석유화학 기초 및 계통도 이해 (4)

Chemical Plant

2. TOPPING PROCESSES
1) CRUDE DISTILLATION UNIT (CDU)
① PROCESS DESCRIPTION

㉮ Feed & heating ; storage tank로 부터 pumping되는 crude oil은 열교환기를 거치면서 예열 된 후 demulsifier와 wash water 와 함께 mixing 되어 desalter 로 인입 된다. esalter에서 crude oil이나 water성분이 기화 되지 않도록 압력 control을 한다. desalter에서 BS & W (bottom sediment & water)성분이 제거 된 후 열교환기 network를 거치면서 더욱 예열 되어 flash drum으로 들어간 다. crude charge heater의 load를 줄이기 위하여 flash drum에서 flash 된 vapor 성분은 직접 crude tower의 flash zone으로 feed 되고 liquid 성분은 crude charge heater로 inlet되어 이곳에서 최종적으로 가열 된 후 crude tower 로 feed 된다.

 

㉯ Crude distillation ; crude tower는 flash zone, BPA section(bottom pump-around), TPA section(top pump-around)등으로 구성 되어 있으며, flash zone은 stripping tray로 구성 되어 있어 steam이 injection 되면서 상압잔 사유 (atmospheric residue)내의 light component을 제거 하고 stripped vapor 와 vaporized 된crude oil이 tower 위로 올라가면서 kerosene section, gas oil section에서 liquid형태로 증류 된다. Tower top에서의 vapor는 overhead gas 로 overhead condensing system으로 보내진다.

 

㉰ Overhead vapor condensing ; crude tower의 top vapor는 one stage나 two stage condensing system에서 condensing 된다. Condensed liquid의 일부는 crude tower로 reflux되고 나머지는 product로 light end unit로 pumping되어 LPG, naphtha성분을 분리 된다.

 

㉱ TPA & BPA ; TPA와 BPA의 목적은 crude tower 각 단의 thermal 과 tray load의 balance을 맞추기 위하여 특정단으로 부터 withdrawal하여 feed되는 crude oil과 상호 열교환 한 후 다시 crude tower로 return 된다.

 

㉲ Kerosene stripping ; crude tower로 부터의 kerosene은 kerosene sidestripper 에서 steam stripping에 의하여 light component가 분리 된 vapor는 다시 tower 로 return 되고 bottom liquid는 열교환기와 상호 열교환 되면서 cooling되며, kerosene내의 mercaptan성분이나 sulfur 성분을 제거하기 위하여 MEROX 나 HDS unit로 보내진다.

 

㉳ Gas oil stripping ; crude tower로 부터의 gas oil은 diesel side stripper에서 steam stripping에 의하여 light component가 분리 된 vapor는 다시 tower로 return 되고 bottom liquid는 열교환기와 상호 열교환 되면서 cooling되며, sulfur 성분을 제거하기 위하여 HDS unit로 보내진다.

 

② CRUDE OIL PROCESSING

㉮ Crude oil desalting ; crude oil의 desalting (탈염)의 목적은 crude oil내에 함유 되어 crude unit의 corrosion, fouling을 일으키는 salts, water, sediments와그 이외의 impurity성분을 제거 하는 것 이다. feed 되는 crude에 wash water 와 demusifier를 injection하면 salt는 water에 의하여 녹고, water는 emulsion 을 깨트리는 chemical에 의하여 oil phase와 분리 되고 oil과 분리된 salty water는 desalter transformer의 electric filed (전기장)에 의하여 응집되어 desalter 하단부에 모여져 제거 된다. Salty water를 응집 하기 위한 공급 되는 electric power에 따라 desalter는 single power (direct current) 나 double power type (alternative and direct power)으로 구분 된다. desalting시 water 나 demulsifier의 injection rate는 desalter type에 의하여 차이가 많다.
Desalter 운전시 압력은 desalter내에서의 crude와 water 혼합물의 vapor pressure보다 높게 유지 하여 desalter내에서의 기화을 피하여야 하며, 원활한 분리을 위하여 점도를 낮게 유지 할 수 있을 만큼의 온도로 운전해야 한다. 또한 wash water injection rate는 crude의 salt 함량에 따라 변하지만 crude의 5 – 7 vol. % 로 조절해야 한다.

 

㉯ Crude distillation ; crude charge heater 출구에서의 온도는 crude oil의 기화 정도 및 crude tower로의 heat input와 관계가 있으며, kerosene, diesel의 수율및 distillate간의 분리에 영향을 미치므로 세밀히 조절 되어야 한다. 일반적으로 crude의 gravity에 따라 변하지만 heater 출구에서의 vapor 함량이 35 – 45 % 가 되도록 heater 출구 온도를 정해야 한다.

 

㉰ Tower overhead vapor 온도 ; overhead에서의 온도는 overhead에서 분리 되는 stream에 따라 달라지며, water의 응축에 의한 corrosion을 피하기 위하여 항상 응축 온도 이상에서 유지 되어야 한다.

 

㉱ Stripping steam injection ; stripping steam injection 목적은 distillation product의 물성 뿐만 아니라 낮은 boiling point을 갖는 component을 stripping 하여 product의 flash point을 조절 하는데 목적이 있다. 특히 crude tower bottom으로 injection 되는 steam은 flash zone에서의 crude oil의 vaporization 을 도와준다. 그러나 많은 량의 steam 이 injection되면 tower overhead condenser의 load에 영향을 끼치며 tower내에서의 steam응축에 의한 corrosion문제를 야기 할 수도 있으므로 product drawoff rate에 따라 injection rate는 적절히 조절해야 한다.

 

㉲ Chemical treatment ; corrosion 방지를 위한 corrosion inhibitor와 downstrea 의 sour corrosion 방지를 위한 neutralizer를 injection한다.