Mo p hong cdu bang pro ii

1
ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

MỤC LỤC
MỤC LỤC 1
CHƯƠNG 1 9
0.1 Tổng quan: 9
0.2 Các phân xưởng trong nhà máy lọc dầu: 10
0.2.1 Các phân xưởng công nghệ: Bao gồm 14 phân xưởng công nghệ: 11
0.2.2 Các phân xưởng phụ trợ: Bao gồm 11 phân xưởng phụ trợ: 11
0.2.3 Phân xưởng ngoại vi: 11
0.3 Sản phẩm: 12
0.4 Sơ lược về các phân xưởng công nghệ: 12
0.4.1 Phân xưởng chưng cất khí quyển (U011): 12
0.4.1.1 Công suất thiết kế: 12
0.4.1.2 Mô tả chung: 12
0.4.2 Phân xưởng NHT (U012) 13
0.4.2.1 Công suất: 23.500 thùng/ngày. 13
0.4.2.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP. 13
0.4.2.3 Mô tả chung: 13
0.4.3 Phân xưởng Reforming xúc tác liên tục CCR (U013) 14
0.4.3.1 Công suất thiết kế: 21.100 thùng/ngày. 14
0.4.3.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP. 14
0.4.3.3 Mô tả chung: 14
0.4.4 Phân xưởng xử lý Kerosene KTU (U014) 14
0.4.4.2 Nhà cung cấp bản quyền: Merichem. 14
0.4.4.3 Mô tả chung: 14
0.4.5 Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi cặn (RFCC-U015) 14
0.4.5.1 Công suất: 69.700 thùng/ngày 14
0.4.5.2 Nhà cung cấp bản quyền: IFP 14
0.4.5.3 Chế độ vận hành: 14
0.4.5.4 Mô tả chung: 15
0.4.6 Phân xưởng xử lý LPG (U 016) 15
0.4.6.3 Công nghệ: tiếp xúc màng sợi Fiber-film contractor. 15
0.4.6.4 Mô tả chung: 15
0.4.7 Phân xưởng xử lý Naphtha của phân xưởng RFCC (U017) 16
0.4.7.3 Công nghệ: Tiếp xúc màng-sợi 16
0.4.7.4 Mô tả chung: 16
0.4.8 Phân xưởng xử lý nước chua SWS (U018) 16
0.4.9 Phân xưởng tái sinh amine (U019) 16
0.4.10 Phân xưởng trung hòa kiềm thải (U020) 17

CBHD: KS. Nguyễn Nhanh SVTH: Hoàng Quang Tuân

2

0.4.11 Phân xưởng thu hồi Propylen (U021) 17
0.4.12 Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (U022) 17
0.4.13 Phân xưởng đồng phân hóa (U023) 18
0.4.13.1 Công suất: 65000 thùng/ngày 18
0.4.13.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP 18
0.4.13.3 Mô tả chung: 18
0.4.14 Phân xưởng xử lý LCO bằng hydro (U024) 18
0.4.14.1 Công suất: 1.320.000 tấn/năm 18
0.4.14.2 Nhà cung cấp bản quyền: IFP (Axens) 18
0.4.14.3 Mô tả chung: 18
0.5 Các công nghệ tiên tiến được sử dụng trong nhà máy lọc dầu Dung Quất: 18
CHƯƠNG 2 20
GIỚI THIỆU VỀ PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN (CDU) 20
0.6 Tổng quan: 20
0.7 Mô tả quá trình công nghệ: [5] 21
0.7.1 Hệ thống tiền gia nhiệt cho dầu thô: 22
0.7.2 Cụm thiết bị tách muối: 25
0.7.3 Lò đốt: 29
0.7.4 Chưng cất dầu thô: 30
0.7.4.1 Vùng sản phẩm đỉnh (overhead section): 34
0.7.4.2 Vùng Kerosene (Kerosene Section): 34
0.7.4.3 Vùng Light Gas Oil (Light Gas Oil Section): 35
0.7.4.4 Vùng Heavy Gas Oil (Heavy Gas Oil Section): 36
0.7.4.5 Vùng Nạp Liệu (Overflash Section): 36
0.7.4.6 Vùng cặn chưng cất (Residue section): 37
0.7.5 Cụm tháp ổn định xăng (Stabilizer Section): 37
0.7.6 Các thiết bị làm khô bằng chân không: 40
0.7.7 Vùng tạo chân không cho tháp làm khô (Vacuum Section): 40
0.7.8 Hóa chất bổ sung: 43
0.7.8.1 Chất trung hòa (Neutralizer): 43
0.7.8.2 Hóa chất ức chế ăn mòn (Corrosion Inhibitor): 43
0.7.8.3 Chất phá nhũ (Demulsifier): 43
0.7.8.4 Chất chống đóng cặn (Antifoulant): 44
0.8 Nguyên lý công nghệ: 44
0.8.1 Gói thiết bị tách muối: 44
0.8.2 Gói thiết bị tạo chân không: 45
0.9 Công nghệ thiết bị: 45
0.10 Các biến công nghệ: 46
0.10.1 Lưu lượng nguyên liệu CDU: 46
0.10.2 Nhiệt độ đầu ra của lò gia nhiệt: 46
0.10.3 Nhiệt độ tại đỉnh của tháp phân tách chính T-1101: 47
0.10.4 Áp suất của tháp phân tách chính: 47
0.10.5 Các dòng hồi lưu tuần hoàn: 47
0.10.6 Sự điều chỉnh về chỉ tiêu chất lượng sản phẩm: 47


3

0.10.7 Hơi quá nhiệt dùng để tách phần nhẹ trong tháp tách chính T-1101: 48
0.10.8 Overflash: 49
0.10.9 Nhiệt độ của tháp ổn định xăng T-1107: 49
CHƯƠNG 3 50
0.11 Giới thiệu về Pro/II: 50
0.12 Các bước tiến hành mô phỏng: 50
CHƯƠNG 4 53
0.13 Nguyên liệu: [3] 53
0.14 Sơ đồ mô phỏng bằng phần mềm PRO/II 8.1: 55
0.15 Mô hình nhiệt động: 55
0.16 Xây dựng mô hình và các thông số mô phỏng cần thiết: 55
0.16.1 Lưu lượng dòng nguyên liệu và các dòng sản phẩm chính: [3] 56
0.16.2 Các điều kiện vào tháp của dầu thô: 56
0.16.3 Thông số các dòng hơi nước quá nhiệt: 57
0.16.4 Các thông số thiết kế và vận hành của tháp chính T-1101: [1], [25] 57
0.16.5 Các thông số thiết kế và vận hành của tháp stripping: [25] 59
0.16.6 Các tiêu chuẩn kỹ thuật: 60
0.16.7 Mô hình tháp T-1101 trong mô phỏng bằng phần mềm Pro/II: 61
0.17 Tiến hành mô phỏng: 62
0.17.1 Thiết kế cho tháp chính T-1101: 62
0.17.1.1 Mô phỏng tháp T-1101 với số đĩa lí thuyết là 29 (hiệu suất đĩa 60%): 63
0.17.1.4 Nhận xét đánh giá và lựa chọn mô hình: 78
0.17.2 Thiết kế cho tháp T-1107: 79
0.17.3 Rating cho các thiết bị chính trong phân xưởng: 82
0.17.3.1 Rating cho tháp chính T-1101: [4] 82
0.17.3.2 Rating cho các tháp stripper: 84
0.17.3.3 Rating cho tháp T-1107: 85
Kết quả mô phỏng: 85
0.17.4 Thiết kế cho các thiết bị khác: 86
0.17.4.1 Bình tách D-1103: 86
0.17.4.2 Các thiết bị trao đổi nhiêt trong phân xưởng CDU: [7], [8], [9], [10], [11],
[12], [13], [14], [15], [16], [17], [18], [19], [20], [21], [22]. 86
0.17.4.3 Lò đốt: 88
0.17.4.4 Các bơm trong phân xưởng CDU: [29], [30], [31], [32], [33], [34], [35]. 88
0.17.4.5 Hệ thống tách muối: 89
KẾT QUẢ VÀ KIẾN NGHỊ 90
Kết quả: 90
KẾT LUẬN 91
TÀI LIỆU THAM KHẢO 92
PHỤ LỤC 94


4


5


6

DANH MỤC HÌNH
Hình 1.1: Sơ đồ tổng thể vị trí nhà máy lọc dầu Dung Quất.......................................................9
Hình 1.2: Sơ đồ các cụm phân xưởng nhà máy lọc dầu Dung Quất. ......................................10
Hình 2.1: Mô hình 3D của phân xưởng CDU nhà máy lọc dầu Dung Quất theo hướng Đông
Nam...........................................................................................................................................20
Hình 2.2: Mô hình 3D của phân xưởng CDU nhà máy lọc dầu Dung Quất theo hướng Tây
Nam...........................................................................................................................................21
Hình 3.1. Biểu tượng phần mềm Pro/II...............................................................................50
Hình 3.2. Giao diện phần mềm Pro/II.......................................................................................51
Hình 4.1. Đường cong TBP của dầu thô Bạch Hổ.......................................54
Hình 4.2. Sơ đồ mô phỏng phân xưởng CDU của Nhà máy lọc dầu Dung Quất bằng phần
mềm PROII................................................................................................................................55
Hình 4.3: Mô hình tháp T-1101 trong mô phỏng bằng phần mềm Pro/II................................61
Hình 4.4: Mô hình tháp T-1101 trong trường hợp 29 đĩa lí thuyết...........................................65
Hình 4.7. Biểu đồ so sánh đường cong ASTM D86 của Kerosen tài liệu và Kerosen mô phỏng
...................................................................................................................................................77
Hình 4.8. Biểu đồ so sánh đường cong ASTM D86 của LGO tài liệu và LGO mô phỏng.......77
Hình 4.9. Biểu đồ so sánh đường cong ASTM D86 của HGO tài liệu và HGO mô phỏng......78


7

DANH MỤC BẢNG BIỂU
LỜI MỞ ĐẦU.............................................................................................................................8
Bảng 2: Dãy các thiết bị trao đổi nhiệt......................................................................................23
Bảng 4.1. Số liệu đường cong TBP của dầu thô Bạch Hổ........................................................53
Bảng 4.2. Số liệu các thành phần nhẹ của dầu thô Bạch Hổ.....................................................54
Bảng 4.3:Lưu lượng các phân đoạn ..........................................................................................56
Bảng 4.4: Thông số của hơi nước Stripping .............................................................................57
Bảng 4.5. Các thông số thiết kế và vận hành của tháp chính T-1101......................................57
Bảng 4.6. Các thông số thiết kế và vận hành của Pumparound đỉnh.......................................57
Bảng 4.7. Các thông số thiết kế và vận hành của Pumparound 1............................................58
Bảng 4.8. Các thông số thiết kế và vận hành của Pumparound 2............................................58
Bảng 4.9. Các thông số thiết kế và vận hành của Pumparound 3. ..........................................58
Bảng 4.10. Các thông số thiết kế và vận hành của tháp T-1102...............................................59
Bảng 4.11. Các thông số thiết kế và vận hành của tháp T-1103. ............................................59
Bảng 4.12. Các thông số thiết kế và vận hành của tháp T-1104. .............................................60
Bảng 4.13: Một số thông số của các dòng sản phẩm tháp T-1101 (hiệu suất đĩa 60%)............67
Bảng 4.14: So sánh tỉ trọng của các dòng sản phẩm theo mô phỏng và theo tài liệu (hiệu suất
đĩa 60%). ..................................................................................................................................67
Bảng 4.15: So sánh số liệu đường cong ASTM D86 của các dòng sản phẩm theo mô phỏng và
theo tài liệu (hiệu suất đĩa 60%)................................................................................................68
Bảng 4.16: Một số thông số của các dòng sản phẩm tháp T-1101 (hiệu suất đĩa 80%)............71
đĩa 80%)....................................................................................................................................71
Bảng 4.19: Một số thông số của các dòng sản phẩm tháp T-1101 (hiệu suất đĩa 70%). ..........75
đĩa 70%)....................................................................................................................................75
Bảng 4.22. Bảng kiểm tra lượng hơi nước Stripping................................................................78
Bảng 4.23. Các thông số hoạt động của tháp T-1107................................................................79
Bảng 4.25. Kết quả mô phỏng các thiết bị trao đổi nhiệt..........................................................87
Bảng 4.26. Kết quả mô phỏng các bơm....................................................................................89


8

LỜI MỞ ĐẦU
Dầu khí là một nguồn tài nguyên quý giá mà từ lâu con người đã được biết đến.
Tuy nhiên mãi đến đầu thế kỷ 20, khi nền khoa học kỹ thuật phát triển mạnh mẽ cộng
với nhu cầu năng lượng đang là vấn đề lớn thì dầu khí mới được đánh giá, sử dụng
đúng tầm quan trọng của nó. Nó trở thành một nguồn nguyên liệu chủ yếu trong rất
nhiều ngành công nghiệp hoá học, năng lượng và trong hầu hết các lĩnh vực hoạt động
của nền kinh tế quốc dân. Với những ý nghĩa đó, Nhà máy lọc dầu Dung Quất đã được
xây dựng với năng suất ban đầu là 6.5 triệu tấn dầu thô/ năm. Tuy nhiên, với nhu cầu
ngày càng tăng của các sản phẩm dầu mỏ như hiện nay, việc tăng năng suất nhà máy là
rất cấp thiết.
Mô hình hóa và mô phỏng là một phương pháp nghiên cứu khoa học được ứng
dụng rất rộng rãi: từ nghiên cứu, thiết kế chế tạo đến vận hành các hệ thống. Do đó, nó
được sử dụng trong nhiều lĩnh vực sản xuất và xã hội. Ngày nay, khó có thể tìm thấy
lĩnh vực nào mà con người không sử dụng phương pháp mô hình hóa ở những mức độ
khác nhau. Điều này đặc biệt quan trọng đối với lĩnh vực điều khiển các hệ thống kỹ
thuật, bởi vì điều khiển chính là quá trình thu nhận thông tin từ hệ thống theo một mô
hình nào đó và đưa ra tác động để điều khiển hệ thống. Và lĩnh vực chế biến dầu mỏ
cũng không là một ngoại lệ.
Làm thế nào để thiết kế được các thiết bị, phải vận hành hệ thống ra sao để có được
hiệu quả cao nhất đó là một bài toàn khó luôn đặt ra cho các nhà nghiên cứu, các nhà
kỹ thuật…Mô hình hóa và mô phỏng là một công cụ mạnh trong việc giải các bài toán
trên. Ngày nay, với sự trợ giúp của máy tính tốc độ cao kết hợp với các phần mềm
chuyên dụng như ProII, Hysys, Dynsim…càng làm cho việc tối ưu hóa, qui hoạch và
mô phỏng thuận lợi hơn.
Từ những phân tích trên, tôi quyết định chọn đề tài: “Thiết kế hệ thống chưng cất
và thu hồi nhiệt tại 115% năng suất (7.5 triệu tấn/ năm) của nhà máy lọc dầu Dung
Quất bằng phần mềm mô phỏng PRO/II ”.


9

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT
0.1 Tổng quan:
Nhà máy lọc dầu Dung Quất đặt tại huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi. Mặt bằng dự
án gồm có 4 khu vực chính: các phân xưởng công nghệ và phụ trợ, khu bể chứa sản
phẩm, cảng xuất sản phẩm và phao rót dầu không bến, hệ thống lấy và xả nước biển.
Những khu vực này được nối với nhau bằng hệ thống ống với đường phụ liền kề.

Hình 1.1: Sơ đồ tổng thể vị trí nhà máy lọc dầu Dung Quất.
Tổng thể nhà máy lọc dầu Dung Quất bao gồm 7 gói thầu chính:
- EPC 1: Các phân xưởng công nghệ và phụ trợ.
- EPC 2: Khu bể chứa dầu thô.
- EPC 3: Khu bể chứa trung gian, bể chứa và khu vực xuất sản phẩm.
- EPC 4: Phao rót dầu không bến SPM.
- EPC 5A: Đê chắn sóng.
- EPC 5B: Cảng xuất Sản phẩm.


10

- EPC 7: Khu nhà hành chính.
Trong đó, EPC (1+2+3+4) là 4 hợp đồng lớn nhất và quan trọng nhất, chiếm 80% mức
đầu tư.
Diện tích sử dụng: Diện tích tổng nhà máy được tính toán xấp xỉ là 338 hecta mặt
đất và 471 hecta mặt biển, bao gồm như sau:
- Nhà máy chính ( toàn bộ các phân xưởng công nghệ, phụ trợ và khu vực ngoại
vi): 110 ha.
- Khu bể chứa dầu thô : 42 ha.
- Khu bể chứa sản phẩm: 44 ha.
- Tuyến ống lấy nước biển và xả nước thải: 4 ha.
- Hành lang an toàn cho tuyến ống dẫn sản phẩm:40 ha.
- Cảng xuất sản phẩm: 135 ha ( mặt đất và mặt biển).
- Hệ thống phao rót dầu không bến ( SPM), đường ống ngầm dưới biển và khu vực
vòng quay tàu: 336 ha ( mặt biển).
0.2 Các phân xưởng trong nhà máy lọc dầu:

Hình 1.2: Sơ đồ các cụm phân xưởng nhà máy lọc dầu Dung Quất.


11

0.2.1 Các phân xưởng công nghệ: Bao gồm 14 phân xưởng công nghệ:
- Phân xưởng 011: Chưng cất khí quyển (CDU)
- Phân xưởng 012: Xử lý Naphtha bằng Hydro (NHT)
- Phân xưởng 013: Reforming xúc tác liên tục (CCR)
- Phân xưởng 014: Xử lý Kerosene (KTU)
- Phân xưởng 015: Cracking xúc tác tầng sôi cặn chưng cất khí quyển (RFCC)
- Phân xưởng 016: Xử lý LPG (LTU)
- Phân xưởng 017: Xử lý Naphtha của phân xưởng RFCC (NTU)
- Phân xưởng 018: Xử lý nước chua (SWS)
- Phân xưởng 019: Tái sinh Amine (ARU)
- Phân xưởng 020: Trung hòa kiềm thải (CNU)
- Phân xưởng 021: Thu hồi Propylene (PRU)
- Phân xưởng 022: Thu hồi lưu huỳnh (SRU)
- Phân xưởng 023: Đồng phân hóa Naphtha nhẹ (ISOMER)
- Phân xưởng 024: Xử lý LCO bằng hydro (LCO-HDT)
- Ngoài ra, Nhà máy Poly Propylen cũng là 1 phân xưởng thuộc nhà máy lọc dầu,
Phân xưởng 025: Poly Propylen (PP).
0.2.2 Các phân xưởng phụ trợ: Bao gồm 11 phân xưởng phụ trợ:
- Hệ thống cấp nước sinh hoạt, nước công nghệ, nước khử khoáng U031
- Hệ thống hơi nước và nước ngưng U032
- Phân xưởng nước làm mát U033
- Hệ thống lấy nước biển U034
- Phân xưởng khí điều khiển + khí công nghệ U035
- Hệ thống sản xuất Nitơ U036
- Hệ thống cung cấp khí nhiên liệu U037
- Hệ thống dầu nhiên liệu U038
- Hệ thống cung cấp kiềm U039
- Hệ thống nhà máy điện U040
- Hệ thống lọc nước thẩm thấu RO (Reverse Osmosic) U100
0.2.3 Phân xưởng ngoại vi:
- Khu bể chứa trung gian U051 (gồm 23 bể)
- Khu bể chứa sản phẩm U052 (gồm 22 bể)
- Trạm xuất sản phẩm bằng đường bộ U053
- Phân xưởng phối trộn sản phẩm U054


12

- Hệ thống phân phối dầu rửa (Flushing Oil) U055
- Phân xưởng thu hồi dầu thải U056
- Hệ thống đuốc đốt U057
- Phân xưởng xử lý nước thải PP U058
- Khu bể chứa dầu thô U060
- Đường ống dẫn sản phẩm U071
- Phao rót dầu không bến 1 điểm neo SPM U082
0.3 Sản phẩm:
-Khí hóa lỏng LPG (cho thị trường nội địa)
-Propylene
-Xăng Mogas 92/95
-Dầu hỏa
-Nhiên liệu phản lực Jet A1
-Diesel ô tô
-Dầu đốt (FO).
0.4 Sơ lược về các phân xưởng công nghệ:
0.4.1 Phân xưởng chưng cất khí quyển (U011):
0.4.1.1 Công suất thiết kế:
6.5 triệu tấn/năm (tương đương 148.000 thùng/ngày trường hợp dầu ngọt và
141.000 thùng/ngày trường hợp dầu chua).
0.4.1.2 Mô tả chung:
Dầu thô được đưa vào phân xưởng chưng cất dầu thô, được gia nhiệt sơ bộ bằng
các dòng sản phẩm và dòng bơm tuần hoàn trước khi vào lò gia nhiệt. Dầu thô được
tách phân đoạn thành một số sản phẩm trong tháp chưng cất chính và các tháp stripper
bên cạnh sườn tháp chính. Sản phẩm Naphtha ở đỉnh được xử lý thêm trong một tháp
ổn định và một thiết bị tách.
Các sản phẩm của tháp chưng cất dầu thô:


13

Sản phẩm Đến
Full range Naphtha NHT (U 012)
Kerosene KTU (U 014)
LGO Bể chứa (qua hệ thống pha trộn)
HGO Bể chứa hoặc LCO-HDT
(hoặc đi qua hệ thống pha trộn)
Phân xưởng RFCC
Cặn chưng cất khí quyển RA
Sản phẩm nhẹ từ đỉnh tháp chưng cất CDU được đưa qua cụm xử lý khí của cụm
phân xưởng RFCC, sau đó qua phân xuởng xử lý khí hóa lỏng LPG.
Full range naphtha được đưa qua phân xưởng xử lý Naphtha bằng Hydro, sau đó
được đưa đến tháp spliter và được phân tách thành 2 dòng: Light Naphtha và Heavy
Naphtha.
- Light Naphtha làm nguyên liệu cho phân xưởng ISOME.
- Heavy Naphtha được dùng làm nguyên liệu cho phân xưởng CCR.
Dòng Kerosene từ phân xưởng chưng cất khí quyển được đưa trực tiếp tới bể chứa
Kerosene hoặc được sử dụng làm nguyên liệu trộn để sản xuất Diesel, hoặc nó được
đưa tới phân xưởng xử lý Kerosene. Tại đây dòng nguyên liệu được xử lý để loại bỏ
thành phần mercaptan (RSH), Hydrosulfide (H 2S), acid Naphthenic (RCOOH) và
nước. Kerosene sau khi xử lý và phun phụ gia chống tĩnh điện (anti-static) vào sẽ được
đưa tới bể chứa sản phẩm, và được dùng làm nhiên liệu phản lực JetA1.
LGO được bơm trực tiếp đến phân xưởng LCO-HDT hoặc đến hệ thống pha trộn
Diesel để cho ra Diesel thương phẩm và được bơm đến bể chứa sản phẩm.
HGO được bơm trực tiếp đến phân xưởng LCO-HDT hoặc đến bể chứa trung gian
và làm cấu tử để phối trộn Diesel/Dầu đốt.
Cặn chưng cất khí quyển làm nguyên liệu cho RFCC để nâng cấp thành các sản
phẩm có giá trị thương phẩm cao hơn.
0.4.2 Phân xưởng NHT (U012)
0.4.2.1 Công suất: 23.500 thùng/ngày.
0.4.2.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP.
Phân xưởng xử lí Naphtha bằng Hydro xử lý toàn bộ phân đoạn Naphtha của CDU.
Phân xưởng gồm 1 lò phản ứng xúc tác tầng chặt, tuổi thọ xúc tác tối thiểu 2 năm.
Phân xưởng còn có thiết bị tái sinh xúc tác. Sản phẩm lỏng đi qua tháp tách LN và HN.


14

Còn khí của NHT sẽ được đưa qua cụm xử lý khí của phân xưởng RFCC, được làm
sạch bằng quá trình hấp thụ bằng Amine.
0.4.3 Phân xưởng Reforming xúc tác liên tục CCR (U013)
0.4.3.1 Công suất thiết kế: 21.100 thùng/ngày.
0.4.3.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP.
Phân xưởng CCR xử lý nguyên liệu là Heavy Naphtha (HN) đã xử lý bằng Hydro
tại phân xưởng NHT. Nguyên liệu đi vào thiết bị phản ứng tiếp xúc với các tầng xúc
tác tuần hoàn, chúng được tái sinh liên tục để duy trì hoạt tính xúc tác. Sản phẩm đi ra
từ thiết bị phản ứng được tách thành 2 dòng.
Dòng khí giàu H2 được tuần hoàn để trộn chung với dòng nguyên liệu, một phần đi
cung cấp cho NHT, ISOME, LCO-HDT và phân xưởng PP.
Dòng lỏng đi qua một loạt các thiết bị phân tách để thu hồi LPG, reformate thu
được qua bể chứa trung gian để làm cấu tử phối trộn xăng Mogas 92/95 thương phẩm.
0.4.4 Phân xưởng xử lý Kerosene KTU (U014)
0.4.4.2 Nhà cung cấp bản quyền: Merichem.
Phân xưởng xử lý Kerosene được thiết kế để xử lý phân đoạn Kerosene từ phân
xưởng chưng cất dầu thô với mục đích loại bỏ thành phần mercaptan (RSH),
hydrosulfide (H2S), acid naphthenic (RCOOH) và nước.
Dung dịch kiềm với nồng độ 20oBe và 20oBe được cung cấp từ khu vực phụ trợ
(U039).
Sản phẩm từ phân xưởng xử lý Kerosene sẽ được phun phụ gia chống tĩnh điện
(anti-static) vào và được đưa tới bể chứa sản phẩm để dùng làm nhiên liệu phản lực
JetA1 hoặc được đưa đến bể chứa trung gian làm nguyên liệu phối trộn Diesel thương
phẩm. Dung dịch Amine loãng (MEA) sẽ được sử dụng trong phân xưởng KTU theo
từng mẻ gián đoạn để tái sinh.
0.4.5 Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi cặn (RFCC-U015)
0.4.5.1 Công suất: 69.700 thùng/ngày
0.4.5.2 Nhà cung cấp bản quyền: IFP
0.4.5.3 Chế độ vận hành:
- Max Naphtha RFCC ( Tối đa xăng)
- Max Distillat ( Tối đa LCO )


15

Phân xưởng RFCC nhận trực tiếp phần cặn chưng cất khí quyển nóng từ phân
xưởng chưng cất khí quyển, hoặc phần cặn nguội từ bể chứa.
Cụm chuyển hóa và phân tách: gồm có thiết bị phản ứng, thiết bị tái sinh, tháp
chưng cất chính, thiết bị kiểm soát xúc tác và các thiết bị phụ trợ khác.
Bộ phận chuyển hóa của phân xưởng RFCC sẽ chế biến ra các dòng sau:
- Dòng khí ướt được dẫn tới cụm xử lý khí RFCC
- Dòng naphta được dẫn tới phân xưởng NTU
- Dòng dầu nhẹ (LCO) được đưa đến bể chứa và phân xưởng LCO-HDT.
- Dòng dầu cặn (DCO) được đưa tới hệ thống pha trộn dầu đốt hoặc bồn chứa
dầu đốt dùng cho nhà máy.
Cụm xử lý khí RFCC: Cụm xử lý khí RFCC gồm có hai tháp hấp thụ bằng Amine
và một thiết bị stripping để xử lý khí nhiên liệu và khí hóa lỏng LPG trước khi chúng
ra khỏi thiết bị và sẽ sử dụng dòng Amine sạch từ tháp tái sinh Amine (ARU). Dòng
Amine bẩn sẽ được đưa trở lại ARU để tái sinh.
Dòng khí ướt và sản phẩm đỉnh từ tháp chưng cất chính được đưa tới cụm xử lý khí
của phân xưởng RFCC, sẽ tạo ra các dòng sau:
-Dòng FG chưa bão hòa đi ra từ tháp hấp thụ bằng Amine.
-Dòng hỗn hợp C3/C4 được đưa tới phân xưởng xử lý LPG (LTU) trước khi
phân tách ra trong phân xưởng thu hồi Propylene (PRU).
-Toàn bộ dòng Naphtha thu hồi được đưa tới phân xưởng xử lý Naphtha của
phân xưởng RFCC (NTU).
0.4.6 Phân xưởng xử lý LPG (U 016)
0.4.6.3 Công nghệ: tiếp xúc màng sợi Fiber-film contractor.
Phân xưởng xử lý LPG được thiết kế để xử lý dòng C3/C4 từ cụm xử lý khí RFCC
trước khi đưa tới phân xưởng thu hồi Propylene. Phần lớn H 2S trong dòng LPG được
tách ra trong tháp hấp thụ bằng Amine nằm trong cụm xử lý khí RFCC.
Phân xưởng xử lý LPG được thiết kế làm giảm hàm lượng mercaptan, carbonyl
sulfide và H2S trong dòng C3/C4.


16

0.4.7 Phân xưởng xử lý Naphtha của phân xưởng RFCC (U017)
0.4.7.3 Công nghệ: Tiếp xúc màng-sợi
Phân xưởng xử lý Naphtha bằng được thiết kế để xử lý Naphtha sinh ra từ RFCC,
mục đích là làm giảm hàm lượng Mercaptan, S đến mức tối thiểu.
Sản phẩm từ phân xưởng NTU được đưa tới hệ thống pha trộn xăng.
Bể chứa sản phẩm không đạt chất lượng được đặt ở cuối đầu ra của phân xưởng
NTU. Kiềm sạch ở nồng độ thích hợp được cung cấp cho phân xưởng để dùng cho xử
lý. Kiềm đã qua sử dụng từ tháp xử lý được dẫn tới phân xưởng trung hòa kiềm.
0.4.8 Phân xưởng xử lý nước chua SWS (U018)
Mô tả chung:
Nước chua từ các phân xưởng CDU, NHT và RFCC được đưa tới bình ổn định, tại
đây các hydrocarbon được tách khí. Dòng khí chua này được đưa tới đầu đuốc đốt khí
chua. Hỗn hợp nước chua được bơm qua thiết bị trao đổi nhiệt nguyên liệu và sản
phẩm đáy tới cột tách, tại đây ammoniac và H2S hòa tan được loại ra khỏi nước chua.
Khí chua ở đỉnh của tháp tách được ngưng tụ và hồi lưu, và phần khí chua còn lại với
nồng độ cao được dẫn tới đuốc đốt khí chua.
Nước đã khử chua được làm mát bằng dòng nguyên liệu và không khí trước khi dẫn
tới phân xưởng xử lý nước thải (ETP). Một phần nước đã khử chua được sử dụng làm
nước tách muối trong phân xưởng CDU.
0.4.9 Phân xưởng tái sinh amine (U019)
Dòng amine bẩn từ phân xưởng RFCC được đưa đến bình ổn định để loại bỏ
hydrocacbon và khí khỏi amine. Dầu tràn ra được dẫn đến bể chứa dầu thải nhẹ, khí
chua được làm sạch và dẫn đến hệ thống khí nhiên liệu.
Dòng amine bẩn được đưa đến thiết bị trao đổi nhiệt giữa nguyên liệu và sản phẩm,
rồi đến tháp tái sinh để tách H2S. Khí chua ở đỉnh tháp tách được ngưng tụ và hồi lưu,
khí chua còn lại được đưa qua hệ thống đốt khí chua.
Dòng Amine sạch tách ra được làm mát bằng dòng nguyên liệu và không khí.
Amine sạch sau đó được xử lý bằng tác nhân chống tạo bọt và bơm ngược trở lại các
tháp hấp thụ H2S trong phân xưởng RFCC. Một phần dòng Amine được lọc để loại bỏ
tạp chất.


17

Trong trường hợp phân xưởng dừng hoạt động, một bể có khả năng chứa toàn bộ
lượng Amine đã qua sử dụng. Amine sạch được chứa trong một bể nhỏ bổ sung để pha
chế dung dịch Amine ban đầu và dung dịch Amine bổ sung.
0.4.10 Phân xưởng trung hòa kiềm thải (U020)
Phân xưởng trung hòa Kiềm thải dùng để trung hòa và loại bỏ dầu phenolic và
naphthenic ra khỏi các dòng kiềm thải.
Kiềm thải được tách khí và sau đó được trung hòa bằng acid sulfuric. Nước muối
trung hòa được đưa tới phân xưởng xử lý dòng thải. Khí chua sinh ra từ phân xưởng
được đưa đến đuốc đốt khí chua. Các dòng đưa tới phân xưởng trên cơ sở từng mẻ và
liên tục.
Phân xưởng được thiết kế để tạo ra nước muối trung tính có pH nằm trong khoảng
từ 6-8, với nguyên liệu theo thiết kế. Acid sulfuric sạch được cung cấp từ bể chứa nằm
trong phạm vi phân xưởng.
0.4.11 Phân xưởng thu hồi Propylen (U021)
Phân xưởng thu hồi Propylene được thiết kế để xử lý dòng hỗn hợp C3/C4 từ phân
xưởng xử lý LPG. Phân xưởng PRU sẽ tách và tinh chế Propylene để đạt được đặc tính
kỹ thuật của loại Propylene độ sạch polymer hóa 99.6% khối lượng. Giai đoạn đầu
trong quá trình loại C4 ra khỏi LPG trong một tháp tách C3/C4. Thiết bị tách chính
Propane/Propylene có hai cấp.
Cấp một là giai đoạn tách C2-.
Cấp hai là cột tách propane/Propylene. Sản phẩm Propylene từ cột tách
Propane/Propylene tiếp tục được tinh chế thêm. Giai đoạn thứ nhất sẽ là loại bỏ
carbonyl sulfur bằng xúc tác khô. Giai đoạn thứ hai thông thường bao gồm việc loại bỏ
Asen, Phosphor và antimoan bằng tầng xúc tác khô. Các giai đoạn tinh chế được kết
hợp trong cùng một tháp.
0.4.12 Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (U022)
Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh bằng phương pháp Claus (SRU), công suất xử lý 3
tấn lưu huỳnh/ngày để xử lý khí acid từ phân xưởng ARU, khí thoát ra từ phân xưởng
SWS và khí thải từ CNU. Khí acid từ ARU được đưa tới lò phản ứng, khí thoát ra từ
phân xưởng SWS và khí thải từ CNU được đưa tới lò đốt.
Sản phẩm lưu huỳnh thu hồi tối thiểu là 99.9% và hiệu suất thu hồi lưu huỳnh của
phân xưởng Claus không nhỏ hơn 92.6%.
Nồng độ phát tán các khí NOx, SOx, và CO từ lò đốt của phân xưởng sẽ đáp ứng
tiêu chuẩn chất lượng khí Việt Nam (TVCN 5939-1995).


18

0.4.13 Phân xưởng đồng phân hóa (U023)
0.4.13.1 Công suất: 65000 thùng/ngày
0.4.13.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP
Phân xưởng Isomer với mục đích tạo ra các sản phẩm đồng phân có chỉ số octane
cao hơn, nguyên liệu được sử dụng là phân đoạn Naphtha nhẹ đã xử lý hydro từ phân
xưởng NHT.
0.4.14 Phân xưởng xử lý LCO bằng hydro (U024)
0.4.14.1 Công suất: 1.320.000 tấn/năm
0.4.14.2 Nhà cung cấp bản quyền: IFP (Axens)
Phân xưởng LCO-HDT xử lý dòng LCO từ phân xưởng RFCC bằng hydro nhằm
tăng độ ổn định cho LCO để làm nguyên liệu phối trộn vào Diesel thương phẩm.
0.5 Các công nghệ tiên tiến được sử dụng trong nhà máy lọc dầu Dung
Quất:
NMLD Dung Quất sử dụng các công nghệ hiện đại, mua bản quyền công nghệ từ
các công ty rất nổi tiếng như UOP (Mỹ), MERICHEM (Mỹ) và IFP (Pháp), cho các
phân xưởng:
- Cụm phân xưởng xử lý bằng hydro nguyên liệu và phân xưởng Reforming xúc
tác liên tục (NHT-CCR): phân xưởng CCR này nhằm nâng cao chỉ số octane (RON)
của xăng nặng đi ra từ quá trình chưng cất khí quyển dầu thô (CDU), làm nguyên liêụ
để phối trộn xăng thương phẩm. Mặc khác phân xưởng này còn cung cấp một lượng H 2
cho các phân xưởng xử lý bằng H 2 của nhà máy như NHT (xử lý nguyên liệu cho phân
xưởng Reforming xúc tác liên tục (CCR), LCO-HDT, PP). Ưu điểm của công nghệ
UOP đối với phân xưởng CCR là tăng hiệu suất sản phẩm, khả năng tái sinh xúc tác
cao và yêu cầu về bảo dưỡng thấp.
- Phân xưởng cracking xúc tác tầng sôi nguyên liệu cặn (RFCC), sử dụng công
nghệ R2R của IFP (Pháp) để chuyển hóa nguyên liệu cặn của phân xưởng chưng cất
khí quyển (CDU) thành các sản phẩm như: khí đốt (FG), khí hóa lỏng (LPG), Gasoline,
LCO, HCO + Slurry và cốc. Phân xưởng bao gồm hệ thống phun nguyên liệu, thiết bị
phản ứng dạng ống đứng riser, hệ thống tách đầu ra của riser, bộ phận bốc các
hydrocarbon nhẹ trên xúc tác, bậc thiết bị tái sinh thứ nhất, bậc thiết bị tái sinh thứ hai,
bộ phận rút xúc tác, các đường vận chuyển xúc tác, hệ thống điều khiển…Công nghệ
R2R có ưu điểm là làm tăng độ linh động của quá trình trong một khoảng rộng của


19

nguyên liệu, tăng hiệu suất các phân đoạn nhẹ như gasoline, distillate đồng thời giảm
hiệu suất cốc và khí nhiên liệu.
- Công nghệ thiết bị tiếp xúc dưới dạng màng film xảy ra trên sợi kim loại được
sử dụng trong các phân xưởng như: phân xưởng xử lý Kerosene (KTU), phân xưởng
xử lý xăng Naphtha của RFCC (NTU), phân xưởng xử lý LPG (LTU) và phân xưởng
trung hòa kiềm (CNU) nhằm mục đích xử lý H 2S và mercaptan có mùi khó chịu và ăn
mòn (KTU, LTU, NTU) và trung hòa kiềm (CNU).


20

CHƯƠNG 2
GIỚI THIỆU VỀ PHÂN XƯỞNG
CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN (CDU)

0.6 Tổng quan:
Phân xưởng CDU có thể xem là phân xưởng “cửa ngõ” của nhà máy lọc dầu với
nhiệm vụ phân tách dầu thô thành những phân đoạn nhỏ hơn theo những khoảng nhiệt
độ sôi khác nhau.
Phân xưởng CDU của nhà máy lọc dầu Dung Quất được thiết kế với công suất 6.5
(triệu tấn dầu thô/năm) tương đương với 812500 (kg/h) (tính theo 8000h làm việc trong
1 năm). Dự kiến đến năm 2015, nhà máy sẽ tăng công suất lên 9 triệu tấn/năm, trong
đó CDU sẽ sản xuất 7.5 triệu tấn/năm, còn lại phân xưởng VDU 1.5 triệu tấn/năm.
Nhiệm vụ của đề tài là “Thiết kế hệ thống chưng cất và thu hồi nhiệt tại 115% năng
suất (7.5 triệu tấn/năm) của nhà máy lọc dầu Dung Quất bằng phần mềm mô phỏng
PRO/II”.

Hình 2.1: Mô hình 3D của phân xưởng CDU nhà máy lọc dầu Dung Quất theo hướng Đông Nam


21

Hình 2.2: Mô hình 3D của phân xưởng CDU nhà máy lọc dầu Dung Quất theo
hướng Tây Nam
0.7 Mô tả quá trình công nghệ: [5]
Quá trình phân tách thực hiện trong tháp chưng cất khí quyển có 48 đĩa, có thiết bị
ngưng tụ đỉnh nhưng không có thiết bị đun sôi lại ở đáy tháp, hoạt động dưới áp suất từ
1÷ 3 (bars). Các dòng sản phẩm được trích ra từ các tháp tách cạnh sườn (strippers),
các tháp strippers gồm:
- Stripper Kerosene dùng lưu chất HGO để đun sôi lại tại đáy tháp.
- Strippers LGO, HGO: dùng hơi nước để bay hơi các cấu tử nhẹ của các dòng sản
phẩm LGO, HGO.
Các phần nhẹ bay hơi từ các Strippers được đưa lại tháp chính tại vị trí phía trên đĩa
lấy sản phẩm (Draw-off tray).
Chiều cao tổng thể của tháp chưng cất khí quyển khoảng 50 mét, được trang bị qui
ước từ 30÷50 đĩa van, còn các tháp tách cạnh sườn (strippers) có từ 2÷10 đĩa cùng loại
với tháp chính.
Dầu thô được nâng nhiệt sơ bộ thông qua các thiết bị trao đổi nhiệt sử dụng nhiệt
thu hồi từ các sản phẩm và từ các dòng hồi lưu tuần hoàn đến nhiệt độ khoảng 140OC,
tại nhiệt độ này dầu thô được khử muối. Công đoạn này được thực hiện ở áp suất đủ


22

lớn (10 ÷13 kg/cm 2 g ) nhằm mục đích giữ cho hỗn hợp dầu thô và nước tồn tại ở
trạng thái lỏng tại nhiệt độ mong muốn. Dầu thô sau khi tách muối sẽ tiếp tục được
nâng nhiệt thông qua các thiết bị gia nhiệt khác nhằm thu hồi tối đa lượng nhiệt từ các
dòng sản phẩm có nhiệt độ sôi cao hơn và sau đó đưa vào lò đốt nhằm nhằm tăng nhiệt
độ của dầu thô lên đến nhiệt độ mong muốn (khoảng 340-360oC) trước khi đưa vào
tháp phân tách chính. Hơi tại đỉnh tháp được ngưng tụ thông qua hệ thống làm nguội
bằng quạt rồi vào bình hồi lưu. Tại đây dòng naphtha lấy ra sẽ được đưa qua tháp ổn
định xăng nhằm loại bỏ các thành phần nhẹ và nước. Naphtha sau khi xử lý sẽ được
đưa trực tiếp sang phân xưởng NHT hoặc qua bể chứa trung gian. Các dòng sản phẩm
tách cạnh sườn sẽ qua các thiết bị strippers để loại bỏ các thành phần nhẹ (dùng hơi
nước hoặc thiết bị đun sôi lại). Phần nhẹ tách ra sẽ quay về thân tháp (đây được coi là
dòng hồi lưu trung gian), còn phần nặng được xem là sản phẩm của phân xưởng.
Trước khi đi đến bể chứa, các dòng sản phẩm được cho qua thiết bị thu hồi nhiệt để
tận dụng lượng nhiệt thừa, đồng thời làm giảm nhiệt độ của sản phẩm trước khi vào bể
chứa.
Sản phẩm đáy (RA) mang một lượng nhiệt khá lớn được đem đi trao đổi nhiệt với
dòng nguyên liệu. Sau đó, chia làm 2 dòng: 1 dòng đi qua làm nguyên liệu cho phân
xưởng RFCC ở nhiệt độ 900C, áp suất 5,5 kg/cm2g; dòng còn lại đi qua các thiết bị trao
đổi nhiệt để tiếp tục làm lạnh ở nhiệt độ 700C rồi mới đưa vào bể chứa.
0.7.1 Hệ thống tiền gia nhiệt cho dầu thô:
Dầu thô được bơm từ bể chứa đến phân xưởng chưng cất dầu thô bởi bơm nguyên
liệu P-6001A/B/C. Sau khi đi vào cụm phân xưởng, dầu thô được gia nhiệt tại 2 dãy
thiết bị trao đổi nhiệt (mỗi dãy bao gồm 2 nhánh song song nhau) bị phân cách bởi thiết
bị tách muối để thu hồi nhiệt nhằm nâng nhiệt độ của dầu thô.
Tại dãy trao đổi nhiệt đầu tiên (dãy tiền gia nhiệt nguội), nhiệt độ của dầu thô từ
50 C được nâng lên 140–133oC tùy theo nguyên liệu là dầu thô Bạch Hổ hay Dubai. Để
o

giữ cho nhiệt độ đầu ra của dầu thô ở hai nhánh song song là tương đương nhau, dòng
dầu thô đi vào mỗi nhánh được điều chỉnh bằng các van điều khiển 011-TV-007A và
011-TV-007B đặt tại đầu vào của các thiết bị trao đổi nhiệt E-1101 và E-1102 tương
ứng.
Sau khi ra khỏi thiết bị tách muối, dầu thô được bơm bởi Booster bơm P-1101A/B
đến dãy tiền gia nhiệt nóng (Hot Preheat Crude Train) (dãy thứ hai), nhiệt độ của dầu
thô được nâng lên từ 140-133oC đến 283-277oC tương ứng với từng loại dầu thô Bạch
Hổ và dầu Dubai. Nhằm duy trì nhiệt độ đầu ra của dầu thô tại nhánh song song là


23

tương đương nhau, dòng dầu vào được điều chỉnh bởi hai van điều khiển 011-TV-
015A và 011-TV- 015B đặt tại đầu vào của các thiết bị trao đổi nhiệt E-1105A-J và E-
1106A-F tương ứng.
Bảng 2 tóm tắt các thiết bị trao đổi nhiệt cũng như các dòng sản phẩm nóng được sử
dụng trong mỗi thiết bị trao đổi nhiệt.

Bảng 2: Dãy các thiết bị trao đổi nhiệt

Nhánh A Nhánh B
Dãy tiền gia nhiệt nguội

E-1101 A-H* E-1102
Trao đổi với dòng cặn chưng cất từ Trao đổi với dòng Kerosene hồi lưu
E-1105. tuần hoàn đi từ bơm P-1103.

E-1103A/B E-1104**
Trao đổi với dòng Light Gas Oil Trao đổi với dòng Heavy Gas Oil đi từ
đi từ tháp T-1103. E-1107.

Dãy tiền gia nhiệt nóng

E-1105A-J*
Trao đổi với dòng cặn chưng cất từ E-1106A-F
E-1108.
E-1107** Trao đổi với dòng Light Gas Oil hồi lưu
Trao đổi với dòng Heavy Gas Oil đi từ tuần hoàn đi từ bơm P-1104.
tháp T-1104.
E-1109 E-1108A-D*
Trao đổi với dòng Heavy Gas Oil hồi Trao đổi với dòng cặn chưng cất
lưu tuần hoàn từ bơm P-1105. đi từ E-1134.

E-1134 A/B*
Trao đổi với dòng cặn chưng cất đi từ


24

bơm P-1106.

* Cặn chưng cất qua các thiết bị trao đổi nhiệt nối tiếp nhau (E-1101, E-1105, E1108,
E-1134).
** Dòng HGO đi qua các thiết bị trao đổi nhiệt nối tiếp nhau (E-1104, E-1107).


25

0.7.2 Cụm thiết bị tách muối:
Muối vô cơ được tách ra từ quá trình nhũ tương hóa nước với dầu và được tách ra ở
thiết bị tách muối. Hệ thống tách muối bao gồm 02 thiết bị tách muối mắc nối tiếp nhau
(A-1101-D-01/02), tại đó hàm lượng muối hòa tan được tách ra cùng với nước nhằm


26

đạt tiêu chuẩn là 2.0 ppm khối lượng (tối đa) và nước tự do là 0.2% thể tích (tối đa) tại
nhiệt độ vận hành của thiết bị tách muối.
Dầu thô có chứa các chất cặn đến từ dãy tiền gia nhiệt nguội (E-1101A/H, E-1102,
E-1103 A/B và E-1104) đi vào thiết bị tách muối. Nước tuần hoàn đi từ thiết bị tách
muối cấp thứ hai (A-1101-D-02) được đưa vào dòng dầu thô trước khi đi vào thiết bị
tách muối thứ nhất. Dầu thô tiếp tục qua thiết bị trộn tĩnh thứ nhất (A-1101-M-01) như
là thiết bị phân tán dầu thô/nước nhằm tăng diện tích tiếp xúc bề mặt giữa hai chất lỏng
để đạt đến giá trị tối ưu. Sau khi ra khỏi thiết bị trộn, hỗn hợp dầu và nước được hợp
nhất ở trạng thái nhũ tương tại van trộn 011-PDV-503 đặt ở dòng vào của thiết bị tách
muối cấp thứ nhất A-1101-D01. Dòng lưu thể đi vào thiết bị tách muối cấp thứ nhất và
được tách ra làm 2 pha khác nhau (dầu thô và nước) dưới tác động của lực tĩnh điện.
Dầu thô đã được tách muối dịch chuyển lên phần đỉnh của bình tách còn nước hòa tan
muối đi xuống phần đáy của bình tách và được đưa đến phân xưởng xử lý nước thải
ETP.
Dầu thô từ thiết bị tách muối cấp thứ nhất A-1101-D-01 được trộn với nước rửa
muối đến từ thiết bị trao đổi nhiệt E-1128 tại thiết bị trộn tĩnh thứ hai A-1101-M-02 và
đi vào bình tách thứ hai qua van trộn 011-PDV-506 (nước tuần hoàn từ thiết bị tách
muối thứ hai có thể được đưa trở lại trước thiết bị trộn tĩnh thứ hai thông qua van FV-
164 nhờ bơm nước tuần hoàn P-1118A/B nhằm cải thiện quá trình tách muối).
Độ nhũ trong mỗi thiết bị tách muối được điều chỉnh và kiểm soát bằng bộ điều
khiển chênh áp ở 011-PDIC-503/506.
Dưới tác động của lực tĩnh điện, dầu thô được tách muối thêm một lần nữa triệt để
hơn tại thiết bị tách muối A-1101-D-02. Dòng dầu đã được tách muối đi ra từ đỉnh của
bể tách còn nước đi ra từ đáy của thiết bị tách muối, tuần hoàn trở lại ở thiết bị tách
muối thứ nhất bởi bơm P-1118 A/B.
Hệ thống tách muối được thiết kế có thể vận hành với chỉ một cấp (một trong hai
thiết bị tách có thể ngừng). Ngoài ra, không cho phép việc ngừng hoàn toàn cả hai thiết
bị tách muối cùng lúc, các van tại đầu hút của Booster bơm P-1101 sẽ đóng lại khi cả
hai van ở đường bypass đều mở thông qua khóa liên hợp 011-SP-815.
Nhằm tăng hiệu quả tách muối và nước ở thiết bị tách muối cũng như giảm thiểu
lượng dầu cuốn theo dòng nước thải, hóa chất phá nhũ từ bể chứa A-1104-D-12 được
bơm A-1104-P-23A/B đưa đến cho cả dòng nguyên liệu dầu thô trước dãy tiền gia
nhiệt nguội và trước khi vào thiết bị tách muối cấp thứ hai.


27

Hệ thống rửa bùn được dùng định kỳ để tách các chất rắn có trong dầu thô tích tụ
tại đáy của thiết bị tách muối. Nước rửa bùn được trích ra từ một phần của nước rửa
muối đi từ E-1128 để sục vào phần chất rắn tích tụ tại đáy của bể tách và các chất rắn
được rửa đi ra khỏi bể cùng với dòng nước thải.
Nước thải trong quá trình rửa muối bao gồm nước rửa bùn, nước trong nguyên liệu
dầu thô ban đầu cũng như nước thải ra từ quá trình tách muối, muối và các tạp chất thải
ra trong quá trình tách muối. Nước thải được làm nguội, đầu tiên là gia nhiệt cho dòng
nước sạch cung cấp cho quá trình tách muối tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1128 A-E và
tiếp tục được làm nguội sâu hơn tại thiết bị làm nguội bằng không khí (E-1129). Cuối
cùng dòng nước thải được đưa đến phân xưởng xử lý nước thải ETP.
Bơm nước rửa muối P-1119A/B được sử dụng để bơm nước sạch từ bình chứa nước
rửa muối D-1109 đến các thiết bị trao đổi nhiệt E-1128 A-E nhằm nâng nhiệt độ của
nước rửa muối lên 120oC trước khi đi vào thiết bị tách muối thứ nhất (A-1101-D-01).
Nguồn nước sạch dùng cho quá trình rửa muối được đưa đến bình D-1109 có thể
được cấp bởi nước từ phân xưởng xử lý nước chua Sour Water Stripper Unit (Unit 18),
nước sinh hoạt hoặc nước công nghệ từ bơm P-1121A/B. Tuy nhiên, việc sử dụng dòng
nước công nghệ để rửa muối bị hạn chế trong trường hợp chế biến dầu ngọt.


28


29

0.7.3 Lò đốt:
Để nâng nhiệt độ của dầu thô đến nhiệt độ cần thiết cho quá trình chưng cất (340-
364oC tương ứng với trường hợp vận hành dầu Bạch Hổ hay dầu Dubai) và hóa hơi
một phần dầu thô, lò đốt H-1101 được đặt sau dãy tiền gia nhiệt nóng.
Lò gia nhiệt H-1101 được thiết kế với công suất 83740 kW. Lò đốt bao gồm 02
buồng đốt bức xạ hình trụ và chỉ duy nhất 1 vùng đối lưu. Khi đi vào vùng đối lưu,
dòng dầu thô được chia ra làm 8 nhánh đối xứng nhau. Sau khi ra khỏi vùng đối lưu, 4
nhánh được chuyển tiếp về buồng đốt thứ nhất và 4 nhánh còn lại đi về buồng đốt thứ
2. Đường ra của mỗi nhánh đặt tại đỉnh của vùng bức xạ.
Ngoài ra, một lượng nhiệt từ dòng khí thải còn được dùng để tạo hơi quá nhiệt thấp
áp với 3 dãy ống trên vùng đối lưu.
Vùng bức xạ được bố trí hai buồng đốt giống hệt nhau với hệ thống ống gia nhiệt
cho dầu thô đặt thẳng đứng. Có 72 ống trong mỗi buồng đốt, mỗi ống có chiều dài là
17.9m. Những ống này có các giá đỡ đặt tại đỉnh, các điểm neo ở khoảng giữa và đáy
của ống. Bước chuyển tiếp của các ống từ vùng đối lưu đến vùng bức xạ đặt ở bên
ngoài lò đốt và được hàn kín.
Vùng đối lưu đặt ở phía trên 2 buồng đốt bao gồm 18 lớp ống của 8 dãy ống dầu thô
và 3 lớp ống để sản xuất hơi quá nhiệt. 3 lớp ống công nghệ tại cuối vùng đối lưu là các
ống trần còn 15 dãy ống còn lại ở phía trên cũng như 3 dãy ống để sản xuất hơi quá
nhiệt đều được lắp thêm các cánh tản nhiệt với chiều cao ¾” dọc theo thân ống nhằm
tăng bề mặt hấp thu nhiệt từ quá trình đốt nhiên liệu (Fuel Gas và Fuel Oil).
Mỗi đầu đốt được trang bị hệ thống đánh lửa tự động và thiết bị dò ngọn lửa. Dòng
không khí cấp cho các đầu mồi (pilot) được điều khiển bởi Venturi 011-FI-066, là một
cánh cửa đón gió và có thể điều chỉnh trực tiếp tại lò đốt. Dòng không khí cho phép đi
vào đầu mồi (pilot) được điều chỉnh phụ thuộc vào khối lượng phân tử của nhiên liệu
đốt. Khi dùng LPG để mồi thì Venturi sẽ được mở một phần và điều chỉnh bằng cách
quan sát màu sắc của ngọn lửa. Tuy nhiên, khi sử dụng nhiên liệu với khối lượng phân
tử thấp hơn, Venturi sẽ đóng không cho dòng không khí đi vào đầu mồi. Đầu mồi được
sử dụng nhiên liệu có khối lượng phân tử thấp với khí dư quá nhiều, sẽ phát ra tiếng ồn
và người vận hành trong trường hợp này phải đóng Venturi lại.
Có 3 damper đặt ở phía trên vùng đối lưu nhằm điều chỉnh mức độ lưu thông khí
(draft) trong lò đốt. Để điều chỉnh draft một cách hợp lý, người vận hành phải kiểm tra
draft tại đỉnh của vùng bức xạ thông qua số đo của thiết bị hiển thị áp suất 011-PG-511
(giá trị thích hợp là -2.5 mm wc.g).Người vận hành có thể tác động đến draft trong lò


30

đốt bằng 3 hệ thống điều khiển bằng tay 011-HIC-510 A/B/C được lắp đặt ở ngoài field
cũng như xử lý tình trạng dòng khí thải phân phối không đồng đều trong lò đốt. Các
damper được thiết kế với chế độ ngừng hoàn toàn để cho dòng khí thải có thể đi ra
ngoài một cách thông suốt. Vị trí của damper mở hoàn toàn trong trường hợp dòng
không khí hoặc dòng điện bị hư hỏng.
Lò đốt H-1101 được thiết kế để vận hành với chế độ lưu thông cưỡng bức. Lò đốt
có 2 quạt thổi (blower) (B-1101A/B) được đặt song song nhau (1 blower hoạt động và
1 damper còn lại dự phòng). Cả hai blower được thiết kế với 120% công suất thiết kế
cho dòng không khí. Lưu lượng dòng không khí được điều chỉnh bởi các cánh dẫn lưu
không khí ở mỗi blower. Có một thiết bị chuyển hướng (011-XV-500) được lắp đặt
nhằm cách ly giữa blower dự phòng và blower đang chạy. Vị trí của thiết bị chuyển
hướng được điều chỉnh bằng tay và bảng điều chỉnh 011-XZL-500 được lắp đặt nhằm
cho biết thông tin về vị trí hiện tại của thiết bị chuyển hướng.
Công suất của lò đốt được điều khiển bởi nhiệt độ của dầu thô ra khỏi lò. Nhiệt độ
dầu thô đi vào tháp chưng cất chính được điều khiển thông qua bộ điều khiển 011-TIC-
070. Bộ điều khiển này sẽ thông qua bộ tính toán nhằm đặt ra giá trị mong muốn
(setpoint) cho thiết bị điều khiển dòng dầu đốt, khí đốt cũng như dòng không khí cần
cung cấp. Nói một cách khác, khi muốn tăng công suất của lò đốt theo yêu cầu, dòng
không khí cấp vào sẽ tăng trước khi tăng dòng khí nhiên liệu. Ngược lại, khi giảm công
suất của lò đốt, dòng khí đốt phải giảm trước khi giảm dòng không khí. Dòng không
khí phải luôn được cung cấp một cách đầy đủ và đảm bảo trong suốt quá trình vận
hành.
Nguyên tắc điều khiển lò đốt phải được tuân thủ trong suốt quá trình vận hành bình
thường. Tuy nhiên, khi khởi động, nguyên tắc này có thể được chuyển sang chế độ vận
hành bằng tay dưới sự giám sát chặt chẽ của người vận hành.
Không khí dư theo tính toán (tối ưu) phải được duy trì tại mọi thời điểm. Điều này
có thể thực hiện được bằng cách điều chỉnh tỷ lệ không khí/nhiên liệu (air/fuel ratio)
bởi bộ điều khiển 011-HIC-077 trong suốt quá trình vận hành.
Dòng hơi thấp áp đi vào các ống hơi quá nhiệt được điều khiển để đạt được giá trị
nhiệt độ đầu ra của dòng hơi quá nhiệt theo mong muốn. Các giá trị cần điều chỉnh
được thực hiện thông qua vòng điều khiển 011-TT/TIC/TV-063.
0.7.4 Chưng cất dầu thô:
Nguyên liệu dầu thô hóa hơi một phần đi vào Tháp chưng cất chính T-1101 (Main
Fractionator), tại vùng nạp liệu nơi mà xảy ra quá trình phân tách giữa hai pha lỏng và


31

hơi. Dòng lỏng rời khỏi vùng nạp liệu được strip bởi dòng hơi quá nhiệt nhằm thu hồi
những cấu tử nhẹ từ đáy tháp. Dòng hơi rời khỏi vùng nạp liệu và được chưng tách
thành các sản phẩm nhẹ hơn và 3 dòng sản phẩm cạnh sườn: Heavy Gas Oil (HGO),
Light Gas Oil (LGO) và Kerosene.
Các sản phẩm nhẹ hơn (Gas, LPG va Naphtha) từ phần đỉnh của tháp chưng cất
được ngưng tụ, dẫn đến bình tách 3 pha (Accumulator) để tách dòng Naphtha ra khỏi
nước và khí, sau đó Naphtha được làm cho tinh khiết hơn tại tháp ổn định xăng T-1107
và dòng LPG được thu hồi ở phần đỉnh tháp.
Các sản phẩm nặng hơn được lấy ra bên cạnh sườn tháp bởi quá trình hồi lưu nội
xảy ra bên trong tháp và dòng hơi quá nhiệt được sử dụng để tách các thành phần nhẹ
tại các tháp stripper T-1103/1104. Riêng tháp T-1102 sử dụng Reboiler để bốc hơi
phần nhẹ.
Đặc tính của mỗi phân đoạn có thể được thay đổi theo yêu cầu nhưng sẽ làm ảnh
hưởng đến phân đoạn liền kề nó. Về cơ bản, hầu hết các tiêu chuẩn về sản phẩm chưng
cất dầu thô xuất phát từ phương pháp ASTM. Phương pháp này cho biết nhiệt độ và
thành phần cấu tử bay hơi tương ứng. Một cách khác nhằm điều chỉnh các chỉ tiêu của
sản phẩm đó là xác định điểm sôi cuối tối đa cho phép (ASTM End Point) đối với mỗi
phân đoạn.
Điểm sôi cuối của mỗi phân đoạn phụ thuộc nhiều vào khối lượng dòng được lấy ra
từ tháp chưng cất. Thay đổi lưu lượng sản phẩm lấy ra là một phương thức nhằm giữ
cho điểm sôi cuối của sản phẩm đạt tiêu chuẩn. Nhiệt độ của đĩa mà tại đó dòng sản
phẩm bên được rút ra hiển thị điểm sôi cuối của sản phẩm và người vận hành có kinh
nghiệm sẽ thay đổi lưu lượng dòng sản phẩm được rút ra nhằm giữ nhiệt độ tại đĩa rút
sản phẩm là không đổi và vì thế sản phẩm sẽ đạt tiêu chuẩn.
Nhằm giảm lưu lượng hơi và lỏng lưu thông trong tháp, tận dụng thu hồi nhiệt cũng
như tăng hiệu suất tách, có 4 dòng hồi lưu tuần hoàn được sử dụng đến: dòng hồi lưu
tuần hoàn đỉnh, dòng hồi lưu tuần hoàn Kerosene, dòng hồi lưu tuần hoàn LGO và
dòng hồi lưu tuần hoàn HGO.
Tháp chưng cất chính có 48 đĩa được chia ra làm 2 vùng với đường kính tháp là
khác nhau: vùng thứ nhất từ đĩa số 1 đến đĩa 42 với đường kính trong tháp là 6700mm
và vùng thứ hai từ đĩa 43 đến đĩa 48 với đường kính là 4000mm với tổng chiều cao của
thân tháp là 42850 mm.
Tháp chưng cất có thể được chia thành 6 vùng như sau:
- Vùng sản phẩm đỉnh


32

- Vùng Kerosene.
- Vùng Light Gas Oil.
- Vùng Heavy Gas Oil.
- Vùng Overflash (vùng nạp liệu).
- Vùng cặn.


33


34

0.7.4.1 Vùng sản phẩm đỉnh (overhead section):
Dòng hồi lưu tuần hoàn đỉnh của tháp chưng cất cung cấp lượng hồi lưu đến vùng
đỉnh của T-1101 và giữ cho nhiệt độ tại đỉnh tháp ổn định. Bơm hồi lưu tuần hoàn đỉnh
(Top pumparound pump) P-1102A/B rút dòng lỏng từ đĩa số 4 của tháp và bơm đến
thiết bị trao đổi nhiệt E-1112. Tại E-1112, dòng lỏng được làm lạnh bằng không khí,
sau đó quay trở lại tháp chưng cất chính tại đĩa số 1. Quá trình tách nhiệt từ dòng hồi
lưu tuần hoàn đỉnh ở cụm trao đổi nhiệt bằng không khí (E-1112) được điều chỉnh để
kiểm soát nhiệt độ tại đỉnh thông qua các van điều khiển UV-079 và UV-080.
Dòng hơi từ đỉnh tháp sau khi được bổ sung hóa chất chống ăn mòn và hóa chất
trung hòa sẽ được ngưng tụ hoàn toàn tại thiết bị làm lạnh E-1111 (Main Fractionator
Condenser) đến khoảng 45oC. Dòng sản phẩm sau khi ra khỏi cụm trao đổi nhiệt được
ngưng tụ chảy đến bình tách ba pha D-1103 (Main Fractionator Accumulator Drum).
Tại bình tách ba pha D-1103, nước được tách ra từ dòng Naphtha chưa xử lý
(unstabilised naphtha) và chảy đến bình D-1106 thông qua van điều khiển mức 011-
LV-040. Dòng Naphtha chưa xử lý được gia nhiệt bởi dòng sản phẩm Naphtha từ đáy
của tháp ổn định xăng T-1107 tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1118A/B (Stabiliser
feed/Bottom Exchanger) trước khi đưa vào làm nguyên liệu cho tháp ổn định xăng T-
1107 thông qua bơm P-1110A/B.
Bộ điều khiển 011-PIC-064 duy trì áp suất không đổi là 0.98 kg/cm2g trong bình
tách 3 pha D-1103 bởi van điều khiển PV-064 A/B/C. Trong trường hợp áp suất tại
bình tách 3 pha D-1103 thấp, van điều kiển 011-PV-064A sẽ mở để đưa dòng khí nhiên
liệu đi vào bình nhằm nâng áp suất của bình. Trong trường hợp áp suất trong bình cao,
dòng khí dư (off gas) từ bình sẽ được đưa đến phân xưởng RFCC (phân xưởng
Cracking xúc tác) bởi van điều khiển 011-PV-064B. Ngoài ra, khi van điều khiển 011-
PV-064B được mở hoàn toàn nhưng áp suất tại bình tách vẫn tăng lên, dòng khí dư (off
gas) được dẫn đến hệ thống đốt đuốc (flare system) thông qua van điều khiển 011-PV-
064C.
0.7.4.2 Vùng Kerosene (Kerosene Section):
Kerosene được lấy ra tại đĩa 15 và một phần tuần hoàn đến dãy các thiết bị gia nhiệt
sơ bộ (E-1102) thông qua bơm hồi lưu tuần hoàn dòng Kerosene P-1103A/B (Kerosene
pumparound pump). Để đạt được hiệu quả tách tốt của quá trình chưng cất trong tháp
T-1101 cũng như đáp ứng được điểm cắt giữa hai phân đoạn Naphtha và Kerosene theo
yêu cầu thì lượng nhiệt cần lấy ra từ dòng Kerosene tuần hoàn được điều khiển bởi
công suất của thiết bị trao đổi nhiệt E-1102 thông qua bộ điều khiển công suất nhiệt


35

011-UIC-029 bằng cách sử dụng các van điều khiển 011-UV-083/084 để điều khiển
dòng Kerosene đi qua thiết bị trao đổi nhiệt và đường nối tắt (bypass). Sau đó dòng
Kerosene quay trở lại tháp chưng cất chính T-1101 tại đĩa 12.
Phần còn lại của dòng Kerosene được đưa đến tháp Kerosene Stripper T-1102
thông qua van điều khiển 011-LV-011. Tháp T-1102 này gồm có 10 đĩa và thiết bị tái
đun sôi Kerosene (E-1110), là thiết bị trao đổi nhiệt bằng cách dùng dòng hồi lưu tuần
hoàn HGO để gia nhiệt. Có thể sử dụng dòng hơi quá nhiệt (Superheated LP Steam) tại
đáy tháp nhưng không cần thiết trong điều kiện vận hành bình thường.
Dòng hơi từ đỉnh của tháp T-1102 quay trở lại tháp chưng cất chính tại đĩa 12. Sản
phẩm Kerosene tại đáy tháp được bơm đến thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1114
(Kerosene Air Cooler), sau đó được làm nguội bởi nước làm lạnh tại E-1115 (Kerosene
Water Cooler) đến khoảng 40oC thông qua bơm P-1107A/B ( Kerosene Product Pump)
trước khi đi đến làm nguyên liệu cho phân xưởng xử lý Kerosene (Kerosene Treating
Unit).
0.7.4.3 Vùng Light Gas Oil (Light Gas Oil Section):
Dòng Light Gas Oil (LGO) được lấy ra tại đĩa 26 của tháp chưng cất và một phần
được bơm hồi lưu tuần hoàn thông qua bơm P-1104A/B, phần còn lại được đưa đến
LGO Stripper.
Bơm hồi lưu tuần hoàn LGO P-1104 (LGO Pumparound Pump) đưa một phần của
dòng LGO đến dãy tiền gia nhiệt nóng (Hot Preheat Train) tại E-1106A-F. Để đạt
được hiệu quả tách tốt của quá trình chưng cất trong tháp T-1101 cũng như đáp ứng
được điểm cắt giữa hai phân đoạn LGO và HGO theo yêu cầu thì lượng nhiệt cần lấy ra
từ dòng LGO tuần hoàn được điều khiển bởi công suất của thiết bị trao đổi nhiệt E-
1106A-E thông qua bộ điều khiển công suất nhiệt 011-UIC-032 bằng cách sử dụng các
van điều khiển 011-UV-087/088 để điều khiển dòng LGO đi qua thiết bị trao đổi nhiệt
và đường nối tắt (bypass). Sau đó dòng LGO quay trở lại tháp chưng cất chính T-1101
tại đĩa 23.
Phần còn lại của dòng LGO được điều chỉnh bởi van điều khiển 011-LV-013 và
được đưa đến tháp tách cạnh sườn LGO Stripper T-1103. Tháp T-1103 gồm có 6 đĩa và
dòng hơi quá nhiệt (Superheated LP Steam) phun vào đáy tháp được điều khiển thông
qua van 011-FV-017.
Dòng khí từ đỉnh của T-1103 quay trở lại tháp T-1101 tại đĩa 23. Sản phẩm LGO tại
đáy tháp T-1103 đi đến E-1103 để trao đổi nhiệt với dòng dầu thô trước khi đi đến tháp
làm khô LGO bằng chân không (T-1105).


36

0.7.4.4 Vùng Heavy Gas Oil (Heavy Gas Oil Section):
Dòng Heavy Gas Oil (HGO) được lấy ra tại đĩa 38 của tháp chưng cất, một phần
được đưa đến bơm hồi lưu tuần hoàn HGO (HGO pumparound Pump) P-1105A/B và
phần còn lại chuyển đến tháp tách cạnh sườn T-1104 (HGO Stripper).
Bơm hồi lưu tuần hoàn HGO P-1105 (HGO Pumparound Pump) đưa một phần của
dòng HGO đến dãy tiền gia nhiệt nóng (Hot Preheat Train) tại E-1109. Sau đó HGO
được đưa đến thiết bị tái đun sôi E-1110 để gia nhiệt cho dòng Kerosene từ đáy của
tháp T-1102. Để đạt được hiệu quả tách tốt của quá trình chưng cất trong tháp T-1101
cũng như đáp ứng được điểm cắt giữa hai phân đoạn HGO và phân đoạn cặn theo yêu
cầu thì lượng nhiệt cần lấy ra từ dòng HGO tuần hoàn được điều khiển bởi công suất
của thiết bị trao đổi nhiệt E-1109 thông qua bộ điều khiển công suất nhiệt 011-UIC-031
(điều khiển lượng nhiệt lấy ra ở thiết bị trao đổi nhiệt E-1109) và 011-UIC-033 (điều
khiển lượng nhiệt tổng lấy ra của dòng hồi lưu tuần hoàn HGO) bằng cách sử dụng các
van điều khiển 011-UV-085/086/089/090 để điều khiển dòng HGO đi qua thiết bị trao
đổi nhiệt và đường nối tắt (bypass). Sau đó dòng HGO quay trở lại tháp chưng cất
chính T-1101 tại đĩa 35. Phần còn lại của dòng HGO đi đến tháp tách cạnh sườn HGO
Stripper T-1104, dòng này được điều khiển bởi cụm điều khiển 011-LV-016. Tháp T-
1104 gồm có 6 đĩa và dòng hơi nước quá nhiệt (Superheated LP Steam) phun vào đáy
tháp được điều khiển bởi van 011-FV-019.
Dòng hơi từ đỉnh của tháp T-1104 quay trở lại tháp chưng cất chính tại đĩa 35. Sản
phẩm HGO từ đáy của tháp tách cạnh sườn T-1104 chảy đến thiết bị trao đổi nhiệt E-
1107 và E-1104 trước khi đưa đến tháp làm khô HGO bằng chân không T-1106.
0.7.4.5 Vùng Nạp Liệu (Overflash Section):
Vùng nạp liệu là điểm mà nguyên liệu dầu thô đi vào tháp chưng cất sau khi ra khỏi
lò đốt. Vùng nạp liệu là khu vực nằm giữa đĩa thứ 42 và 43. Dòng nguyên liệu dầu thô
đi vào tháp chưng cất thông qua các miệng ống đặt theo tiếp tuyến của tháp (tangential
nozzle) đảm bảo sự phân bố tốt cho cả hai pha lỏng và hơi tại vùng nạp liệu.
Dòng hơi nóng đi lên phía trên của tháp và tiếp xúc pha với dòng lỏng hồi lưu từ
trên xuống dọc theo thân tháp.
Dòng lỏng từ vùng nạp liệu chảy tràn xuống đáy tháp và dòng hơi quá nhiệt được
đưa vào từ đáy tháp để tách các cấu tử nhẹ ra khỏi vùng cặn.


37

0.7.4.6 Vùng cặn chưng cất (Residue section):
Để tách những phần nhẹ ra khỏi dòng cặn chưng cất, hơi quá nhiệt (superheated LP
steam) được phun vào liên tục ở đáy tháp chưng cất chính. Lưu lượng của dòng hơi quá
nhiệt được điều chỉnh bởi van điều khiển 011-FV-012.
Mức chất lỏng tại đáy của tháp chưng cất chính T-1101 được điều khiển bởi bộ điều
khiển 011-LIC-007 thông qua các van 011-FV-026/027/029 trên dòng cặn (residue)
sau khi ra khỏi dãy tiền gia nhiệt nguội. Quá trình điều khiển được thực hiện theo yêu
cầu cung cấp lượng dầu cặn đi đến làm nguyên liệu cho phân xưởng RFCC thông qua
van điều khiển 011-FV-029 (trước thiết bị trao đổi nhiệt E-1120A-D); phần còn lại của
cặn chưng cất, sau khi được làm lạnh đến nhiệt độ 85 oC tại thiết bị trao đổi nhiệt E-
1120A-D sẽ được đưa đến bể chứa thông qua cụm van điều khiển 011-FV-026/027
(điều khiển theo kiểu chia khoảng).
Cặn chưng cất từ đáy của tháp chưng cất chính (tại nhiệt độ 330-350 oC) được bơm
đến dãy các thiết bị trao đổi nhiệt bởi bơm cặn chưng cất (Residue Pump) P-1106A/B.
Cụ thể, dòng cặn chưng cất dầu thô được bơm đến các thiết bị trao đổi nhiệt theo trình
tự như sau: E-1134A/B, E-1108A-D, E-1105 A-J, E-1101 A-H.
Nhiệt của dòng cặn được loại bỏ bởi quá trình trao đổi nhiệt với dòng nước ấm
(tempered water) tại cụm thiết bị trao đổi nhiệt E-1120 A-D (Residue /Tempered Water
Cooler). Sau đó dòng nước ấm được làm nguội lại tại thiết bị làm lạnh bằng không khí
E-1133 (Tempered Water Air Cooler). Bơm P-1122 A/B (Tempered Water Pump) sẽ
tuần hoàn dòng nước ấm được làm nguội từ thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1133,
trong trường hợp cần thiết bổ sung nước từ bình chứa nước ấm D-1115 (Tempered
Water Drum), đến thiết bị trao đổi nhiệt E-1120A/B như một lưu chất làm lạnh.
0.7.5 Cụm tháp ổn định xăng (Stabilizer Section):
Xăng chưa ổn định (Unstabilised Naphtha) từ bình tách 3 pha D-1103 được tiền gia
nhiệt tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1118 trước khi đi vào tháp ổn định xăng T-1107
(Stabilizer Column), là nơi mà LPG được tách ra từ dòng Naphtha. Tháp ổn định xăng
chia thành 2 vùng với các đường kính của tháp là: 1500mm tại vùng đỉnh và 2600mm
tại đáy của tháp, với 32 đĩa cùng với thiết bị tái đun sôi E-1121 (Stabilizer Reboiler) tại
đáy và hệ thống hồi lưu ngoại tại đỉnh tháp.
Dòng hơi ở trên đỉnh tháp được ngưng tụ một phần tại cụm thiết bị làm lạnh bằng
không khí E-1122 (stabiliser Condenser), sau đó đi đến bình tách 3 pha D-1104
(Stabilizer Reflux Drum). Tại bình tách D-1104, dòng khí dư (off gas), LPG và nước
được tách ra.


38

Áp suất tại tháp ổn định xăng T-1107 được điều khiển bởi van 011-PV-068B, bằng
cách điều chỉnh dòng khí dư (off gas) xả đến phân xưởng RFCC. Trong trường hợp van
PV-068B đã mở nhưng áp suất vẫn vượt quá giới hạn, van điều khiển 011-PV-068C
được mở ra để xả đến hệ thống đuốc đốt (Flare). Mức nước tại đáy của bình tách D-
1104 được điều khiển bởi cụm điều khiển 011-LV-050 và nước được đưa đến bình tách
D-1103.
Một phần LPG được hồi lưu trở lại đỉnh của tháp ổn định xăng T-1107 bởi bơm P-
1114A/B (Stabilizer Reflux Pump). Dòng hồi lưu này được điều khiển bởi van 011-FV-
036.
Phần còn lại của LPG được bơm P-1115A/B (stabilizer LPG pump) đưa đến cụm
thu hồi khí tại phân xưởng RFCC. Chất lượng dòng LPG được điều khiển thông qua bộ
tính toán về tỉ lệ của dòng nguyên liệu đi vào tháp ổn định xăng (dòng nguyên liệu
được điều khiển bởi van 011-FIC-032) với hàm lượng Pentane có trong dòng LPG
(được xác định bởi thiết bị phân tích 011-AIC-004). Ngoài ra còn có đường dẫn dòng
LPG đến bể chứa LPG không đạt tiêu chuẩn.
Dòng lỏng từ đáy của tháp ổn định xăng T-1107 được đun nóng thông qua thiết bị
tái đun sôi E-1121 (Stabilizer Reboiler). Thiết bị này sử dụng hơi cao áp (High
Pressure Steam) như một dòng nóng để gia nhiệt. Dòng hơi cao áp này được giảm sự
quá nhiệt tại thiết bị Desuperheater (DS-1101) bởi dòng nước cao áp cấp cho nồi hơi
(BFW).
Dòng Full Range Naphtha đi ra từ đáy tháp được dùng để gia nhiệt cho dòng
nguyên liệu đầu vào của tháp ổn định xăng tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1118A/B. Mức
chất lỏng tại đáy của tháp ổn định xăng T-1107 được điều khiển bởi bộ điều khiển 011-
UC-042 thông qua các van 011-FV-040 và 011-FV-041. Dòng naphtha được làm lạnh
sâu hơn tại thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1126 (Full Range Naphtha Air Cooler)
và tiếp theo đó là làm nguội bằng nước làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1127 (Full
Range Naphtha Water Cooler) trước khi đưa đến bể lưu trữ.


39


40

0.7.6 Các thiết bị làm khô bằng chân không:
Các dòng sản phẩm bên LGO và HGO từ quá trình chưng cất được đưa đến thiết bị
làm khô bằng chân không LGO Drier T-1105 và HGO Drier T-1106 tương ứng. Mỗi
tháp gồm có 4 đĩa.
Sản phẩm LGO từ đáy của tháp làm khô bằng chân không T-1105 được bơm đến
thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1116 (LGO Product Air Cooler) bởi bơm P-
1112A/B. Thiết bị này sẽ làm lạnh dòng sản phẩm LGO đến nhiệt độ 55 oC trước khi
đưa đến bể chứa (TK-5115).
Sản phẩm HGO từ đáy của tháp làm khô bằng chân không T-1106 được bơm đến
thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1117 (HGO Product Air Cooler) bởi bơm P-
1113A/B. Thiết bị này cùng với thiết bị trao đổi nhiệt bằng nước làm lạnh E-1119 sẽ
giảm nhiệt độ của dòng sản phẩm HGO đến 55 oC trước khi đưa đến bể chứa (TK-
5109).
Mỗi tháp làm khô bằng chân không có một hệ thống điều khiển mức, được thực
hiện bởi các van điều khiển theo mức 011-LV-019 và 011-LV-022 nằm trên đường nạp
liệu của các tháp T-1105 và T-1106 tương ứng.
Áp suất vận hành được duy trì ở giá trị -0.9kg/cm2.g tại 2 tháp làm khô bằng chân
không (T-1105 và T-1106) bởi hệ thống tạo chân không A-1102 (Vacuum Package).
0.7.7 Vùng tạo chân không cho tháp làm khô (Vacuum Section):
Hệ thống tạo chân không duy trì áp suất chân không tại các tháp làm khô dựa trên
nguyên lý của hiệu ứng Ventury. Hệ thống này bao gồm một thiết bị ngưng tụ sơ cấp
A-1102-E-30 (Pre-condenser) và hai thiết bị ngưng tụ thứ cấp A-1102-E-31 và A-
1102-E-32 (After-Condenser). Mỗi thiết bị ngưng tụ thứ cấp có một dãy gồm 3 Ejector
nối song song nhau: A-1102-J-01 A/B/C cho cấp thứ nhất và A-1102-J-02 A/B/C cho
cấp thứ hai.
Mục đích của các Ejector này là để cuốn các dòng hơi sản phẩm đỉnh và các khí
không ngưng theo dòng hơi trung áp (middle pressure motive steam). Mục đích của các
thiết bị ngưng tụ là để ngưng tụ càng nhiều hơi nước và khí Hydrocarbon càng tốt.
Nước làm lạnh được sử dụng như một lưu chất làm lạnh trong các thiết bị ngưng tụ.
Phần ngưng tụ thu được từ các thiết bị ngưng tụ được xả đến bình tách 3 pha
nước/dầu D-1106 (Drier Oil/Water Separator), nơi mà nước được tách ra từ pha
Hydrocarbon. Pha Hydrocarbon được bơm đến hệ thống dầu thải (Slop) bởi bơm P-
1120A/B (Drier Slop Oil Pump), còn nước được bơm bởi bơm P-1121A/B (Ejector
Condensate Pump) đến phân xưởng xử lý nước chua SWS (Stripped Water System).


41

Dòng khí dư (off-gas) từ bình tách 3 pha D-1106 được dẫn đến bình tách khí dư (off
gas) D-1107 (Drier Off-gas Seal Pot) trước khi được đem đi đốt tại lò gia nhiệt dầu thô
H-1101.


42


43

0.7.8 Hóa chất bổ sung:
Có 4 loại hóa chất được bổ sung một cách liên tục cho phân xưởng chưng cất dầu
thô. Các vị trí đưa hóa chất vào dòng công nghệ được mô tả vắn tắt như sau:
0.7.8.1 Chất trung hòa (Neutralizer):
Hóa chất trung hòa được sử dụng để tránh tối đa sự ăn mòn bởi quá trình trung hòa
các axit HCl và điều chỉnh độ pH của dòng xăng Naphtha bị ngưng tụ trong dòng hơi
cũng như trên thiết bị ngưng tụ dòng sản phẩm đỉnh.
Trong trường hợp này lượng hóa chất trung hòa liên tục đưa vào trên đường hơi sản
phẩm đỉnh của tháp chưng cất chính T-1101, trước thiết bị làm lạnh E-1111 vào
khoảng 5ppm (tương đương với 0.002 m3/h). Dòng này được điều chỉnh thủ công bởi
người vận hành ngoài hiện trường.
Hóa chất được bơm từ bể lưu trữ dung dịch trung hòa A-1104-D-10 (Neutralizer
Storage Drum) đến điểm phun hóa chất bởi bơm A-1104-P-26A/B (Neutralizer
Injection Pump).
0.7.8.2 Hóa chất ức chế ăn mòn (Corrosion Inhibitor):
Chất ức chế ăn mòn được cung cấp nhằm chống lại hiện tượng ăn mòn thép carbon
bởi sự tấn công từ các axit: H2S, HCl, CO2, axit hữu cơ, các axit SOx và HCN.
Chất ức chế ăn mòn được đưa vào tại 2 điểm sau:
+ Trên dòng hơi sản phẩm đỉnh của tháp tách chính T-1101 (bản vẽ 011-PID-0021-
112).
+ Tại đầu hút của bơm hồi lưu tuần hoàn đỉnh Top Pumparound Pump P-1102A/B
(bản vẽ 011-PID-0021-113).
Hóa chất được bơm từ bình chứa hóa chất ức chế ăn mòn A-1104-D-11 (Corrosion
Inhibitor Storage Drum) đến các điểm tiếp nhận hóa chất bởi bơm A-1104-P-25A/B
(Corrosion Inhibitor Pump) và được điều tiết bởi van và thiết bị đo lưu lượng dòng đặt
tại mỗi điểm phun hóa chất.
Tổng lưu lượng dòng hóa chất ức chế ăn mòn đưa vào dòng công nghệ là 2ppm
(tương đương với 0.002 m3/h).
0.7.8.3 Chất phá nhũ (Demulsifier):
Chất phá nhũ làm tăng hiệu quả tách nước và muối trong thiết bị tách muối để giảm
sự ăn mòn trong phân xưởng. Chất phá nhũ làm tăng tối đa lưu lượng dòng dầu thô bởi
điều chỉnh lớp nhũ tương tạo thành tại bề mặt phân cách nước/dầu của thiết bị tách
muối.
Chất phá nhũ được đưa vào tại 2 điểm:


44

- Tại đường dầu thô trước khi đi vào dãy tiền gia nhiệt nguội (Cold Preheat
Crude Train) (bản vẽ 011-PID-0021-101).
- Tại đường dầu thô trước khi đi vào thiết bị tách muối cấp thứ hai. Dòng hóa chất
này được cấp theo yêu cầu trong quá trình khởi động phân xưởng (bản vẽ 011-PID-
0021-104).
Hóa chất này được bơm từ bình chứa chất phá nhũ A-1104-D-12 (Demulsifier
Storage Drum) đến các điểm tiếp nhận bởi bơm A-1104-P-23A/B (Demulsifier
Injection Pump) và được điều tiết bởi van và thiết bị đo lưu lượng dòng đặt tại mỗi
điểm phun hóa chất.
Tổng lưu lượng dòng chất phá nhũ đưa vào dòng công nghệ là 1.5ppm (tương
đương với 0.002 m3/h).
0.7.8.4 Chất chống đóng cặn (Antifoulant):
Chất chống đóng cặn làm giảm quá trình tạo cặn bên trong dòng công nghệ bởi
coke, polymers, cặn bùn, các chất hình thành từ quá trình ăn mòn, nhựa và các thành
phần khác.
Chất chống đóng cặn được đưa vào tại 2 điểm:
- Tại đường dầu thô trước khi đi vào dãy tiền gia nhiệt nguội (Cold Preheat
Crude Train) (Bản vẽ 011-PID-0021-101).
- Tại đường dầu thô trước khi đi vào dãy tiền gia nhiệt nóng, phía trước đầu hút
của Booster bơm P-1101A/B (Bản vẽ 011-PID-0021-105).
Hóa chất này được bơm từ bình chứa chất chống tạo cặn A-1104-D-13A/B
(Antifoulant Storage Drum) đến các điểm tiếp nhận thông qua bơm A-1104-P24A/B
(Antifoulant Injection Pump) và được điều tiết bởi van và thiết bị đo lưu lượng dòng
đặt tại mỗi điểm phun hóa chất.
Tổng lưu lượng dòng chất chống ăn mòn đưa vào dòng công nghệ là 5ppm (tương
đương với 0.005 m3/h).
0.8 Nguyên lý công nghệ:
0.8.1 Gói thiết bị tách muối:
Thiết bị tách muối với hệ thống lưới điện và các bản điện cực để tạo ra trường điện
từ bên trong bình tách muối. Do trường điện từ, các hạt nước sẽ liên kết lại với nhau để
tạo thành các hạt có kích thước lớn hơn. Các hạt nước có dạng hình cầu có sức căng bề
mặt là thấp nhất. Dưới tác động của trường điện từ có hiệu điện thế cao, các hạt nước
sẽ bị biến dạng và hình thành nên trạng thái lưỡng cực. Các hạt mang điện tích dương
sẽ bị hút về bản điện cực âm và ngược lại các hạt mang điện tích âm sẽ bị hút về bản


45

điện cực dương. Hai hạt liền kề nhau sẽ hút lẫn nhau. Các lực hút giữa các hạt nước có
xu hướng kéo chúng lại với nhau, nếu lực này đủ lớn thì chúng có thể phá vỡ liên kết
nhũ tương để kết hợp lại với nhau và lắng xuống đáy của bình tách muối.
Sự liên kết giữa các hạt dưới tác dụng của trường điện từ diễn ra rất nhanh chóng.
Chưa đầy 1/10 giây, hầu hết các hạt đã kết hợp lại với nhau.
Dùng một trường điện từ phù hợp tức là:
- Sự phân bố của các hạt nước là hợp lý (tối thiểu 3% thể tích của lớp nhũ tương
nước/dầu).
- Kích cỡ và sự phân bố của các hạt nước trong dầu là hợp lý (Bởi tác động của
thiết bị tạo nhũ).
- Một trường điện từ tối ưu.
Nếu một trong các thông số trên không đảm bảo cũng như không phù hợp, quá trình
liên kết giữa các hạt nước xảy ra không hoàn toàn.
0.8.2 Gói thiết bị tạo chân không:
Các Ejector như là các bơm động lực sử dụng năng lượng của dòng hơi (Hơi trung
áp MP steam được sử dụng trong trường hợp này) để duy trì lưu lượng của dòng thứ
cấp bởi sự thay đổi đột ngột của áp suất. Chúng có những tính năng ưu việt như sau:
- Không có những thiết bị động.
- Không cần bảo dưỡng nếu không thật cần thiết.
- Công suất làm việc kéo dài hơn một năm.
Ejector gồm có 3 thành phần chính: đầu phun, buồng hỗn hợp và bộ khuếch tán
(diffuser). Nguyên lý hoạt động của Ejector này là năng lượng áp suất (thế năng) của
dòng hơi được chuyển đổi thành năng lượng vận tốc dòng (động năng) tại vòi phun.
Vận tốc dòng hơi cao sẽ cuốn theo các Hydrocarbon cũng như khí không ngưng từ tháp
làm khô LGO và HGO. Hỗn hợp hơi nước, Hydrocarbon và khí không ngưng sẽ đến bộ
phận khuếch tán, nơi mà năng lượng vận tốc được chuyển đổi thành năng lượng áp suất
để áp suất của hỗn hợp tại đầu ra của Ejector cao hơn rất nhiều áp suất ở đầu vào của
buồng hỗn hợp.
0.9 Công nghệ thiết bị:
Các công nghệ trong quá trình chưng cất khí quyển đều được qui ước. Đa số thiết bị
đều chế tạo từ thép carbon, ngoại trừ các vùng bị đốt nóng ở nhiệt độ cao phải được
chế tạo từ hợp kim. Trong vùng chịu ăn mòn ở trạng thái lạnh (đỉnh tháp, thiết bị hồi
lưu) phải được tạo từ vật liệu phù hợp hoặc phải phủ các lớp hợp kim hay polymer đặc


46

biệt. Ngoài ra, trong thực tế người ta thường cho kèm theo các hợp chất chống ăn mòn.
Một phần của tháp chưng cất khí quyển thường được phủ lớp hợp kim có 12% crôm.
Tháp thường được trang bị các đĩa kiểu đĩa van. Đĩa thường được chế tạo từ thép
hợp kim 12% crôm. Trong các vùng phân đoạn hoặc vùng rửa ngày nay người ta
thường sử dụng đệm.
Quá trình nhập liệu cho tháp không phun trực tiếp vào tháp mà sẽ cho theo phương
tiếp tuyến hoặc kiểu trục cánh nhằm tránh làm ảnh hưởng đến quá trình hoạt động của
tháp và nhằm mục đích tạo điều kiện thuận lợi cho phân ly phần nhẹ.
Các thiết bị trao đổi nhiệt thường là kiểu ống chùm, áp suất làm việc danh nghĩa
không được vượt quá 30 bar.
0.10 Các biến công nghệ:
Mục đích của phần này là mô tả các thông số chính trong quá trình vận hành phân
xưởng. Các thông số gồm: lưu lượng nguyên liệu của phân xưởng CDU, nhiệt độ đầu
ra của lò gia nhiệt, nhiệt độ đỉnh của tháp phân tách chính T-1101, công suất dòng hồi
lưu tuần hoàn và nhiệt độ đáy của tháp ổn định xăng T-1107.
0.10.1 Lưu lượng nguyên liệu CDU:
Nguyên liệu đầu vào của phân xưởng được cung cấp bởi bơm dầu thô P-6001
A/B/C từ phân xưởng U60. Dòng dầu thô đi qua cụm tiền gia nhiệt nguội (cold preheat
train) và đi vào thiết bị tách muối. Để giữ cho áp suất của thiết bị tách muối không thay
đổi, dòng dầu thô từ các bơm nạp liệu được cài đặt để có lưu lượng dòng bằng với dòng
qua lò đốt (011-FIC-069), thông qua các bộ điều khiển 011-FY-092 và 011-HY-002.
Nếu áp suất trong thiết bị tách muối tăng thì lưu lượng dầu thô vào từ bơm nạp liệu
P-6001A/B/C sẽ giảm.
0.10.2 Nhiệt độ đầu ra của lò gia nhiệt:
Thông số này rất quan trọng bởi vì nó là nhân tố quyết định đến tỷ lệ overflash của
tháp. Nếu cần tăng công suất của lò đốt, thì lưu lượng không khí được tăng trước khi
lưu lượng nhiên liệu được tăng. Và ngược lại, khi giảm công suất lò đốt thì giảm lưu
lượng nhiên liệu trước tiên, sau đó mới giảm lưu lượng không khí vào lò đốt. Việc điều
khiển này đảm bảo rằng lò gia nhiệt luôn được vận hành với một lượng không khí dư,
đảm bảo sự cháy hoàn toàn của nhiên liệu.


Mo p hong cdu bang pro ii

Recommended

Recommended

More Related Content

What's hot

What's hot (20)

Similar to Mo p hong cdu bang pro ii

Similar to Mo p hong cdu bang pro ii (20)

Mo p hong cdu bang pro ii