداری شوند. تغلیظ بیشتر آمین با گازهای اسیدی یاد شده (این پدیده در اثر کاهش مقدار امین در گردش ممکن است پیش بیاید)، احتمال ایجاد خوردگی در اثر کاهش فشار و یا افزایش درجه حرارت در سیستم را افزایش می دهد و مقدار گازهای اسیدی محلول در آمین در 78/3 لیتر محلول امین نباید از مقدار 0.33 مول بیشتر شده و در صورت امکان از این مقدار نیز پایین تر نگهداری شود.
نشت نمک های حاصل از خوردندگی در رویه تاسیسات فرآورشی معمولاً خود یک نوع پوشش حفاظتی برای جلوگیری از خورندگی بیشتر ایجاد می کنند.
در هر صورت پوشش حفاظتی حاصل از سولفاید آهن ماده زیاد موثری برای ممانعت از بروز خورندگی نمی باشد.
ناپیوستگی در پوشش می تواند به نوعی دیگر از خوردندگی یعنی ترک و یا شل متمرکز خورندگی تعدیل شود. این نوع خورندگی درمواقعی اتفاق می افتد که محلول موجود در ترکها بین یک فلز و یک غیر فلز از بقیه محلول موجود در سیستم غلیظ تر گردیده و با ایجاد شل الکترولیتی و شروع جریان در جوار آن، مقدار خوردگی را شتاب می دهد. خوردگی از نوع گفته شده معمول در قسمتی از تیوبهای ریبویلر که بطور غیر صحیحی در تیوپ شیت منبسط شده باشند مشاهده می شود.
خوردگی از نوع ترک دار مشابه با خوردگی از نوع گالوانیکی می باشد، خوردگی گالواینیک از تماس دو فلز غیر همجنس که دارای پتانسیل موجود باشد باید دو فلز در جدول سری نیروهای الکتروموتیو هر چه نزدیک تر به هم قرار داشته باشند. ایزوله نمودن یک فلز از فلز نوع دیگر. چنانچه امکان پذیر باشد، خیلی مفید واقع می شود چون فلزی که آند واقع می شود تحت اثر خورندگی قرار می گیرد لهذا سطح آن باید حداکثر مقدار ممکن را دارا باشد. فاز کاتد فلزی است که دارای پتانسیل الکتروموتیو پایین تری است.
خورندگی ناشی از تنش (STRESS CORROSION CRACKING) در حقیقت ایجادترک در فلز در اثر ترکیب نیروی تنش و پدیده خورندگی است.
تنش ممکن است به دو صورت پس ماند (RESIDUAL) و یا اعمال شده (APPLIED) در فاز وجود داشته باشد، در هر صورت در سیستم های آمین خوردگی ناشی از تنش S.C.C. معمولاً در اثر تنش های پس مانده بوجود می آید. تنش های پس مانده در اثر انجام کارهای جوشکاری و یا سردو گرم کردن غیر همگن فلز در هنگام ساخت و یا تعمیرات دستگاهها بعد از اتمام کار ساخت در جلوگیری از این نوع خوردگی موثر بوده است.
سائیدگی (ERROSION) در سیستم های آمین نیز ممکن است مشکل خورندگی را افزایش دهد. در حقیقت خوردگی فیزیکی فلزات در اثر خاصیت سائیدگی ذرات معلق و یا مایعات با سرعت زیاد در مجراهای تنگ و یا در مسیرهائیکه جهت جریان عوض می گردد. بعنوان سائیدگی شناخته می شود. خاصیت خورندگی در محلول خورنده با خاصیت ملایم چنانچه شرایط ERROSION نیز فراهم باشد، بعلت اینکه پوشش های حفاظتی حاصل از خورندگی سایییده شده و فلز خالص مرتباً در معرض قرار می گیرد. به مقدار زیاد تشدید می گردد.
مقدار سائیدگی به نسبت توان دوم با سرعت سیال متناسب می باشد، لهذا باید توجه داشت که کم کردن سرعت مایع و یا گاز کمک بزرگی به کاهش این مسئله خواهد کرد.
به تجریه ثابت شده است که زوایای برخورد بین 20-30 درجه اثر عمده ای در افزایش نرخ سائیدگی دارند. فیلتراسیون موثر محلول آمین از ذرات جامد و حذف مسیرهای با تغییر زاویه زیاد از خوردگی در اثر سائیدگی جلوگیری می نماید.
خوردگی در اثر اسیدهای آلی و محصولات فساد و محلول آمین عموماً از اهمیت کمتری برخوردار است. نمک های آمینه حاصل از اسیدهای آلی بطور ویژه خاصیت خورندگی ندارند.
به هر حال نقاطی از واحد تصفیه گاز مانند پوسته مبدلهای حرارتی و سایر تاسیسات که دما از حد مجاز بالاتر باشند در اثر تجزیه این نمک ها و آزاد شدن اسیدهای آلی مقدار خورندگی قابل توجه باشد. این نوع خورندگی معمولاً در محدوده مشخصی بوجود آمده و مقدار درجه حرارت بالا در این محدوده معمولاً سرنخی برای شناخت عوامل خورندگی بدست می دهد. بطور اصولی بررسی و آنالیز آمین می تواند وجود نمک ها و اسیدهای آلی را که در شرایط عادی بهره برداری پایدار می باشند، مشخص نماید.
استفاده از دستگاه رکلیمر با جریان جانبی و فیلتراسیون مناسب آمین مشکلات خورندگی در سیستم آمین را به حداقل خواهد رسانید همچنین یک واحد تبادل یونی کوشش بعمل آید تا از ورود اکسیژن به سیستم تصفیه گاز جلوگیری بعمل آید، چون اکسیژن با ترکیبات الدئیدی در سیستم فرآورشی و همچنین با اجزاء گاز ترش طبیعی ترکیب شده و تولید اسیدهای خورنده می نماید. برای جلوگیری از ورود اکسیژن به سیستم گازهای خنثی درهر حال و درهر زمان پر شود.
بعنوان قاعده تمام دستگاه ها و تاسیسات نصب شده در یک پالایشگاه آمین می توانند از کربن استیل ساخته شوند در موقعیت هائیکه کنترل مقدار خورندگی در سیستم مشکل باشد استفادهاز آلیاژهای ضد زنگ اقتصادی تر به نظر می رسد. طراحی خوب واحد پالایش و بهره برداری آگاهانه از سیستم فرآورشی (آزمایش پر بود یک محلول آمین، بهره برداری از سیستم احیاء در حداقل درجه حرارت و فشار مناسب) عملیا پی دردسری را به ارمغان
خواهد آورد.
توصیه های عملیاتی بشرح زیر می توانند به کاهش مقدار خوردگی در سیستم کمک نمایند.
1ـ سعی کنید که مقدار گازهای اسیدی جذب شده در آمین را در واحد 0.3-0.4 مول گازهای اسیدی درهر مل محلول آمین در گردش محدود نمایید.
2ـ سعی کند که غلظت آمین مصرفی را در سقف مجاز محدود نمائید.
3ـ درجه نگهداری سیستم احیاء را در حدود 113-116 C (235-240F) نگهداری کنید، مگر در مواردیکه مقدار CO2در سیستم خیلی بالا باشد. در این صورت درجه حرات 124 C (255F) برای عریان سازی CO2 لازم است.
4ـ با بکارگیری فیلترهای موثر در سیستم ریکایمر مناسب مواد جامد معلق را سیستم جدا کنید.
5ـ با بکارگیری گازهای حائل اکسیژن را از مخزن و حوضچه
دور نگهدارید.
6ـ تمام مخازن، تاسیسات و لوله ها را تنش زدائی نمایند.
7ـ پمپها را در حداقل سرعت خود مورد بهره برداری قرار دهید.
8ـ محدوده های با جریان (توربولنت) مغشوش را از سیستم حذف کنید.
9ـ در مسیرهای انتقال گاز و گاز مایع سرعت را کاهش دهید.
10ـ از دستگاههای ریبویلر با طراحی مناسب و ابعاد بزرگتر
استفاده کنید.
2ـ واکنش های غیر قابل احیاء
در مواردیکه اکسیژن و H2S بمقدار کافی در گازهای ورودی موجب جمع شدن ترکیبات آمین تیوسیانید در محلول تصفیه کننده می گردد. این ترکیبات مضره، مقاوم در برابر گرما بوده و با روش های عادی قابل احیاء نمی باشند.
توصیف واحد
– نمایش عملکردهای واحد : طراحی این واحد بر اساس فرآیند پیشرفته M DEA
انجام شده است .
– این فرآیند شامل سه قسمت اصلی می باشد .
قسمت جذب
جایی است که گاز مرطوب وترش در فشار بالا با حلال آمین (محلول آبی M DEA ) در تماس است .
احیای آمین (توسط گرما) جریان آمین غنی از برج احیاء عبور می کند. توسط بخار آب تولید شده در ریبویلری که از نوع کتری است جدا می شوند . سپس آمین فاقد به قسمت جذب برگشت داده می شود . این قسمت احیاء توسط حرارت لازم است چون فراهم کننده روشی کارا برای شکستن پیوندهای شیمیایی بین با آمین است . این روش احیای جریان آمین با باقیمانده تعداد کمی از را ممکن می سازد .
وسایل وامکانات
مجموعه ای از قسمتهای مختلف امکانات شامل سیستم تخلیه ومخزن فاضلاب برای خارج کردن مواد غیر قابل مصرف مخزن ذخیره ضد کف برای استفاده در مواقع ضروری سیستم تزریق ، انبار حلال تمیز وغیره می باشد .
قسمت جداسازی
در این قسمت برای جلوگیری از عبور هیدروکربنهای مایع وجامد یک 101-D -101 K.O dram ودر ادامه یک 101-F -101 dram Filtra tion متشکل از یک پیش فیلتر ویک فیلتر ذغالی نصب شده است .
جدا کننده 101-D -101 برای زدودن همه لجنهای مایع که ممکن است در لوله های گاز ترش رسوب کند طراحی شده است .فیلتر ذغالی مایع تشکیل شده از قطعات ذغالی با راندمان بالا وکاروکارا برای جذب مواد زائد .
برای جلوگیری از رسوب هیدروکربنها درون برج جذب می توان در روی سینیهای برج ، کف ایجاد کرد که متعاقب خود مشکلات عملیاتی را در پی دارد محلول تمیز آمین از بالای برج جذب با دمایی بالاتر از نقطه شبنم گاز وارد می شود .
محلول M DEA تمیز می تواند از مکانهای مختلفی وارد برج جذب شود ( سینی های 23 و 25 و 27 و 30 ) ولی نقطه یک سینی خوراک را برای این برج در نظر می گیرند . سینی خوراک بهینه در شرایط عملیاتی بر اساس ترکیبات تشکیل دهنده گاز ورودی وسرعت آن مشخص می شود .
در ادامه مایعات موجود در گاز تصفیه شده در یک K.O dram از گاز جدا می شود . فاز مایع در سطوحی پایین تر از سطوح کنترل مایع جریان پیدا می کند و برگشت داده می شود به rich Amine Flash Dram برگشت داده می شود .
Amine Flash Dram :
آمین غنی از پایین برج جذب خارج شده وبرای کنترل سطح آمین وارد
Amine Flash Dram می شود این Flash Dram در حدود 9 بار کار می کند .
اغلب هیدروکربنهایی که توسط آمین جذب شده بودند در فاز بخار در این دستگاه دفع می شود .مقدار زیادی از گاز خروجی از این دستگاه می باشد عملیات شیرین سازی توسط جریانی از M DEA تمیز در صورت وجود داشتن مقدار مشخصی( در حدود 500 ) انجام می شود مقداری از گازهای سبک که همراه آمین وارد Flash Dram می شود از بالای آن خارج می شود .
گاز شیرین سپس وارد شبکه گاز شهری می شود . این گازعموماً شامل هیدروکربنهای سبک ومقدار کمی از است . محفظه جدا کننده هیدروکربن برای جدا کردن هیدروکربنها در صورت نیاز به کار می رود سپس آمین غنی به مبدل حرارتی منتقل می شوند .
مبدل حرارتی آمین غنی – رقیق :
آمین غنی خارج شده از Flash Dram برای ورود به برج احیاء نیاز به گرما دارد چون این برج در دمای بالا وفشار پایین کار می کند شیر مربوط که قبل از مبدل وجود دارد جایی قرار گرفته است که باعث شود جریان آمین غنی ورودی به مبدل دارای کمترین بخار باشد .
احیاء
و موجود در آمین غنی توسط جریان بخار تولید شده توسط تبخیر کننده که خلاف جهت جریان آمین غنی شده از پایین برج وارد می شود جدا می شود. نشانه بالای برج احیاء برابرbar 2.3 وفشار پایین آن 2.55 بار است .
تبخیر کننده این برج از نوع کتری است . مقدار انرژی مورد نیاز آن بر اساس دمای بالای برج وتوسط تنظیم کردن جریان بخار به تبخیر کننده کنترل می شود .
acid gaz مرطوب وگرم خارج شده اغز بالای برج سرد می شود توسط کندانس کننده هوا که با آب کار می کند آب کندانس کننده که شامل acid gaz نا محلول است به relax Dram برگشت داده می شود .
acid gaz سپس با فشار 1.9 bar به واحد بازیافت سولفور فرستاده می شود تجهیزات کندانس کردن شامل Sage dram وپمپ جریان کندانس شده برای برگشت مایعات کندانس شده به Sage dram وتجهیزات دیگر است .
خنک کردن آمین رقیق Leam Amin :
محلول آمین رقیق در پایین برج احیاء برابر131-sc دمای این محلول توسط مبدل حرارتی و خنک کننده آمین رقیق کاهش می یابد سپس این محلول وارد تانک ذخیره می شود . خنک کننده آمین رقیق از مواد رسانای گرما برای انتقال گرمای محلول به آب دریا ساخته شده است . آمین ها از قبیل M DEA نسبت به اکسیژن حساس هستند که تشکیل شده است از اجزاء اسیدی برای جلوگیری از تماس مستقیم با هوا و تانک ذخیره آمین رقیق از گازهای خنثی پوشش داده شده است .
پمپ آمین رقیق :
آمین رقیق از تانک ذخیره با فشار بالا پمپ می شود جریان باز گشتی از برج جذب (بین ورودی پمپ و Amine Flash Dram) برای زمانی که جریان ورودی به پمپ کم باشد در نظر گرفته شده است تا وارد پمپ شده از اختلالات احتمالی جلوگیری نماید .
فیلتر کردن آمین رقیق :
فیلترهای دنبال هم برای جذب همه قطعات جامد موجود در محلول آمین نیاز است . هیدروکربنهای نا محلول و کثیف کننده می توانند باعث ایجاد خوردگی و ایجاد کف در واحد شوند .
محلول آمین در ابتدا از یک پیش فیلتر نوع ذغالی عبور می کند تا قطعات جامد آن مخصوصاً سولفید آهن گرفته شود .
این فیلتر برای جذب همه قطعاتی که قطری بالاتر از یک میکرن دارند
طراحی شده است .
تزریق ضد کف ( آنتی فوم) :
بسته تزریق ضد کف برای تزریق ضد کف شیمیایی به سیستم محلول آمین در گردش در قسمت مکش پمپ آمین است .
ضد کف ترکیبی سیلیکنی در شکلی از امولسیون آب تغلیظ شده است . آن توسط آب رقیق شده ودر مخزن آنتی فوم (ضد کف) برای تزریق به چرخه آمین ذخیره شده است . عملیات تزریق ضد کف توسط دو پمپ تزریق انجام می شود یک پمپ حجمی برای تزریق در عملیات عادی ئیک پمپ حجمی برای تزریق سریع وحجیم فقط در مواردی که مقدار زیادی کف تشکیل شده است به کار می روند .
تخلیه آمین بازیافتی :
مخازنی برای آمینی که دیگر خصوصیات جذب ندارد در نظر گرفته می شود . برای این مخازن پمپی در نظر گرفته می شود تا وقتی آمین موجود در آن از یک سطحی تجاوز کرد آن را توسط پمپ مکش کرد ه و از پالایشگاه خارج می کنند .
چون آمین پس از مدتی که در چرخه جذب قرار دارد و عملیات جذب انجام داده وگرم و سرد می شود وسپس از احیاء نیز در هر مرحله مقدار کمی از و در آن باقی می ماند خصوصیات جذب آن کاهش یافته وکارایی آن کم می شود وپس از مدتی باید از سیکل جذب خارج شده وجای آنرا آمین تمیز و تازه بگیرد .
فصل سوم
چگونه HYSYS را اجرا کنیم؟
پس از نصب HYSYS 3.0.1 روی Windows ، بر روی آیکون آن در Desktop دابل کلیک کنید تا این نرم افزار اجرا شود. ( شکل 1-3 )
شکل 3-1
آغاز شبیه سازی
همانطور که در شکل 3-1 نیز مشاهده می شود وقتی که HYSYS را اجرا کردیم سه قسمت شامـل Help ، Tools ، File وجـود دارد کـه عـمده کـار File وHelp در ایـن نرم افزار شبیه نرم افزارهای دیگر می باشد.
در آغاز هر شبیه سازی بایستی مجموعه آحاد و ابعاد مورد استفاده در فرآیند را تعریف کرد یعنی واحدهای بکار رفته در طراحی بر حسب سیستم مهندسی ، سیستم SI و یا … باشد. برای این کار از منوی Tools بر روی گزینه Preferences کلیک کرده و از آنجا به صفحه Variable و سپس زیر صفحه Units بروید. سپس یکی از واحدهای Field ، SI و یا Euro SI را انتخاب کرده و روی دکمه Cloneبزنید. مجموعه ای بنام New User ایجاد می شود. در اینجا ما می توانیم واحدها را برای هر بخش بطور دلخواه تغیر داد.
پس ازانتخاب سیستم آحاد، این پنجره را ببندید و از منوی File ، گزینه NEW سپس Case را انتخاب کنید و یا اینکه بر روی آیکون زیر کلیک کنید:
پنجره Simulation Basis Manager باز می شود. ( شکل 3-2 )
شکل 3-2
به صفحه Components می رویم. در این صفحه ما اجزاء مورد استفاده در فرآیند را انتخاب می کنیم. دکمه Add را بزنید تا وارد کتابخانه مواد HYSYS بشوید. برای اضافه کردن مواد می توان به سه طریق عمل کرد:
SimName : بر اساس اسم مواد در طول فرآیند
FullName / Synonym : بر اساس نام آیوپاک یا مشابه آن
Formula : بر اساس فرمول شیمیایی
برای پیدا کردن مواد در لیست ، ابتدا یکی از سه مورد فوق را انتخاب کرده و سپس در سلولMatch بر اساس انتخاب یکی از موارد سه گانه فوق ، ماده موردنظر را تایپ کنید و پس از پیدا کردن مـاده مـوردنظـر، دکـمه Add Pure را بـزنـید تـا ماده انتخاب شده به گـروه Selected Comonents اظافه گردد.. پس از انتخاب مواد، حال این پنجره را ببندید و در پنجره Simulation Basis Manager به صفحه Fluid Pkgs بروید روی دکمه Add بـزنید. در پـنجره Property Package Selection معادلات حالت مناسب را پیدا کرده و روی آن کلیک کنید. انتخاب روش ترمودینامیکی مناسب یکی از مهمترین پارامترها در موفقیت شبیه سازی فرآیند است.
در گروه Property Package Filter شش گزینه مشاهده می کنید:
* EOSs یا Equation Of State :
با انتخاب این گزینه گروه ویژه روش آنتالپی ظاهر می شود و شما را مقدور می سازد تـعیـن
کنید روشی که شما می خواهید بکار ببرید تا آنتالپی محاسبه شود. این روش برای بـخارات
و گازها کاربرد دارد.
معادلات حالت Peng Robinson اصولاً برای سیستم های هیدروکربن گازی مناسب اند. با
انتخاب این معادله حالت دو انتخاب داریم:
HYSYS : مـشابـه Peng Robinson بـا چـندین امـکان جـانبی که کارایـی را نسبت به
معادله اصلی افزایش می دهد.
Standard : مـعادله حالتی اسـت کـه یک مـعادله RK را بهبود بـخشیده است تا با دقت بیشتری بتواند مشخصات سیستم گازهای طبیعی را ارئه دهد.
معادلات حالت PR ، RK و SRK برای سیستم های گازی ایده آل بـکار مـی روند. معادلـه PRSV برای سیستم های گازی غیرایده آل بکار می رود.
* Activity Models :
مدل Activity و Seader Models Chao برای محاسبه فاز مایع در سیستم شیمیایی بکار مـی روند. بـرای سیـستم های شیمیایـی غیر ایـده آل یا قطبی معمولاً بهتر است سیستم
ترمودینامیکی دوگانه استفاده گردد. در این روش یک معادله حـالت برای پیش بینی ضـرایب فوگـاسیته بـخار و یـک مـدل ضریب فـعالیت بـرای فـاز مایع انتخاب شود. مدل Activityمـحاسبات را فقط بـرای فـاز مـایع انجام می دهد. بنابراین شما نیازمندید کـه برای فاز بخار روشـی مشخص کنیـد. پس از انتخـاب یـک معدله حالت Activity Model اولـین ورودی
در ایـن گـروه انتخاب یک مدل برای بخار است. ( شکل 3-3 )
شکل 3-3
مطابق شکل پنج نوع انتخاب موجود است :
* Ideal :
کاربردی برای موارد عملیاتی که در فشار متوسط یا کم می باشد.
* PK :
تـعمیم یـافته Redlich Kwong فضایی مـعادله حـالت مبنی بر کاهش فشار و دما و بطورکلی قابل اجرا در تمام گازها.
* Virial:
شما را توانا می سازد تا ضمن ارائه مدل بهتر فـاز بی دوام بـخاز سیستم نـمایش قدرتمنـدی از بـرهم کنش فاز بخار داشته باشد. بطور نمونه خطور کردن در سیستم شامل کربوکسیل اسیـد یا دیگر ترکیباتی که گرایش به پیوند هیدروژنی محکم در فاز گاز دارد.
* PR :
برای تمامی وضعیت های PR کاربردپذیر است. ( پیش فرض نرم افزار حالت ایده آل می باشد. )
* SRK:
برای تمامی وضعیت های SRK کاربردپذیر است.
دومین ورودی برآورد دمایی بی قاعده ( Unifac ) می باشد. این درجه حرارت برای تخمین اثر متقابل پارامترهای مورد استفاده در روش Unifac می باشد. مقدار پیش فرض 25 درجه سانتیگراد می باشد امـّا بـا انتخاب یک دمایی که نزدیک به شرایط عملیاتی موردانتظار باشد شما نتایج بهتری می گیرید. سوّمین ورودی به شما اجـازه تـغیر وضعیتON یـا Offبـردار
پویتینگ ضـریب تصـحیح را می دهـد . ضـریب تصحیح فقط بـرای فـاز بـخار غیـرایـده آل میباشد. پس از طـی دو مرحله فوق در پنجره Curent Fluid Package عبارت زیـر نوشته می شود:
نوع معادله حالت انتخاب شده توسط شما : PP عدد: NC
عددی که جلوی NC نوشته شده در حقیقت Number Component و PP نیز مخفف دو کلمه Property Package است.
پس از انتخاب روش ترمودینامیکی مناسب این پنجره را ببندید و در پنجره Simulation Basis Mamager به صفحه Hypotheticals بروید. برای آشنا شدن با وظیفه این صفحه مطالب زیر را دنبال کنید.
یک سری مواد هستند که ممکن است در کتابخانه HYSYSموجود نباشند.
امّا اگر مشخصات آن دسته مواد از قبیل نقطه جوش و … را داشته باشیم می توان در گزینه Hypotheticals آنرا تعریف کرد. این مشخصه در مورد برشهای نفتی کاربرد دارد.
پس از انتخاب Hypotheticals دکمه Add را بزنید.
اگر370 C NBP < خود نرم افزار سایر مشخصات را حدس می زند.
اگـر NBP > 370 C باید دانسیته را نیز وارد کنیم تا نرم افزار سایر مشخصات را برآورد کند.
پس از تشکیل ماده بر روی Estimate Unknown Props کلیک می کنیم داده هایی که به رنگ آبـی نمایش داده مـی شوند داده هایی هستند که خودمان وارد کرده ایم و در طول برنامه تغیر نمی کنند و داده های به رنگ قرمز نشانگر پیش فرض خود نرم افزار هستند.
پس از تعین Componenetها و معادله حالت دکمه در پنجره Simulation Basis Manager دکمه Enter Simulation Environment ( ورود به محیط شبیه سازی ) را می فشاریم. اکنون پـنجره PFD باز می شود. ایـن پـنجره نـمونه تصویری فـرآیند می باشد و خطوط جـریان و واحـدهای عملیاتـی را نـشان مـی دهد. شکل 3-4 در صـفحه بـعد نـمونه ای از فـرآیند شـبیه-سازی شـده را در پـنجره PFD نمایـش مـی دهد.
نصب خطوط جریان
سه روش برای نصب خطوط جریان وجود دارد که ما دو روش آنرا بررسی می کنیم.
دو خوراک درنظر می گیریم بنامهای Feed 1 و Feed 2 که می خواهیم آنها را ایجاد کنیم و برای ایجاد هرکدام روشی جداگانه درنظر می گیریم.
* استفاده از Workbook
مـطابق شـکل 3-5 در سـلول Name عـنوان Feed 1 را وارد کنیـد و در سـلولهای دیـگر مشخصات مربوط به این خط جریان از قبیل فشار ، دما، Molar Flow و … را وارد کنید.
شـکل3-4
شـکل 3-5
برای وارد کردن ترکیب درصد خط خوراک بـوسیله Workbook در سلول Molar Flow و یـا Mass Flow دوبـار کلیـک کـنید. پـنجره Input Compositions بـاز مـی شود در قسمت Composition Basisمی توان نوع مقدار ترکیب ( درصد مولی ، درصد جـرمی یـا Molar Flow بـرای هـر جـزء و … ) را مشخص کرد و پس از وارد کردن مقدار جزء هر ماده ، کلید OK را بزنید. با زدن کلید OK در پنجره Workbook یک سری به رنگ اعدادسیاه به نمایش درآمده اند که اینها مقادیر محاسباتی توسط خود نرم افزار می باشند. پنجره Workbookرا ببندید. مشاهده می کنید که خط Feed 1 در پنجره PFD ایجاد شده است.
نصب واحدهای عملیاتی
توضیح درباره نحوه نصب تمام واحد های عملیاتی بسیار گسترده می باشد و فراتر از چهارچوب مـطالب ایـن پـایان نامه مـی باشد. در ایـنجا جـهت آشنایی با روش کار به ذکر چند نمونه اکتفا می کنیم و برای کسب اطلاعات بیشتر بایستی از Help خود نرم افزار HYSYS و کتاب آموزشی آن تـواماً استـفاده شـود و در ایـن راستا پشتکار شخص نیز درباره آزمایش و تحقیق و کار با این نـرم افزار ، تـاثیر بـسزایی در کسب تـجربه و مـهارت دارد. بـایستی خـاطـرنشان کـرد که بیشتر نرم افزارهای تحت سیستم عامل Windows ، با آزمایش کردن قسمتهای مختلف آن به نتایج خـیلی خـوبی خـتم مـی شوند و این را هم می توان همیشه به عنوان یک شعار در یادگیری هر نرم افزار درنظر گرفت:
برای تسلط به روش کار هر برنامه، آنقدر به آن بهانه بگیرید و آزمایش کنید که بارها آنرا خراب کنید و دوباره مجبور به نصب مجدد آن شوید.
نصب مخلوط کننده
فرض کنید که دو خط جریان Feed 1 و Feed 2 بایستی با هم مخلوط شوند و به یک خط جریان تبدیل شوند. برای اینکار از مخلوط کننده استفاده می کنیم.
* بـرای تمامی واحـدهای عملیاتی سلـول Inlet جـهت مشخص کـردن خـط جریان ورودی و Outletبرای مشخص کردن خط جریان خروجی است.
در گروه Inlet سلول Stream کلیک کنید و خطوط ورودی را بترتیب Feed 1 و Feed 2 انتخاب کنید و در خروجی Mixout را تایپ کنید.
در طراحی Mixer به پارامتر دیگری نیاز نداریم.
پنجره خواص Mixer را ببندید.
نصب جداکننده
می خواهیم خروجی از Mixer را وارد Seprator کنیم.
طبق شکل 3-6 برای ورودی جداکننده Mixout را انتخاب کنید و نام بخار خروجی Vap و نام مایع خروجی را Liq تایپ کنید.
شکل 3-6
در صورت نیاز می توان به صفحه Parameters نیز رفت و اختلاف فشار و حجم سپراتور و حجم مـایع مـجاز در سپراتـور را مـشخص کـرد. پیش
فرض خود سیستم در اختلاف فشار صـفر است. می توان میزان آن را تغیر داد. پنجره خواص جداکننده را ببندید.
نصب Heat Exchanger
در این مبدل بخار خروجی از جداکننده اولی توسط خط بخار ( Vap 2 ) سرد می شود. پس ابتدا خط جریانی بنام Vap 2 بوسیله Workbook بوجود می آوریم و دمای آنرا 120 F قرار می دهیم. فشار را 150 Psi و Molar Flow آنرا برابر 14 قرار می دهیم. جزء مولی ترکیبات این خط را بصورت زیر قرار می دهیم:
0.6 Methane
0.3 Ethane
Propane 0.1
پس از ایجاد خط جریان فوق مراحل زیر را دنبال کنید.
مشخصات خواص مبدل را به مانند شکل 3-7 در صفحه بعد وارد کنید.
اگر به قسمت پایین پنجره خواص مبدل توجه کنید خواهید دید که به رنگ زرد می باشد و در آن عبارت Unknown Delta P نوشته شده است و بدین معنی است که باید مقدار اختلاف فشار در شل و تیوب را مشخص کرد. سپس به صفحه Parameters رفته و اختلاف فشار را برای بخش تیوب Shell برابر 10 Psi قـرار دهید. اکـنون پیغام Under Specified در نـوار زرد رنگ ظاهر می شود و بدین معنی است که مشخصات تعین شده کم می باشند. به صفحه Worksheet بروید و دمای Sale Gas را برابر 150 F قرار دهید. اکنون نوار پایین سبز رنگ می شود و در آن OK نوشته شده است. پنجره خواص را ببندید.
کاربرد Set
خود کلمه Set در لغت عمومی به معنی معادل قرار دادن یک متغیر با یک مقدار می باشد. درحقیقت می توان گفت که Set وظیفه اش این است که مقداری برای متغیر وابسته بیابد که متغیر مستقل روی مقداری مشخص قرار گیرد.
در گروه Target بایستی جریان و یا عملیاتی که به متغیر وابسته تعلق دارد را مشخص کرد. بر روی دکمه Select Var… بزنید و متغیر وابسته را مشخص کنید.
سپس در گروه Source از لیست پایین افتادنی ، جریان یا عملیاتی که به متغیرهای مستقل تعلق دارد را انتخاب کنید. ( شکل 3-8 )
پس از انتخاب به صفحه Parameters بروید دو سلول خالی مشاهده می کنید که یکی مربوط به ضریب ( Multiplier) و دیـگری مـربوط بـه Offset مـی باشد مشاهده می شود. بـا تعین مقدار هرکدام دیگری محاسبه می شود.
Y= ax + b
متغیر وابسته : Y ضریب ثابت : a
متغیر مستقل : x Off set : b
شکل 3-8
مقدار Offset را برابر صفر قرار دهید .
مشاهده می کنید که خط قرمز به رنگ سبز درآمده و در آن OK نوشته شده است. اکنون پنجره Set را ببندید. حال مراحل کارمان در پنجره PFD بصورت شکل زیر درآمده است.
کاربرد Adjust
وظـیفه Adjust دقیقا عکس وظیفه SET می باشد. بدین معنی که مقداری برای متغیر مستقل می یابد که متغیر وابسته روی مقداری مشخص قرار گیرد.
در گروه Adjusted Variable دکمه Select Var… را بزنید.
جریان یا واحد موردنظر را انتخاب کرده و از آنجا متغیر مستقلی که می خواهید اداره کنید را انتخاب کنید. کلید OK را بزنید.
در گروه Target Variable دکمه Select Var را بزنید.
جریان یا واحد موردنظر را انتخاب کرده و سپس متغیر وابسته ای را که می خواهد در شرایط موردنظر شما باشد را انتخاب کرده و کلید OK را بزنید.
نـکته بـعدی اینکه شما با رفتن به صفحه Parametersمی توانید مقدار تلرانس ( بیشترین اختلاف مـجاز بـین مـقدار واقعـی و اسمـی)، بـالاتریـن و پـایـین ترین حـد متغیر مسـتقل و Maximum Iterations ( بیشترین عدد تکرار HYSYS برای حل مشکل قبل از اینکه محاسبات تمام شوند ) را مشخص کنید.
همچنین با رفتن به صفحه Monitor می توان مقادیر متناظر با هر تکرار را مشاهده کرد.
گزارشگیری از HYSYS
بـرای چـاپ صـفحه PFD بـر روی کـاغذ، روی صـفحه PFD راست کـلیک کـرده و گزیـنه Print PFD را انتخاب کنید.
اگر بخواهید که مشخصات جریانها را در صفحه PFD داشته باشید ، کلیدهای:
Shift + T برای دما
Shift + P برای فشار
Shift + M برای Mass Flow
بکار می روند. چنانچه بخواهید مشخصات را بصورت کامل و جدول بندی شده داشته باشید در صفحه PFD کـلیک راسـت کـرده و بـا انتخاب Add Workbook Table و از آنـجا انـتخاب یکـی از سه نوع گزارشگیری و فشار کلید Select جدول گزارش ظاهر می شود.
یک نوع دیگر از گزارشگیری نیز مـی باشد کـه خـارج از صفحه PFD گـزارشگیری میکند. بدین منظور روی منوی Tools کلیک کرده و Reports را انتخاب کنید. بر روی دکمه Creat زده و از آنجا Insert Datasheet … را انتخاب کنید. حال قسمتهایی را که می خواهید گزارشگیری کنید را انتخاب کرده و سپس دکمه Done را بفشارید. بر روی کلید Preview کلیک کنید. اکنون صفحات اعلان گزارش ضاهر شده اند.
شکل صفحه بعد یک گزارشگیری در صفحه PFD را نشان می دهد.
منابع
کتاب مبانی عملیاتی پالایشگاه گاز پارس جنوبی
کتاب کار پالایشگاه گاز پارس جنوبی
مرکز اسناد پالایشگاه گاز پارس جنوبی
اینترنت
82