Bao cao thuc tap CDU -Nhan BKDN.doc

Báo cáo thực tập tốt nghiệp – CDU KSHD: Nguyễn Minh Cảnh

Mục LụcLỜI MỞ ĐẦU............................................................................................................................3AN TOÀN TRONG NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT...................................................4

I.Mục Đích:............................................................................................................................4II.Những nội quy trên công trường:.......................................................................................4III.Tình huống khẩn cấp:.......................................................................................................4

3.1.Các bước khi thông báo tình huống khẩn cấp:............................................................43.2.Tình huống không có điện thoại:..................................................................................4IV.Phương tiện bảo vệ cá nhân:.........................................................................................5V.Các khu vực có thể xảy ra tai nạn:.................................................................................5

5.1.Làm việc trên cao:......................................................................................................55.2.Làm việc trong không gian hạn chế:........................................................................65.3.Làm việc trong môi trường nguy hiểm về điện:......................................................75.4.Sử dụng thang:...........................................................................................................7

VI.Phòng cháy và chữa cháy:.............................................................................................76.1.Phòng cháy:................................................................................................................76.2.Chữa cháy:.................................................................................................................7

VII. An toàn cẩu:..................................................................................................................9VIII. Hàng rào vào biển báo:..............................................................................................9

8.1.Yêu cầu người lao động:............................................................................................9IX. Làm việc với hóa chất:..................................................................................................9

CHƯƠNG 2.............................................................................................................................11TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT....................................................11

I.Cơ cấu tổ chức của nhà máy lọc dầu Dung Quất:.............................................................111.1. Sơ đồ tổ chức công ty TNHH một thành viên lọc hóa dầu Bình Sơn :...........111.2. Sơ đồ tổ chức bộ máy công ty lọc hóa dầu Bình Sơn :.....................................111.3. Sơ đồ tổ chức phân xưởng :................................................................................13

II.Tổng quan:.......................................................................................................................132.1.Phân xưởng chưng cất dầu thô (Phân xưởng số 011)................................................162.2.Phân xưởng xử lý Naphtha bằng hydro (Phân xưởng số 012)...................................172.3.Phân xưởng reforming xúc tác liên tục (Phân xưởng số 013)...................................172.4.Phân xưởng xử lý Kerosene (Phân xưởng số 014)....................................................182.5.Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi cặn (Phân xưởng số 015).............................252.6.Phân xưởng xử lý LPG (Phân xưởng số 016)............................................................262.7.Phân xưởng xử lý Naphtha của phân xưởng RFCC (Phân xưởng số 017)................262.8.Phân xưởng xử lý nước chua (Phân xưởng số 018)...................................................272.9.Phân xưởng tái sinh Amine (Phân xưởng số 019).....................................................272.10.Phân xưởng trung hòa xút thải (Phân xưởng số 020)..............................................282.11.Phân xưởng thu hồi Propylene (Phân xưởng số 021)..............................................282.12.Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (Phân xưởng số 022)..............................................282.13.Phân xưởng đồng phân hóa (Phân xưởng số 023)...................................................292.14.Phân xưởng xử lý LCO bằng hydro (Phân xưởng số 024)......................................29

CHƯƠNG 3.............................................................................................................................31TỔNG QUAN PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN (CDU-UNIT 011)...............31

I.Tổng quan phân xưởng CDU:...........................................................................................311.1.Đặc điểm dầu thô:......................................................................................................321.2.Yêu cầu sản phẩm......................................................................................................341.3.Cân bằng vật chất:.....................................................................................................341.4.Thuyết minh công nghệ :...........................................................................................36

SVTH: Nguyễn Trọng Nhân Trang 1


II. Các thiết bị chính:...........................................................................................................372.1. Công nghệ thiết bị.....................................................................................................372.2.Các hệ thống trong phân xưởng chưng cất khí quyển:..............................................38

Bảng 4.1 Các phân đoạn sản phẩm theo thiết kế....................................................................48CHƯƠNG 4.............................................................................................................................55TỔNG QUAN THIẾT BỊ ĐIỀU KHIỂN TRONG PHÂN XƯỞNG CDU............................55

4.1.Hệ thống điều khiển cụm Cold Preheat Train...............................................................554.2.Hệ thống điều khiển khu vực tách muối:.......................................................................564.3.Hệ thống điều khiển cụm Hot Preheat Train:................................................................574.4.Hệ thống điều khiển Pumparound đỉnh:........................................................................594.5.Hệ thống điều khiển pumparound KER và LGO:.........................................................604.6.Hệ thống điều khiển pumparound HGO:.......................................................................624.7.Điều khiển mức chất lỏng trong tháp chính T-1101 (LIC-007):...................................63

KẾT LUẬN.............................................................................................................................66



LỜI MỞ ĐẦU

Ngành công nghiệp dầu khí đóng vai trò hết sức quan trọng trong thời đại

ngày nay. Từ khi bắt đầu khai thác những thùng dầu đầu tiên, con người đã nhận ra

rằng đây là nguồn năng lượng vô cùng quý báu cho sự phát triển của toàn nhân loại.

Với sự phát triển hết sức nhanh chóng của khoa học công nghệ, con người dần dần

khám phá được nhiều lợi ích khác nhau từ nguồn vàng đen này.

Nhà máy lọc dầu Dung Quất thuộc khu kinh tế Dung Quất, là nhà máy lọc dầu

đầu tiên của Việt Nam, được xây dựng trên địa bàn: xã Bình Thuận và Bình Trị,

huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi. Đây là một trong những dự án kinh tế lớn và trọng

điểm quốc gia của Việt Nam. Nhà máy lọc dầu Dung Quất ứng dụng những công

nghệ tiên tiến nhất trên thế giới. Nhà máy là biểu tượng cho sự phát triển vượt bậc

của ngành công nghiệp Việt Nam nói chung và ngành dầu khí Việt Nam nói riêng. Sự

ra đời của nhà máy đã góp phần đáng kể trong việc khai thác và sử dụng nguồn dầu

thô có hiệu quả ở Việt Nam. Thêm vào đó, sản phẩm của nhà máy đáp ứng được 30%

nhu cầu xăng dầu trong nước nên làm giảm được cán cân nhập siêu của Việt Nam.

Thực tập tại nhà máy là niềm vinh dự cho em và các bạn. Được sự tận tình

hướng dẫn và giúp đỡ của các anh chị tại nhà máy, em đã học tập được những kiến

thức thực tế rất bổ ích và cũng cố lại kiến thức lý thuyết mà đã học. Không những thế,

em còn học tập được tác phong làm việc công nghiệp.

Trong thời gian thực tập, do kiến thức còn hạn chế, nên em không trách khỏi

những sai sót. Vậy, kính mong quý thầy cô và các anh chị đóng góp ý kiến để bài báo

cáo của em được hoàn thiện.

Em xin chân thành cảm ơn quý thầy cô, ban lãnh đạo và toàn thể các anh chị

trong nhà máy lọc dầu Dung Quất đã tạo điều kiện cho em hoàn thành đợt thực tập

này.

Quãng Ngãi, tháng 10 năm 2012

Nguyễn Trọng Nhân



CHƯƠNG 1

AN TOÀN TRONG NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT

I.Mục Đích:

Hiểu được những vấn đề sức khỏe, an toàn và môi trường tại công trường

nhà máy lọc dầu Dung Quất.

Nâng cao ý thức về HSE tại công trường

Tuân thủ các yêu cầu bắt buộc về HSE

Không để tai nạn hoặc thương tích xảy ra

Không để ô nhiễm môi trường

Không để cho thiệt hại, hư hỏng các thiết bị, dụng cụ đã và đang sử dụng

tại công trường.

II.Những nội quy trên công trường:

Không uống rượu bia và sử dụng ma túy trong công trường

Không đùa giỡn và đánh nhau trong công trường

Chỉ được hút thuốc trong những khu vực quy định

Vệ sinh: vật tư thừa và rác thải đã được tách biệt và sao cho phù hợp

Tốc độ giới hạn của phương tiện trên đường là: 20km/h

Đi vào phần đường dành cho người đi bộ.

III.Tình huống khẩn cấp:

3.1.Các bước khi thông báo tình huống khẩn cấp:

Điện thoại: Thông báo:

Tên của nạn nhân

Chính xác vị trí

Gặp tai nạn gì

Yêu cầu giúp đỡ những gì

Xác nhận người nhận thông tin này đã hiểu vấn đề.

Gọi điện cho bác sĩ hoặc là phòng y tế.

3.2.Tình huống không có điện thoại:

Nhờ người nào đó gần bạn tìm hộ người giám sát để giúp đỡ

Hãy bảo vệ nạn nhân tránh làm tình trạng trầm trọng hơn



Yêu cầu mọi người tránh xa nạn nhân

Ngưng hoạt động các thiết bị gần nơi xảy ra tai nạn

Đợi bộ phận cấp cứu đến với nạn nhân.

IV.Phương tiện bảo vệ cá nhân:

V.Các khu vực có thể xảy ra tai nạn:

5.1.Làm việc trên cao:

5.1.1.Yêu cầu chung:

Những công việc từ độ cao 2m trở lên, phải được lắp đặt sàn thao tác hoặc

giàn giáo

Giàn giáo chỉ được lắp hoặc tháo bởi những người có chuyên môn

Giàn giáo sẽ được kiểm tra và gán thể cho phép sử dụng với những người

kiểm tra giàn giáo có chuyên môn

Dây an toàn và bộ phận giảm sốc phải được đeo trong khi làm việc ở độ cao

trên 2m

100% phải móc dây an toàn khi làm việc ở độ cao từ 2m trở lên



5.1.2.Dây an toàn:

Phải luôn luôn đeo dây an toàn khi làm việc trên cao, dây an toàn phải có bộ

phận giảm sốc.

5.2.Làm việc trong không gian hạn chế:

Không gian hạn chế có hình dạng và kích thước khác nhau, có lối vào và lối ra

hạn chế

5.2.1.Các mối nguy hiểm trong không gian hạn chế:

Hàm lượng oxi thấp hơn 19,5%

Hàm lượng oxi cao hơn 23,5%

Chứa chất dễ cháy, chứa chất độc (H2S,CO)

Mối nguy hiểm về độ sâu

Mối nguy hiểm về vật lý: tiếng ồn , ẩm ướt, vật rơi

5.2.2.Các yêu cầu khi làm việc trong không gian hạn chế:

Được huấn luyện làm việc ở không gian hạn chế

Phải có giấy phép còn giá trị để vào khu không gian hạn chế

Chỉ định 1 người canh chừng thường xuyên

Thông gió cho khu vực không gian hạn chế

Kiểm soát không khí bên trong khu vực không gian hạn chế

Cung cấp 1 lối ra vào đúng tiêu chuẩn đến khu không gian hạn chế

5.3.Làm việc trong môi trường nguy hiểm về điện:



5.3.1.Các mối nguy hiểm về điện:

Nhiễm điện

Điện giật

5.3.2.Các biện pháp xử lý:

Cắt điện ngay lập tức khi có người chạm vào điện

Dung bình chữa cháy CO2

5.3.3.An toàn về điện:

Không sử dụng thiết bị hư hỏng phần vỏ dây cứng

Tránh xa các nguồn điện

Tủ điện phải được đóng

Tiếp đất cho tất cả các thiết bị điện

Công tác hàn: vật cần hàn phải được tiếp xúc tốt trước khi hàn

Cầu dao tự động ngắt điện

Dây điện có 2 lớp bảo vệ

5.4.Sử dụng thang:

5.4.1.Lắp thang như thế nào?

Tránh để thang bị trượt hoặc đổ, phải tuân theo khoảng cách an toàn

Đặt thang trên nền đất cứng

Chèn chân thang hoặc có người giữ thang

Cột chặt ở cả 2 đầu thang.

5.4.2.Sử dụng thang an toàn:

Chắc chắn rằng không có dây điện gần thang

Khi trèo lên/xuống thang, phải quay mặt về phía thang

Không đứng ở bật thang trên cùng

Dựng thang trên mặt đất cứng.

VI.Phòng cháy và chữa cháy:

6.1.Phòng cháy:

Lưu ý những vật liệu dễ cháy

Lưu ý những vùng không được hút thuốc

6.2.Chữa cháy:



Chất rắn (giấy, gỗ . . .) : dùng nước để dập tắt đám cháy

Chất lỏng (dầu và sản phẩm dầu mỏ) sử dụng CO2 để dập tắt

Thiết bị chữa cháy: có 2 loại:

BC dùng cho đám cháy chất rắn và khí.

ABC cho tất cả các đám cháy trừ kim loại.



VII. An toàn cẩu:

Đảm bảo chỉ sử dụng các thiết bị đã được kiểm tra và chấp thuận.

Phải sử dụng dây leo khi nâng hàng.

Tuyệt đối cấm di chuyển qua lại dưới vật treo lơ lững

VIII. Hàng rào vào biển báo:

8.1.Yêu cầu người lao động:

Không được bước qua hay luồn dưới hàng rào và biển báo.

Đọc và hiểu những thông tin hiển thị ở các bản cảnh báo.

Yêu cầu người giám sát giải thích nếu bạn chắc chắn về mối nguy hiểm.

Báo cáo những hành vi không an toàn cho người giám sát.

IX. Làm việc với hóa chất:

Mỗi hóa chất có bản dữ liệu an toàn hóa chất (MSDS).

Phải hiểu được MSDS.

Mang trang thiết bị an toàn cần thiết.

Tại nơi làm việc phải có MSDS.

Các cảnh báo hóa chất.



CHƯƠNG 2

TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT

I.Cơ cấu tổ chức của nhà máy lọc dầu Dung Quất:

1.1. Sơ đồ tổ chức công ty TNHH một thành viên lọc hóa dầu Bình Sơn :

Hình 5. Sơ đồ tổ chức công ty1.2. Sơ đồ tổ chức bộ máy công ty lọc hóa dầu Bình Sơn :



Sơ đồ tổ chức bộ máy công ty



1.3. Sơ đồ tổ chức phân xưởng :

Sơ đồ tổ chức chung của phân xưởng

II.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 và 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 3.1 Sơ đồ tổng thể vị trí nhà máy lọc dầu Dung Quất.

Diện tích tổng dự án được tính toán xấp xỉ là 338 hecta, bao gồm như sau:

-Toàn bộ các phân xưởng công nghệ, phụ trợ và thiết bị ngoại vi: khoảng 110

hecta

-Diện tích mặt biển : 471 hecta

-Khu bể chứa dầu thô và đuốc đốt: khoảng 42 hecta

-Khu bể chứa sản phẩm: khoảng 44 hecta.

-Ngoài ra, khu vực cảng xuất sản phẩm sẽ chiếm khoảng 35 hecta.

Các phân xưởng công nghệ



Hình 3.2 Sơ đồ các cụm phân xưởng nhà máy lọc dầu Dung Quất.

Các phân xưởng công nghệ trong nhà máy lọc dầu gồm có:

-Phân xưởng 011 chưng cất dầu thô (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 xút 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)

-Phân xưởng 025 Poly Propylen (PP)

Nhà máy được thiết kế để sản xuất ra các sản phẩm sau:

-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).

2.1.Phân xưởng chưng cất dầu thô (Phân xưởng số 011)

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).

Mô tả chung :

Dầu thô được đưa vào phân xưởng chưng cất dầu thô và được gia nhiệt sơ bộ

bằng các dòng sản phẩm và dòng bơm tuần hoàn trước khi vào lò gia nhiệt. Dầu thô

được phân tách thành các phân đoạn trong tháp chưng cất chính T-1101 và các tháp

strippers bằng hơi nước bên cạnh sườn tháp chính. Sản phẩm Naphtha ở đỉnh được xử

lý thêm trong một tháp ổn định T-1107. Các sản phẩm khác được làm nguội trước khi

đưa thẳng đến bể chứa hoặc các phân xưởng chế biến sâu thích hợp. Riêng dòng LGO

và HGO được làm khô bằng chân không trước khi đưa đến bể chứa để pha trộn sản

phẩm hoặc phân xưởng LCO-HDT. Các sản phẩm của phân xưởng chưng cất dầu thô

gồm có:

Sản phẩm Đến

Phân đoạn Naphtha Phân xưởng xử lý Naphtha bằng Hydro (NHT)

Kerosene Phân xưởng xử lý Kerosene (KTU)

LGO Bể chứa (hoặc đi qua hệ thống pha trộn)

HGO Bể chứa hoặc LCO-HDT

(hoặc đi qua hệ thống pha trộn)

Cặn chưng cất khí quyển Phân xưởng RFCC

- Sản phẩm nhẹ từ đỉnh tháp chưng cất CDU được đưa qua cụm xử lý khí của phân

xưởng RFCC và sau đó qua phân xưởng xử lý khí hóa lỏng LPG.

- Dòng Naphtha được đưa tới phân xưởng xử lý Naphtha bằng Hydro và sau đó tới

tháp tách Naphtha, tại đây dòng Naphtha được tách thành dòng Naphtha nhẹ và dòng

Naphtha nặng.



- Dòng Naphtha nhẹ từ tháp tách được đưa đến phân xưởng Isomer hóa.

- Dòng Naphtha nặng từ tháp tách được đưa đến phân xưởng Reforming xúc tác

liên tục.

- 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 và dầu đốt,

hoặc nó được đưa tới phân xưởng xử lý Kerosene. Tại phân xưởng KTU hàm lượng

của mercaptan (RSH), Hydrosulfide (H2S) và acid Naphthenic (RCOOH) được giảm

xuống và nước bị loại bỏ. Kerosene đã xử lý sau đó được đưa tới bể chứa tại đây nó

được sử dùng làm nhiên liệu phản lực JetA1.

- Dòng LGO từ phân xưởng chưng cất khí quyển được bơm trực tiếp tới các hệ

thống pha trộn Diesel và cuối cùng tới bể chứa tại khu vực bể chứa sản phẩm.

- Dòng HGO được bơm tới bể chứa tại nhà máy, từ đó nó được bơm tới hệ thống

pha trộn Diesel/dầu đốt.

- Phần cặn từ CDU được chuyển qua phân xưởng RFCC để nâng cấp lên thành các

sản phẩm trung gian có giá trị thương phẩm cao hơn.

2.2.Phân xưởng xử lý Naphtha bằng hydro (Phân xưởng số 012)

-Công suất: 23.500 thùng/ngày

-Nhà cung cấp bản quyền: UOP.

Mô tả chung:

Phân xưởng xử lý Naphtha bằng Hydro được thiết kế để xử lý toàn bộ phân

đoạn Naphtha từ phân xưởng chưng cất khí quyển. Phân xưởng gồm một lò phản ứng

xúc tác tầng chặt và tuổi thọ xúc tác tối thiểu 2 năm. Các thiết bị sẽ được lắp đặt để tái

sinh xúc tác. Sản phẩm Naphtha từ phân xưởng xử lý Naphtha bằng Hydro được dẫn

trực tiếp đến tháp tách Naphtha. Khí thoát ra từ phân xưởng NHT sẽ được đưa vào

cụm xử lý khí của phân xưởng RFCC và được làm sạch bằng quá trình hấp thụ bằng

Amine.

2.3.Phân xưởng reforming xúc tác liên tục (Phân xưởng số 013)

-Công suất: 21.100 thùng/ngày

-Nhà cung cấp bản quyền: UOP

Mô tả chung:



Phân xưởng Reforming xúc tác liên tục xử lý nguyên liệu Naphtha nặng từ

tháp tách Naphtha.

Nguyên liệu vào lò phản ứng được tiếp xúc với chất xúc tác tuần hoàn mà sẽ được

tái sinh liên tục để duy trì hoạt tính xúc tác.

Dòng sản phẩm từ lò phản ứng được tách thành dòng hydrocarbon lỏng và dòng

khí dòng khí giàu hydro.

Một phần dòng hydrocarbon lỏng có giá trị được thu hồi từ dòng khí giàu hydro.

Dòng lỏng reformat được cho tiếp xúc lại và phân đoạn để sinh ra sản phẩm

reformat và khí hóa lỏng LPG chưa ổn định.

Sản phẩm reformat được đưa trực tiếp tới bể chứa tại nhà máy lọc dầu.

LPG chưa ổn định được chia làm 2 dòng : đi qua bể chứa sản phẩm trung gian

(Offspec LPG) và đi vào phân xưởng LTU ( unit 016)

2.4.Phân xưởng xử lý Kerosene (Phân xưởng số 014)

Công suất: 10.000 thùng/ngày (51500 kg/h)

Nhà cung cấp bản quyền: Merichem.

Công nghệ: Tiếp xúc màng-sợi.

Mô tả chung:

Phân xưởng xử lý Kerosene được thiết kế để xử lý phân đoạn Kerosene từ phân

xưởng chưng cất dầu thô.

Phân xưởng xử lý Kerosene được thiết kế để giảm hàm lượng mercaptan (RSH),

hydrosulfide (H2S), acid naphthenic (R-COOH) và lọai triệt để nước từ nguyên liệu là

Kerosene chưng cất trực tiếp sinh ra trong CDU.

Phân xưởng xử lí được cho 2 loại kerosene đi từ 2 loại nguyên liệu : Dầu Bạch Hổ

và Dầu hỗn hợp Bạch Hổ và Dubai (5,5:1)

Tiêu chẩn sản phẩm ra phụ thuộc nguyên liệu mang đi xử lí :

Dầu Bạch Hổ: RSH: 3ppm (max)

Chỉ số axit : 0,05mg KOH/g

Dầu hỗn hợp: RSH: 100ppm (max)

Chỉ số axit : 0,1mg KOH/g

Quá trình xử lí dầu Bạch Hổ không có quá trình oxi hóa Mercaptan thành

Disulfua.



Hệ thống các dòng sử dụng cho dầu ngọt

Material Stream Pressure Temperature

Operating

Viscosity

(cP)

Mass

Flow

(kg/h)

Standard

Volumetric

Flow

(m3/h)

(Nm3/h)

Actual

Volumetric

Flow

(m3/h)

Specific

Gravity

@15

Actual

Densit

kg/m3

Untreated

Kerosene1 5,5 40 0,87 51500 66,37 67,94 0,776 758

Treated

Kerosene2 7,7 40 0,87 51340 66,16 67,73 0,776 758

5 Be

Caustic3 1,5 40 0,80 131 0,127 0,128 1,035 1026

Napthenic

Caustic4 2,0 40 0,80 131 0,127 0,128 1,033 1024

Demin

Water5 5,0 30 0,80 1,249 1,249 1,254 1,000 996

Alkaline

Water6 0,8 40 0,70 1,233 1,233 1,242 1,000 993

Oxidation

Air7 - - - - - - - -

Salt Brine 8(1) Atm 40 1,3025,2

(2)0,021(2) 0,021(2) 1,220 1210

ARI-100

EXL

Catalyst

9(1) - - - - - - - -

ARI-120L

Catalyst10(1) - - - - - - - -

LP Steam 11(1) - - - - - - - -

Service

Water12(1) - - - - - - - -

Mea 99%

wt13(1) - - - - - - - -

20oBe

Caustic14(1) - - - - - - - -

Treated

Kerosene

to CNU(3)

15(1) 10,2 40 0,87 3,725 4,8 4,9 0,776 758

Hệ thống các dòng sử dụng cho dầu chua

Material Stream Pressure Temperature

Operating

Viscosity

(cP)

Mass

Flow

(kg/h)

Standard

Volumetric

Flow

(m3/h)

(Nm3/h)

Actual

Volumetric

Flow

(m3/h)

Specific

Gravity

@15

Actual

Density

(kg/m3)

Untreated

Kerosene1 5,5 40 0,87 51500 66,20 67,76 0,778 760



Treated

Kerosene2 7,7 40 0,87 51340 65,99 67,55 0,778 760

5 Be

Caustic3 1,5 40 0,80 277 0,268 0,270 1,035 1028

Napthenic

Caustic4 2,0 40 0,80 288 0,279 0,281 1,033 1024

Demin

Water5 5,0 30 0,80 1,249 1,249 1,254 1,000 996

Alkaline

Water6 0,8 40 0,70 1,233 1,233 1,242 1,000 993

Oxidation

Air7 10,5 45 0,019 8,8 6,8 1,10 1,000 7,99

Salt Brine8

(1)Atm 40 1,30

25,2

(2)

0,021

(2)

0,021

(2)1,220 1210

ARI-100

EXL

Catalyst

9

(1)Atm 25 1,50 (3) (3) (3) 1,110 1110

ARI-120L

Catalyst

10

(1)Atm 25 19,5 (4) (4) (4) 1,140 1140

LP Steam 11 (1) 3,6 160 0,015 (5) (5) (5) - 2,36

Service

Water12 (1) 5,0 30 0,80 (5) (5) (5) 1,000 996

Mea 99%

wt13 (1) 5,5 40 10 (6) (6) (6) 1,018 999

20oBe

Caustic14 (1) 1,5 40 1,50 (7) (7) (7) 1,160 1146

Treated

Kerosene

to CNU

15 (1) 10,2 40 0,87 3,725 4,8 4,9 0,778 760

(1) Dòng vào theo chu kì

(2) Nước muối vào gián đoạn

(3) Sử dụng xúc tác ARI-100ELX : ban đầu sử dụng 1,58 kg(6,6 l)

sau đó :1,56kg (6,5 l)

(4) Sử dụng xúc tác ARI-120L tẩm trên carbon: 140 kg (1 lần/1 năm)

(5) Hơi và nước trộn lẫn để sản xuất nước nóng 900C

Để rửa tấm Carbon cần 210 m3 nước

(6)1,1m MEA (99%) trộn lẫn với 70 m3 để tẩm lên xúc tác, sử dụng 1 lần

(7) Sử dụng 7 m3

Điều kiện ngoại biên

Battery Limits Conditions Pressure (kg/ cm2g) Temperature(0C)



Inlet streams

Kerosene Inlet 5,5 40

MEA 5,5 40

Oxidation Air 10,5 45

Oulet Streams

Kerosene Outlet 7,7 40

Kerosene to CNU 10,2 40

Kerosene to Off-Spec 7,7 40

Naphthenic Caustic 2,0 40

Alkaline Water 0,8 40

2.4.1.Xúc tác sử dụng cho quá trình xử lí Mercaptan :

- Cobalt phthalocyanine sulfonates (ARI-120L)

- Có màu xanh đen ở dạng lỏng

- Không độc

- pH= 5,5-7,5

- Nhiệt độ sôi :~ 100 0C , nhiệt độ đông đặc : ~ 6,5 0C

- Tuổi thọ : 3 năm.

2.4.2.Công nghệ FIBER-FILM:

Nguyên lý công nghệ:

-Xử lí axit naphtenic (chủ yếu), tạp chất lưu huỳnh. Đây là công nghệ độc

quyền của Merichem

- Mục đích: không phân tán kiềm và hydrocacbon vào nhau khi tiếp xúc để loại

các tạp chất không mong muốn.Như vậy, giảm thiểu dòng kiềm cuốn theo và sử dụng

thiết bị chứa nhỏ hơn.

Lý thuyết công nghệ :

Phần này đề cập đến quá trình chuyển khối có thể ứng dụng trong hệ thống tiếp

xúc lỏng-lỏng và lỏng-khí.

Việc loại bỏ tạp chất từ dòng hydrocacbon trong nhà máy lọc dầu bằng dung dịch

xử lý lỏng liên quan đến quá trình chuyển khối (Sự di chuyển của tạp chất từ



hydrocacbon tới dung dịch lỏng).Tốc độ chuyển khối phụ thuộc vào 3 biến công nghệ

sau:

R=(k)*(A)*(∆C)

Trong đó : R = Tốc độ chuyển khối

K = Hệ số chuyển khối của pha lỏng và hydrocacbon

A = Diện tích bề mặt tiếp xúc để cho tạp chất trong hydrocacbon

đi vào pha lỏng

C = Lực sinh ra do chênh lệch nồng độ đẩy tạp chất trong

hydrocacbon đi vào pha lỏng.

Khi có sự thay đổi nhỏ về nhiệt độ, thì hệ số K không ảnh hưởng nhiều. Còn 2

hệ số A và ∆C, có thể tăng được. Đối với hệ số A có thể thực hiện bằng cách giảm

thiểu kích thước của giọt lỏng và phân tán hydrocacbon trong dung môi. Tuy nhiên,

điều này dẫn đến dung môi bị cuốn theo hydrocacbon. Để giải quyết vấn đề này, công

nghệ Fiber-Film được phát triển. Hệ thống này cũng làm tăng ∆C.

Nếu một giọt lỏng nằm trên một sợi, nó có khuynh hướng bị kéo giãn ra 1 chút

ở trạng thái tĩnh. Nếu có 1 chất lỏng thứ 2 chảy song song trên giọt lỏng đó, thì lực ma

sát giữa 2 chất lỏng sẽ có khuynh hướng di chuyển giọt lỏng theo sợi. Trong khi đó

sức căng bề mặt cuả chất lỏng có khuynh hướng giữ nó cuốn xung quanh sợi.Sự kết

hợp của 2 lực này kéo chất lỏng chạy dọc theo sợi, tạo ra nhiều không gian bề mặt

trên một đơn vị thể tích, nhưng vẫn giữ được giọt lỏng trên sợi.

Trên cơ sở 2 lực tự nhiên, sức căng bề mặt và lực kéo đã tạo bề mặt trung gian

chuyển khối lớn hơn mà không phải phân tán. Quan điểm vi mô này là cơ sở trước

tiên để hiểu nguyên lý của thiết bị tiếp xúc Fiber-Film khi xem xét ở tầm vĩ mô.

Phản ứng hóa học :

Mercaptan và axit naphtenic là các tạp chất có trong kerosene. Các hợp chất này

phản ứng với dung dịch kiềm lỏng và có thể bị trích ly. Các phản ứng hóa học trong

thiết kế hệ thống trích ly THIOLEX như sau:

R-COOH +NaOH → RCOONa +H2O (1)

RSH +NaOH → NaSR + H2O (2)

2NaSR + O2+ H2O RSSR +2NaOH (3)



2RSH + O2 RSSR + H2O (4)

Phản ứng (2) thường xảy ra với mạch hydrocacbon thẳng, mạch nhánh ngắn như:

methyl mercaptan hay ethyl mercaptan. Để phản ứng (2) đạt hiệu quả, thì lượng

NaOH tương đương với RSH để được trích ly cao. Nói cách khác, cần một lượng

dung dịch kiềm dư mà RSH không tác dụng với các chất khác mà chỉ tác dụng với

kiềm và oxy, để các phản ứng trên xảy ra hiệu quả và đạt được các chỉ tiêu sản phẩm.

Nguyên tắc hoạt động của thiết bị Fiber-Film:

Dung dịch kiềm đi vào thiết bị tiếp xúc FIBER-FILM ưu tiên làm ướt bó sợi kim

loại và tạo lớp màn mỏng phủ toàn bộ chiều dài mỗi sợi khi dung dịch kiềm di chuyển

qua thiết bị tiếp xúc và đi vào bình tách. Dung dịch kiềm bám trên bó sợi và được gọi

là pha ức chế. Hydrocacbon được gọi là pha liên tục, đi vào thiết bị tiếp xúc và chảy

qua lớp vỏ trong những khoảng hẹp giữa các sợi bị phủ kiềm. Lực cản nhớt được gây

ra tại bề mặt tiếp xúc giữa hai pha cộng với lực tỷ trọng kéo màng kiềm hướng xuống

dọc theo các sợi. Thiết bị tiếp xúc FIBER-FILM được minh họa ở hình 1. (Mô tả phần

bó sợi bên trong của contactor, với bó sợi kéo dài dọc theo ống hình trụ và ống này

gắn lên bình tách. Chú ý là bó sợi kéo dài gần chạm đáy bình tách.)

Hình 1: Hệ thống FIBER-FILM Contactor

Do số lượng sợi lớn và kích thước nhỏ được chứa trong thiết bị tiếp xúc, nên tạo ra

diện tích bề mặt tiếp xúc lớn. Vì những sợi bị phủ kiềm quá gần nhau nên tạp chất



trong hydrocacbon phải khuyếch tán qua một không gian nhỏ hẹp để tới bề mặt tiếp

xúc xử lý. Hơn nữa, liên tục có sự làm mới bề mặt tiếp xúc do sự di chuyển của màng

kiềm dọc theo sợi. Kết hợp các yếu tố này lại đã tạo ra tốc độ chuyển khối lớn dẫn đến

quá trình xử lý hiệu quả.

Hệ thống thiết bị tiếp xúc FIBER-FILM có thể làm việc khi phân xưởng xử lý gián

đoạn hoặc liên tục. Trong vận hành gián đoạn, lượng dung dịch kiềm sạch đưa vào xử

lý và được tuần hoàn qua thiết bị tiếp xúc đến khi hiệu quả xử lý không còn chấp nhận

nữa. Việc thay dung dich kiềm có thể được thực hiện mà không cần gián đoạn quá

trình xử lý. Trong phân xưởng xử lý liên tục, kiềm sạch được đo lường đưa vào hệ

thống, và kiềm đã sử dụng được tháo ra dựa vào điều khiển mức. Chế độ vận hành cụ

thể đã dùng được xác định bởi mức tạp chất và người vận hành sẵn sàng thực hiện quá

trình xử lý. Mặc dù, nhà máy có thể tự do lựa chọn mỗi chế độ vận hành trong mọi

ứng dụng.

Thuyết minh công nghệ xử lý Kerosene:

Kerosene chưa xử lý của phân xưởng CDU chảy qua một trong hai thiết bị lọc

(STR-1401A/B) có kích thước lưới lọc là: 300 micron. Đi vào đỉnh thiết bị tiếp

xúc FFC-1401. Khi kerosene chảy qua thiết bị tiếp xúc, thì kerosene tiếp xúc với

bó sợi kim loại đã được làm ướt với dung dịch kiềm và MEA. Kiềm phản ứng với

axit naphtenic trong Kerosene tạo thành natri sulphic và nước như đã đề cập phần

trước. Kerosene có khối lượng nhỏ hơn nên nằm ở phía trên và được đưa qua thiết

bị SP-1401 để Kerosene và dòng không khí được trộn lẫn. Dòng không khí này đi

qua từ phân xưởng 017 (xử lí Naphta của RFCC) và được điều khiển bởi FIC-002

với lưu lượng 6,8 m3/h. Kiềm được tuần hoàn được điều khiển bởi van bi với lưu

lượng hồi lưu 6,62 m3/h. Trước khi vào lại thiết bị thì được bổ sung kiềm mới với

nồng độ tối đa là 40%. Naphtenic và kiềm bị kéo theo đi qua phân xưởng CNU.

Tại thiết bị phản ứng thứ 2, xử lý mercaptan bằng kiềm và oxi hóa. Trong dòng

hồi lưu kiềm, trích ra 2 dòng. Dòng 1 cho hồi lưu về thiết bị 1, dòng thứ 2 cho đi qua

thiết bị SP-1402, hòa trộn với xúc tác, sau đó được bổ sung kiềm mới đưa vào lại thiết

bị. Kerosene sau khi xử lý chua, được đưa qua thiết bị rửa bằng nước D-1403 để tách

kiềm còn lẫn trong Kerosene.Sau đó, tiếp tục được đưa qua thiết bị D-1404 để loại bỏ



hoàn toàn nước bằng muối. Và tiếp tục được đưa đến thiết bị lọc bằng đất sét để loại

bỏ các tạp chất cơ học. Cuối cùng được đưa về bể chứa.

Sản phẩm từ phân xưởng xử lý Kerosene được dẫn tới bể chứa, từ bể chứa nó

được bán như nhiên liệu phản lực JetA1 hoặc sử dụng làm nguyên liệu trộn Diesel và

dầu đốt lò. Phân xưởng xử lý Kerosene tạo ra Kerosene đáp ứng tiêu chuẩn nhiên liệu

phản lực JetA1.

Dung dịch Amine loãng (MEA) sẽ được sử dụng trong phân xưởng KTU theo

từng mẻ gián đoạn để tái sinh xúc tác.

2.5.Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi cặn (Phân xưởng số 015)

Công suất: 69.700 thùng/ngày

Nhà cung cấp bản quyền: IFP

Chế độ vận hành:

- Max Naphtha RFCC ( Tối đa xăng)

- Max LCO ( Tối đa Diesel )

Mô tả chung:

Bộ phận chuyển hóa

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.

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 sản phẩm chưng cất ở đỉnh được đưa tới cụm xử lý khí RFCC

Dòng Heavy Naphtha lấy ra ở thân tháp.

Dòng dầu nhẹ (LCO) được đưa đến bể chứa và sau đó tới 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.

Bộ phận chuyển hóa gồm có lò phản ứng/lò tái sinh, tháp chưng cất chính, lò đốt,

thiết bị kiểm soát xúc tác, cột tách LCO, thiết bị làm nguội/tháo sản phẩm LCO và các

thiết bị phụ trợ khác.

Cụm xử lý khí RFCC

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 khí thải chưa bão hòa thoát ra từ tháp hấp thụ bằng Amine nằm trong cụm

xử lý khí RFCC.

Dòng hỗn hợp C3/C4 được đưa tới phân xưởng xử lý LPG trước khi tách ra trong

phân xưởng thu hồi Propylene.

Toàn bộ dòng Naphtha được đưa tới phân xưởng xử lý Naphtha của phân xưởng

RFCC.

Cụm xử lý khí RFCC gồm có hai tháp hấp thụ bằng Amine 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

từ cụm xử lý khí RFCC.

2.6.Phân xưởng xử lý LPG (Phân xưởng số 016)


Nhà cung cấp bản quyền: Merichem

Công nghệ: Tiếp xúc màng-sợi

Mô tả chung:

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 H2S 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.

2.7.Phân xưởng xử lý Naphtha của phân xưởng RFCC (Phân xưởng số 017)


Nhà cung cấp bản quyền: Merichem

Công nghệ: Tiếp xúc màng-sợi

Mô tả chung:

Phân xưởng xử lý Naphtha bằng hydro được thiết kế để xử lý dòng Naphtha sinh

ra từ phân xưởng RFCC. Phân xưởng được thiết kế để sinh ra sản phẩm Naphtha ngọt

(có hàm lượng mercaptan, lưu huỳnh thấp).

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. Xút sạch ở nồng độ thích hợp được cung cấp cho phân xưởng để dùng cho xử

lý. Xút đã qua sử dụng từ tháp xử lý được dẫn tới phân xưởng trung hòa xút.

2.8.Phân xưởng xử lý nước chua (Phân xưởng số 018)

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 dòng thải. Một phần nước đã khử chua được sử dụng làm

nước tách muối trong phân xưởng CDU.

Một bể chứa nước chua được trang bị trong trường hợp phân xưởng xử lý nước

chua ngừng hoạt động. Bể có dung tích chứa được nước chua trong năm ngày dừng

phân xưởng. Trong điều kiện hoạt động bình thường, nước chua được nạp vào cột

tách nên thông thường thì bể sẽ không chứa nước.

2.9.Phân xưởng tái sinh Amine (Phân xưởng số 019)

Mô tả chung:

Dòng Amine bẩn từ phân xưởng RFCC được đưa tới bình ổn định để tách bỏ các

hydrocarbon và khí khỏi Amine. Dầu hớt ra được dẫn tới bể chứa dầu thải nhẹ và khí

chua được làm sạch và dẫn tới hệ thống khí nhiên liệu.

Dòng Amine bẩn được đưa tới thiết bị trao đổi nhiệt giữa nguyên liệu và sản

phẩm, rồi tới tháp tái sinh để tách hydrosulfide (H2S).

Khí chua từ đỉnh cột được ngưng tụ và hồi lưu, và khí chua còn lại nồng độ cao

được đưa đến đuốc 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.



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.

2.10.Phân xưởng trung hòa xút thải (Phân xưởng số 020)

Mô tả chung:

Phân xưởng trung hòa xút thải dùng để trung hòa và loại bỏ dầu phenolic và

naphthenic ra khỏi các dòng xút thải.

Xút 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.

2.11.Phân xưởng thu hồi Propylene (Phân xưởng số 021)

Mô tả chung:

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 ethane mà sẽ tách

những sản phẩm nhẹ hơn Propylene.

Cấp hai là cột tách propane/Propylene ở bơm nhiệt áp suất thấp. 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.

2.12.Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (Phân xưởng số 022)

Mô tả chung:

Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh bằng phương pháp Claus (SRU) sẽ được lắp đặt

ở dạng cụm. Phân xưởng sẽ có 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.).

2.13.Phân xưởng đồng phân hóa (Phân xưởng số 023)


Nhà cung cấp bản quyền: UOP

Mô tả chung:

Phân xưởng đồng phân hóa sẽ được bổ sung để tạo ra sản phẩm Isomate có chỉ

số octane cao bằng cách sử dụng nguyên liệu là Naphtha nhẹ đã xử lý hydro.

2.14.Phân xưởng xử lý LCO bằng hydro (Phân xưởng số 024)

Công suất: 1.320.000 tấn/năm

Nhà cung cấp bản quyền: IFP (Axens)

Mô tả chung:

Phân xưởng LCO-HDT sẽ được bổ sung để xử lý dòng LCO từ phân xưởng RFCC

để nó có thể được trộn vào Diesel ô tô, bằng cách xử lý LCO bằng hydro làm tăng sự

ổn định.

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 phối liệu để

phối trộn xăng thương phẩm. Mặc khác phân xưởng này cung cấp một lượng H2 dùng

để cung cấp cho các phân xưởng xử lý bằng H2 của nhà máy như NHT (xử lý nguyên

liệu cho phân xưởng Reforming xúc tác liên tục (CCR)). 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 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 H2S và mercaptan có mùi khó chịu và ăn

mòn (KTU, LTU, NTU) và trung hòa kiềm (CNU).



CHƯƠNG 3

TỔNG QUAN PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN

(CDU-UNIT 011)

I.Tổng quan phân xưởng CDU:

Phân xưởng CDU là một trong các phân xưởng chính của nhà máy. Nhiệm vụ

chính là chưng cất dầu thô thành các phân đoạn nhỏ hơn theo những khoảng nhiệt độ

sôi.

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).

Phân xưởng CDU được thiết kế để vận hành với 2 nguồn dầu thô:

- 6,5 triệu tấn năm với dầu thô Bạch Hổ (trường hợp dầu ngọt).

- 6,5 triệu tấn năm phối trộn dầu thô Bạch Hổ và Dubai

(tỷ lệ 5,5/1) (trường hợp dầu chua)



1.1.Đặc điểm dầu thô:

1.1.1.Bạch Hổ:

Dầu ngọt, API=39,2.

%S= 0,03%.

K = 12,3

Hiệu suất thu hồi Naphta: Trung bình.

Hiệu suất thu hồi phân đoạn trung bình, VGO: Cao .

Đường cong chưng cất:

Những tính chất của cấu tửPhân đoạn oC %Khối lượng (wt

%)% cất (wt%

cumm)Tỉ trọng (Density)

Lights End 2.86 2.86 -68 - 93 1.53 4.39 0.681693 - 157 8.43 12.82 0.7460157 - 204 7.24 20.06 0.7734204 - 260 8.38 28.44 0.7972260 - 315 10.21 38.65 0.8160315 - 371 12.11 50.76 0.8285371 - 427 12.58 63.34 0.8437427 - 482 12.84 76.18 0.8539428 - 566 9.74 85.92 0.8904

> 566 13.81 99.73 0.9313Tổn thất (Loss)

0.27

Light Ends:

Cấu tử % Khối lượngMethane 0.0002Ethane 0.0031Propane 0.0327

Isobutane 0.0488n-Butane 0.2122

Isopentane 0.3741n-Pentane 0.6270

Cyclopentane 0.03002,2-Dimethylbutane 0.02342,3-dimethylbutane 0.05302-methyl-pentane 0.38853-methyl-pentane 0.2099

n-hexane 0.8528



1.1.2.Dubai:

Dầu chua, API= 31,2.

%S= 2,1% wt, %H2S ≤ 0,0001%wt.

Đường cong chưng cất:

Những tính chất của cấu tửNhiệt độ (ºC) %cất

(Wt % Cumm)

(Tỷ trọng) Density

89 5 0.702120.4 10 0.741259.8 30 0.830372.0 50 0.890482.2 70 0.946678.9 90 1.033

Light Ends:

Cấu tử % Khối lượngEthane 0.01Propane 0.16

Isobutane 0.15n-Butane 0.59

Isopentane 0.62n-Pentane 0.93

Cyclopentane 0.09

Đường cong chưng cất Lưu huỳnh tổng:

Vol%TB Tổng S (wt%)15 0.000420 0.001225 0.002430 0.004835 0.009240 0.013645 0.018450 0.022455 0.024460 0.025265 0.026470 0.027675 0.029680 0.032085 0.035690 0.0392

Light Ends:



Lights Ends Vol%C2H6 0.01C3H8 0.16i-C4 0.15n-C4 0.59i-C5 0.62n-C5 0.93Cyclopentane 0.09

1.2.Yêu cầu sản phẩm

Tiêu chuẩn Giá trị Phương pháp thử nghiệm

Hàm lượng C5 trong dòng LPG 1.5 mol% Max ASTM D2163Hàm lượng C4 trong Full Range Naphtha 0.3%kl Max G.C

Khoảng gấp (gap) giữa 5%vol của Kerosene và 95%vol Full range naphtha

0oC Min ASTM D86

Khoảng GAP giữa 5%vol Light Gas Oil và 95%vol Kerosene

0oC Min ASTM D86

Khoảng OVERLAP giữa 95%vol Light Gas Oil và 5%vol Heavy Gas Oil

20oC Max ASTM D86

Điểm chớp cháy của Heavy Gas Oil 65oC Min ASTM D93Điểm chớp cháy của Kerosene 40oC ASTM D93

Điểm khói của Kerosene 20 mm Min ASTM D1322Tỉ trọng của Kerosene ở 15oC 0.83 kg/l Max ASTM D1298

Chỉ số Cetane của Light Gas Oil 45 Min ASTM D4737Điểm chớp cháy của Light Gas Oil 65oC Min ASTM D93Điểm chảy rót của Light Gas Oil 0oC Max ASTM D97

Lượng cặn (Residue) bay hơi ở dưới 360oC 10%vol Max ASTM D1116

1.3.Cân bằng vật chất:

Thiết kế phân xưởng chưng cất dầu thô dựa trên những điểm cắt dưới đây:

Những điểm cắt TBP thiết kế

Sản phẩm Điểm cắt TBP oCFull Range Naphtha / Kerosene 165

Kerosene / Light Gas Oil 205Light Gas Oil / Heavy Gas Oil 330

Heavy Gas Oil / Atmospheric Residue 370

(TBP: True Boiling Point: điểm sôi thực)

1.3.1.Dầu Bạch Hổ:

Những điểm cắt TBP thiết kế, cho ta lưu lượng dòng của các sản phẩm đối với dầu Bạch Hổ như sau:



Phân phối sản phẩm trong trường hợp vận hành dầu Bạch Hổ:

Sản Phẩm Lưu lượng dòng (Kg/h)

% khối lượng (%wt)

LPG 2181 0.27Naphtha 108314 13.30Kerosene 51188 6.28

Light Gas Oil 170716 20.96Heavy Gas Oil 69822 8.57

Residue 407324 50.01

1.3.2.Dầu Dubai:

Những điểm cắt thiết kế TBP đưa đến những lưu lượng dòng sản phẩm dưới đây cho chế biến dầu Dubai:

Phân phối sản phẩm trong trường hợp vận hành dầu DuBai:Sản Phẩm Lưu lượng dòng

(Kg/h)% khối lượng

LPG 7000 0.86Naphtha 130072 16.01Kerosene 48747 6.00

Light Gas Oil 154839 19.06Heavy Gas Oil 64933 7.99

Residue 403303 49.64

1.3.3.Những trường hợp linh động:

Phân xưởng CDU được thiết kế để vận hành với trường hợp 100% dầu bạch Hổ hoặc 100% dầu DuBai. Bên cạnh đó, phân xưởng nó còn được thiết kế để vận hành với điểm cắt TBP khác. Để thay đổi từ trường hợp này sang trường hợp khác, những setpoint dòng sẽ thay đổi đến những giá trị trong giới hạn linh động điểm cắt, để đạt năng suất và chất lượng sản phẩm theo yêu cầu.

Các thiết bị trong phân xưởng CDU đã được thiết kế với kích thước đáp ứng các trường hợp linh động trong vận hành. Các khoảng linh động này được xem như dự phòng trong thiết kế.

Lưu lượng dòng và lượng nhiệt lấy ra của các dòng hồi lưu tuần hoàn (pumparound) khi chuyển từ trường hợp vận hành dầu Bạch Hổ đến trường hợp vận hành dầu DuBai sẽ thay đổi. Nhưng trong cùng loại nguyên liệu từ trường hợp linh động này đến trường hợp linh động khác thì các thông số này nên giữ nguyên. Lưu lượng dòng và lượng nhiệt lấy ra từ các dòng hồi lưu tuần hoàn được đưa ra ở bảng dưới đây:

Lưu lượng dòng và lượng nhiệt lấy ra từ các dòng hồi lưu tuần hoàn:

Trường hợp Bạch Hổ Trường hợp DuBai



Lưu lượng dòng

(Kg/h)

Lượng nhiệt (KW)

Lưu lượng dòng

(Kg/h)

Lượng nhiệt (KW)

Dòng Kerosene hồi lưu tuần hoàn

211124 9000 211110 9000

Dòng LGO hồi lưu tuần hoàn

758719 29065 758676 31000

Dòng HGO hồi lưu tuần hoàn

134995 4925 134963 4925

Lượng nhiệt lấy ra từ dòng hồi lưu tuần hoàn đỉnh tháp được điều chỉnh bởi nhiệt độ đỉnh tháp T-1101 (011- TIC- 076), để điều chỉnh lưu lượng dòng sản phẩm đỉnh đến giá trị yêu cầu đối với mỗi trường hợp linh động.

Như một sự chỉ dẫn, bảng tiếp theo chỉ ra những nhiệt độ đỉnh ước tính đối với mỗi trường hợp linh động. Những giá trị này cần phải được điều chỉnh trong phạm vi cho phép

Nhiệt độ đỉnh ước tính cho những trường hợp linh hoạt:

Bạch Hổ DuBaiThiết kế 123.6 123.7Tối đa Naphtha 129.6 127.5Tối thiểu Naphtha 126.2 123.3Tối đa Kerosene 126.1 123.6Tối thiểu Kerosene 129.3 127.2Tối đa LGO 125.4 123.7Tối thiểu LGO 125.7 124.2Tối đa HGO 125.7 123.9

1.4.Thuyết minh công nghệ :

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). Việc trích dòng sản phẩm được thực hiện bằng thiết bị các strippers.

Các tháp strippers:

- Đun sôi lại : Kerosene

- Stripping bằng hơi nước: 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).

Tháp chưng cất khí quyển cao khoảng 50 mét, chiều cao làm việc : 42,850 mét,

còn thiết bị stripper có từ 2÷10 đĩa cùng loại với tháp chính.



Dầu thô được đun nóng sơ bộ trong 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 138 OC

hoặc133OC tương ứng với dầu Bạch Hổ hoặc dầu Du Bai, tại nhiệt độ này dầu thô

được khử muối. Công đoạn này được thực hiện ở áp suất đủ lớn: 10 ÷13 kg/cm

nhằm mục đích giữ cho hỗn hợp dầu thô và nước tồn tại ở trạng lỏng tại nhiệt độ

mong muốn. Dầu thô đã được tách muối sẽ được tiếp tục đun nóng trong thiết bị gia

nhiệt khác lấy nhiệt từ các dòng sản phẩm có nhiệt độ cao hơn và sau đó đưa vào lò

đốt nhằm nâng nhiệt độ của dầu thô lên đến nhiệt độ khoảng 358÷364 oC tương ứng

với dầu Bạch Hổ hoặc dầu Du Bai. Để nguyên liệu vào tháp ở trạng thái hóa hơi một

phần. Hồi lưu đỉnh nhờ thiết bị thu hồi nhiệt ở đỉnh tháp. Hơi đỉnh tháp được làm mát

nhờ thiết bị Air Fan Cooler rồi vào bình ngưng tụ. Tại đây dòng naphtha lấy ra và

được tiếp tục làm lạnh rồi đưa ra bể chứa. Còn Off-Gas được đưa qua phân xưởng

RFCC (unit 15). Các dòng sản phẩm trích ngang thân tháp sẽ qua các thiết bị strippers

để tách bỏ các phần nhẹ nhờ tác dụng của hơi nước. Phần nhẹ tách ra sẽ quay về tháp,

còn phần nặng được xem là sản phẩm của phân xưởng.

Sản phẩm đáy (RA) lấy ra mang một lượng nhiệt khá lớn (3480C) bằng cách

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 1110C, 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 85 0C rồi mới đưa

vào bồn chứa.

II. Các thiết bị chính:

2.1. 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 đỉnh tháp và thiết bị hồi lưu phải

được tạo từ vật liệu phù hợp hoặc phải phủ các lớp hợp kim hay polymer đặc 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. Quá trình nhập liệu cho tháp không phun trực tiếp vào tháp mà sẽ



cho theo phương tiếp tuyến 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.

2.2.Các hệ thống trong phân xưởng chưng cất khí quyển:

2.2.1.Hệ thống tách muối:

Nhiệm vụ: Tách muối ra khỏi nguyên liệu dầu thô.

Mục đích: Hạn chế các quá trình sau:

Quá trình đóng cặn và ăn mòn trong lò nung và lò hơi.

Ngộ độc xúc tác của quá trình RFCC, đặc biệt đối với các quá trình xử

lý nguyên liệu nặng.

Gây ăn mòn thiết bị trao đổi nhiệt và lò gia nhiệt.

Gây tắc đĩa trong tháp chưng.

Các thiết bị chính bao gồm:

Hai thiết bị trộn tĩnh (static mixers: A-1101-M-01, A-1101-M-02) và 2 thiết bị

tách muối (A-1101-D-01, A-1101-D-02).

Phương pháp tách muối phổ biến nhất hiện nay là phương pháp trường điện từ.

Phương pháp này tách muối dựa vào trường điện từ gây ra bởi các cực điện từ.

Thuyết minh:

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 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


Van trộn 011-PDV-503

Bên trong thiết bị tách muối


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.

Hệ thống rửa bùn (Mud wash) 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 1200C 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.

Ngoài ra, để kiểm tra các mức trong thiết bị tách muối, người ta sử dụng hệ thống

Try Cock. Đây là hệ thống gồm 5 ống được đặt ở các vi trí khác nhau trong thiết bị

tách muối. Việc kiểm tra các mức diễn ra thường xuyên trong các ca trực. Quá trình

kiểm tra được thực hiện lần lượt từ dưới lên trên: ống thứ nhất (nước), ống thứ hai


Hệ thống rửa bùn cho thiết bị tách muối


(nước lẫn dầu), ống thứ ba (nhũ tương dầu-nước), ống thứ tư (dầu thô), ống thứ năm

(dầu thô).

Thông số vận hành tối ưu của thiết bị tách muối:

Nhiệt độ: 125 - 150 0C

Áp suất: 11- 14 kg/cm2

Lượng nước: 3-6 % vol

Điện áp: 400 - 18000 Volt

Yêu cầu sau khi qua thiết bị tách muối thì:

Hàm lượng nước trong dầu thô: < 0,2%Vol

Hàm lượng muối trong dầu thô: < 2ppm Wt

2.2.2.Lò đốt

Mục đích: Gia nhiệt cho dầu thô nguyên liệu đạt đến nhiệt độ yêu cầu và

chuyển hơi nước thấp áp thành hơi nước quá nhiệt ở vùng đối lưu cung cấp cho tháp

chưng cất chính.

Nguyên tắc hoạt động:

Để nâng nhiệt độ của dầu thô đến nhiệt độ cần thiết cho quá trình chưng cất

(358-3640C tương ứng với trường hợp vận hành dầu Bạch Hổ hay dầu Dubai) và hóa

hơi một phần dầu thô, lò gia nhiệt 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 w.g). Người vận hành có thể tác động

đến draft trong lò 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 gia nhiệt H-1101 được thiết kế để vận hành với chế độ lưu thông

cưỡng bức. Lò gia nhiệt có 2 quạt thổi (blower) (B-1101A/B) được đặt song song nhau

(1 blower hoạt động và 1 blower 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 gia nhiệt 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 gia nhiệt

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 gia nhiệt, 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 gia nhiệt 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.

SVTH: Nguyễn Trọng Nhân Trang 44Điều khiển lò đốt H-1101


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. Trong 8

ống đi vào lò đốt, người ta bố trí 3 thiết bị đo lưu lượng dòng tại 3 ống xếp theo thứ tự

từ trên xuống: ống số 3, ống số 6, ống số 8. Khi 2 trong 3 ống không có dòng thì lò

đốt sẽ tắt. Trong lò đốt, khi số bếp đốt hoạt động của 1 vùng bức xạ nhỏ hơn 5 trên 8

thì lò đốt sẽ tắt.



Cấu tạo lò đốt:

- Có 1 vùng đối lưu; 2 vùng bức xạ (16 bếp đốt, 8 bếp đốt/vùng).

- Lò đốt gồm có 2 zone:

zone đối lưu (convection).

zone bức xạ (Radiation).

2.2.3.Tháp chưng cất chính

Nhiệm vụ:

Chưng cất dầu thô thành các phân đoạn nhỏ hơn theo những khoảng nhiệt độ sôi

khác nhau.

Nguyên liệu dầu thô sau khi qua thiết bị tách muối, tiếp tục qua hệ thống trao đổi

nhiệt và lò đốt để nâng nhiệt độ lên đạt mức yêu cầu, sau đó vào tháp chưng cất chính

với nhiệt độ khoảng 3580C và áp suất 2,45 (Kg/cm2g).

Cấu tạo tháp :

Gồm 48 đĩa được chia làm 2 vùng. Vùng thứ nhất có đường kính bằng 6700mm (từ

đĩa 1 đến đĩa 42), vùng thứ hai có đường kính bằng 4000mm (từ đĩa 43 đến đĩa 48).

Nạp liệu vào ở giữa đĩa 42 và 43. Tháp được chia làm 6 vùng khác nhau :

Vùng Đỉnh .

Vùng Kerosene.


Lò đốt H-1101


Vùng LGO.

Vùng HGO.

Vùng Nạp liệu.

Vùng Đáy.

Vùng đỉnh

Bơm hồi lưu tuần hoàn đỉnh (P-1102A/B) lấy lỏng ở đĩa số 4 đi đến thiết bị

làm lạnh bằng không khí (E-1112), sau đó được bơm lại về đĩa số 1. Bơm hồi

lưu tuần hoàn có nhiệm vụ điều khiển nhiệt độ đỉnh tháp.

Hơi đỉnh tháp (1240C) được thêm vào một lượng chất chống an mòn và trung hòa,

sau đó đến thiết bị làm lạnh bằng không khí (E-1111) xuống 500C. Tiếp đến, đến bình

tách 3 pha (D-1103). Ở thiết bị này, nước được tháo ra ở đáy, xăng chưa ổn định ở

giữa và khí ở trên. Xăng chưa ổn định được gia nhiệt bằng dòng đáy của tháp ổn định

xăng (E-1118A/B), sau đó, được bơm vào tháp ổn định (T-1107) bằng bơm (P-

1110A/B). Áp suất bình tách 3 pha được duy trì ở 1,3 kg/cm2g. Khi áp suất thấp, khí

được nén vào để tăng áp suất. Khí áp suất tăng, khí được đưa sang khu vực xử lý khí

của RFCC.

Vùng kerosene.

Kerosene được lấy ra từ đĩa 15 và một phần đi đến hệ thống gia nhiệt dầu thô (E-

1102). Sau đó, được bơm trở lại đĩa 12. Một phần kerosene được lấy ra đến tháp



Kerosene Stripper (T-1102). Tháp gồm 10 đĩa và 1 thiết bị đun sôi lại (E-1110), lưu

chất gia nhiệt là HGO từ bơm hồi lưu tuần hoàn. Hơi từ tháp T-1102 đi trở lại tháp T-

1101. Sản phẩm keronsene ở đáy tháp được bơm qua thiết bị làm lạnh bằng không khí

(E-1114) và thiết bị làm lạnh bằng nước (E-1115) xuống 400C, rồi đến phân xưởng xử

lý kerosene (KTU).

Vùng LGO.


LGO được lấy ra ở đĩa 26, được chia làm 2 phần : 1 phần được đưa vào tháp

Stripper, 1 phần đi đến bơm hồi lưu tuần hoàn.

Bơm hồi lưu tuần hoàn của LGO (P-1104 A/B) đi đến hệ thống gia nhiệt dầu

thô (E-1106 A-F), sau đó vào trở lại tháp T-1101 ở đĩa 23. LGO đi vào tháp LGO

Stripper (T-1103, gồm 6 đĩa) và 1 dòng hơi nước ở đáy tháp.

Hơi ở đỉnh tháp T-1103 trở về tháp T-1101 ở đĩa 23. LGO thu được ở đáy tháp đi

qua E-1103 và sau đó đi đến thiết bị sấy LGO ( T-1105).

Vùng HGO.

HGO được trích ra ở đĩa 38, một phần được đưa vào bơm hồi lưu tuần hoàn và

tháp Stripper.

HGO đi qua bơm hồi lưu tuần hoàn (P-

1105A/B) sau đó đi qua thiết bị gia nhiệt (E-

1109). Dòng HGO này chính là dòng gia

nhiệt cho thiết bị đun sôi lại của tháp Stripper

của Kerosene. Sau khi trao đổi nhiệt, dòng

HGO qua lại tháp T-1101 ở đĩa 35.

Một phần HGO khác được đưa vào tháp

Stripper (T-1104, gồm 6 đĩa), và 1 dòng hơi

nước đưa vào đáy tháp để tách các phần nhẹ.

Hơi từ tháp T-1104 được đưa trở lại tháp T-

1101 ở đĩa 35. Dòng HGO thu được ở đáy được đưa đi gia nhiệt cho hệ thống gia

nhiệt dầu thô (E-1107 và E-1104), tiếp đó, được đưa vào tháp sấy

Vùng nạp liệu :

Là điểm mà nguyên liệu dầu thô đi vào tháp chưng cất sau khi ra khỏi lò gia

nhiệt. 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 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.

Vùng đáy.

Dòng cặn khí quyển được tách các cấu tử nhẹ bằng 1 dòng hơi nước quá nhiệt

ở đáy tháp. Cặn khí quyển thu được ở đáy được thu hồi nhiệt tại các thiết bị E-

1134A/B, E-1108A-D, E-1105 A-J, E-1101A-H.

Dòng cặn này sau đó sẽ qua phân xương RFCC hoặc đi vào bể chứa sau khi được

làm lạnh xuống 85oC bằng nước tại thiết bị E-1120 E-D, nước sau khi trao đổi nhiệt

được làm mát bằng thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1133. Trong trường hợp cần

thiết, nước có thể được bổ sung ở bình chứa D-1115.

Mục đích khi dùng tác nhân đun nóng là hơi nước quá nhiệt là:

Làm giảm áp suất riêng phần hydrocarbon.

Thúc đẩy sự bay hơi của các cấu tử.

Tạo bề mặt bay hơi lớn do tạo các bong bóng.

Giảm nhiệt độ tháp xuống 10- 200C

Bảng 4.1 Các phân đoạn sản phẩm theo thiết kế

2.2.4.Tháp ổn định xăng

- Mục đích: Tách C4 và các khí khác ra khỏi phân đoạn xăng (ổn định xăng).

- Nguyên liệu: Hydrocarbon lỏng ngưng tụ từ hơi đỉnh tháp tách chính T-1101

- Sản phẩm:

Đỉnh tháp:

- Dòng khí không ngưng Off-Gas.

- Dòng lỏng ngưng LPG.

- Hai dòng Off -Gas và LPG này được đưa về khu vực xử lí khí

Sản phẩm Điểm cắt TBP, 0C

LPG/off gas < 15

Light naphtha C5 - 70

Heavy naphtha 70 – 165

Kerosene 165 - 205

Light gas oil 205 - 330

Heavy gas oil 330 - 370

Atmospheric residue 370+

Đáy tháp:

Dòng xăng tổng ổn định (Full Range Naphtha) đi đến phân xưởng NHT

để tách loại tạp chất.

Thuyết minh:

Xăng chưa ổn định từ D-1103 được gia nhiệt ở E-1118, trước khi vào tháp

ổn định. LPG được tách ra ở đỉnh. Tháp có 32 đĩa ( có 2 đường kính 1500mm và

2600 mm), có 1 thiết bị đun sôi lại và hệ thống hồi lưu ngoại tại đỉnh.

Hơi đỉnh tháp được ngưng tụ một phần tại E-1122 và sau đó đi đến bình tách 3

pha D-1104. Tại bình tách D-1104, dòng khí dư (off gas), LPG và nước được tách

ra. 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) đưa qua phân xưởng xử lý khí của

RFCC. Trong trường hợp van PV-068B đã mở nhưng áp suất vẫn vượt quá giới

hạn, thì van điều khiển PV-068C được mở ra để xả đến hệ thống đuốc. Nước được

đưa qua bình chứa D-1103. LPG được chia làm 2 phần, 1 phần được đưa về làm hồi

lưu cho đỉnh tháp T-1107, phần còn lại đưa vào phân xưởng xử lý khí của RFCC.

Dòng đáy tháp T-1107 được đưa qua thiết bị đun sôi lại E-1121 bằng dòng

hỗn hợp của hơi cao áp (HPS) và nước khử khoáng (BFW) sau khi qua thiết bị

Desuperheater (DS-1101).

Dòng đáy thu được tháp T-1107 đi qua thiết bị gia nhiệt nguyên liệu của tháp

(E-1118A/B) . Tiếp đó, được làm lạnh bằng thiết bị làm lạnh bằng không khí

E-1126, đưa đến phân xương NHT hoặc được làm lạnh bằng nước E-1127 để vào

bể chứa.

2.2.4.Hệ thống thu hồi nhiệt

Mục đích: Thu hồi nhiệt từ các phân đoạn để gia nhiệt cho nguyên

liệu từ 500C đến 2870C đối với dầu Bạch Hổ (từ 500C đến 2770C đối

với dầu Dubai).

Hệ thống thiết bị: được chia thành 2 khu vực trước và sau thiết bị tách

muối.

Hệ thống thứ nhất: được gọi là Cold Preheat Train gia nhiệt

nguyên liệu từ 500C đến 1380C đối với Bạch Hổ (1330C đối với

Dubai).

Dãy A: E-1101 A → H (RA từ E-1105);

E-1103A/B (LGO từ T-1103).

Dãy B: E-1102 ( Ker-PA từ P-1103);

E-1104 (HGO từ E-1107).

Hệ thống thứ hai: được gọi là Hot Preheat Train gia nhiệt

dầu thô từ 1330C đến 2830C (Bạch Hổ) và từ 1310C đến 2770C

(Dubai).

Dãy A: E-1105 A→J (RA từ E-1108);

E-1107 (HGO từ T-1104);

E-1109 (HGO_PA từ P-1105);

E-1134 A/B (RA từ P-1106).

Dãy B: E-1106 (LGO_PA từ P-1104);

E-1108 A→D (RA từ E-1134).

Trong đó, mắc nối tiếp gồm:

E-1101, E-1105, E-1108, E-1134.

E-1104, E-1107.

2.2.5. Hệ thống sấy.

Mục đích: Loại bỏ triệt để nước còn lẫn trong LGO và HGO.

Thuyết minh:

Tháp sấy LGO (T-1105) và HGO (T-1106) gồm có 4 đĩa.

LGO từ đáy T-1105 được bơm qua thiết bị làm lạnh bằng không khí tại E-

1116 bằng bơm P-1112A/B. Nhiệt độ của LGO giảm xuống 550C, sau đó, vào bể

chứa TK-5115.

HGO từ đáy T-1106 được bơm qua thiết bị làm lạnh bằng không khí tại E-

1117 bằng bơm P-1113A/B. Tiếp đến, HGO được làm lạnh bằng nước tại E-1119.

Nhiệt độ của LGO giảm xuống 550C, sau đó, vào thùng chứa TK-5109.

Áp suất của 2 tháp là -0.9 kg/cm2g được duy trì bởi hệ thống chân không.

2.2.6. Hệ thống tạo chân không.

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), còn nước

được bơm đến phân xưởng xử lý nước chua SWS (Stripped Water System).

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.

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.

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 hổn hợp tại đầu ra của Ejector

cao hơn rất nhiều áp suất ở đầu vào của buồng hỗn hợp.

CHƯƠNG 4

TỔNG QUAN THIẾT BỊ ĐIỀU KHIỂN TRONG PHÂN

XƯỞNG CDU

4.1.Hệ thống điều khiển cụm Cold Preheat Train

Các thiết bị chính:

Thiết bị trao đổi nhiệt E-1101 A-H

Thiết bị trao đổi nhiệt E-1102

Thiết bị trao đổi nhiệt E-1103 A/B


Van điều khiển lưu lượng TV-007 A/B

Các thiết bị điều khiển:

Thiết bị đo và truyền tín hiệu nhiệt độ TT-007 A/B

Thiết bị hiển thị nhiệt độ TI-007 A/B

Thiết bị hiển thị và điều khiển chênh lệch nhiệt độ TDIC-007

Thiết bị chuyển đổi tín hiệu TY-007 A/B/C/D

Thiết bị đo và truyền tín hiệu áp suất PT-144

Thiết bị hiển thị và điều khiển áp suất PIC-144


Hai thiết bị TT-007 A/B đo và truyền tín hiệu nhiệt độ của 2 dòng dầu

thô về TI-007 A/B. Nhiệt độ 2 nhánh dầu thô sẽ được hiển thị lên màn

hình điều khiển và tiếp tục truyền tín hiệu số đến bộ TDIC-007.

Phương tình toán học: TDIC=(TI-007A – TI-007B)

Tiếp theo tín hiệu sẽ được truyền đến TY-007 A/B .Rồi đến TY-007

C/D tại đây có sự can thiệp của PIC-144. Sau khi nhận tín hiệu từ PT-

144 bộ xử lý PIC-144 sẽ cho ra giá trị độ mở van cho phép để đảm

bảo áp suất bình tách muối thứ cấp. TY-007 C/D sẽ so sánh tín hiệu từ

TY-007 A/B và PIC-144 lấy giá trị nhỏ hơn để điều khiển độ mở 2 van

TV-007 A/B

Mục đích:

Điều khiển nhiệt độ 2 dòng dầu thô ra khỏi cụm Cold Preheat

Train có nhiệt độ tương đương để khi trộn lẫn 2 dòng đưa vào thiết bị

tách muối không bị sốc nhiệt.

4.2.Hệ thống điều khiển khu vực tách muối:


Thiết bị trộn lẫn static mixer A-1101-M-01 và A-1101-M-02

Thiết bị tách muối A-1101-D-01 và A-1101-D-02

Thiết bị chứa nước để tách muối

Bơm P-1118 A/B và P-1119 A/B

Thiết bị trao đổi nhiệt E-1128 A-E

Thiết bị làm mát bằng không khí E-1129

Van LV-003, FV-004 và FV-005


Thiết bị hiển thị và điều khiển mức chất lỏng LIC-503, LIC-506

Thiết bị điều khiển chọn lọc HS-001

Thiết bị chuyển đổi tín hiệu HY-003

Thiết bị hiển thị và điều khiển lưu lượng FIC-004 và FIC-005

Thiết bị đo và điều khiển mức chất lỏng của thiết bị chứa nước

LIC-025 trong D-1109

Thiết bị điều khiển lưu lượng nước thêm vào FC-021


Hai bộ điều khiển LIC-503 và LIC-506 đo và truyền tín hiệu mức chất lỏng

của 2 bình tách muối về HS-001. Bộ điều khiển chọn lọc HS-001 nhận tín hiệu từ

người vận hành để chọn tín hiệu đến từ LIC-503 hoặc LIC-506 sẽ truyền tín hiệu

đến HY-003 đồng thời cũng tác động đến độ mở của van LV-003. Sau khi nhận tín

hiệu từ HS-001 bộ xử lý HY-003 với giá trị ratio cài đặt sẽ tính toán và truyền tín

hiệu đến FIC-004 và FIC-005. Hai bộ xử lý này sẽ tác động lên độ mở của van FV-

004 và FV-005.

Thông thường, HS-001 sẽ chọn tín hiệu đến từ LIC-503

Mục đích:

Đảm bảo mức lỏng cho 2 thiết bị tách muối

4.3.Hệ thống điều khiển cụm Hot Preheat Train:


Thiết bị trao đổi nhiệt E-1105 A-J

Thiết bị trao đổi nhiệt E-1106 A-F


Thiết bị trao đổi nhiệt E-1108 A-D


Thiết bị trao đổi nhiệt E-1134 A/B

Van 011-TV-015A và 011-TV-015B


Thiết bị đo và truyền tín hiệu nhiệt độ TT-275 và TT-014

Thiết bị hiển thị nhiệt độ TI-275 và TI-014

Thiết bị điều khiển và hiển thị chênh lệch nhiệt độ TDIC-015

Thiết bị chuyển đổi tín hiệu TY-015A và TY-015B


Hai thiết bị TT-014 và TT-275 đo và truyền tín hiệu nhiệt độ của 2 dòng dầu

thô đã tách muối về TI-014 và TI-275. Thông số nhiệt độ sẽ được hiển thị lên màn

hình điều khiển và được bộ xử lý TDIC-015 tính toán rồi truyền tín hiệu đến TY-

015A và TY-015B. Hai bộ xử lý này sẽ tác động lên độ mở của van 011-TV-015A/B.

Mục đích:

Đảm bảo nhiệt độ 2 dòng dầu thô ra khỏi hệ thống trao đổi nhiệt nóng không

chênh lệch quá lớn để dễ dàng trộn lẫn 2 dòng.

4.4.Hệ thống điều khiển Pumparound đỉnh:


Tháp chính T-1101

Thiết bị là mát bằng không khí E-1112

Bơm P-1102 A/B

Van UV-079 và UV-080


Thiết bị đo và truyền tín hiệu nhiệt độ TT-072, TT-073 và TT-076

Thiết bị hiển thị nhiệt độ TI-072 và TI-073

Thiết bị hiển thị chênh lệch nhiệt độ TDI-074

Thiết bị chuyển đổi FY-095, FY-096 và FY-097

Thiết bị đo và truyền tín hiệu lưu lượng FT-011

Thiết bị điều khiển và hiển thị lưu lượng FIC-011


Thiết bị TT-076 đo và truyền tín hiệu nhiệt độ của các dòng overhead đến

TIC-076 hiển thị nhiệt độ và gửi tín hiệu điều khiển đến UIC-030. Đây là tín hiệu

SP cho thiết bị UIC-030.Mặc khác hai thiết bị đo và truyền tín hiệu TT-072 và TT-

073 sẽ cho biết nhiệt độ dòng rút ra tháp tại đĩa số 4 và nhiệt độ dòng vào lại tại đĩa

số 1, thiết bị FT-011 truyền tín hiệu về lưu lượng dòng cho FIC-011. FIC-011 sẽ

truyền tín hiệu lưu lượng tổng đến các thiết bị tính toán FY-095, FY-096 và FY-097.

Tại FY-096 sẽ tính toán nhiệt đã rút ra của dòng hồi lưu tuần hoàn và giá trị này sẽ

làm PV (process Variable) cho UIC-030. UIC-030 sẽ tính toán và truyền tín hiệu

đến FY-095 và FY-097. Kết hợp với lưu lượng từ FIC-011, hai thiết bị này sẽ tác

động đến HIC-079 và HIC-080 thông qua đó điều khiển độ mở của van UV-079 và

UV-080.

Mục đích:

Đảm bảo nhiệt độ dòng overhead. Nhiệt độ này rất quan trọng vì điểm sôi

cuối của sản phẩm Naphtha từ đỉnh tháp tách chính T-1101 có thể được điều chỉnh

thông qua việc thay đổi giá trị setpoint này

4.5.Hệ thống điều khiển pumparound KER và LGO:

Tương tự như hệ thống điều khiển pumparound đỉnh chỉ khác thiết bị làm

mát bằng không khí sẽ được thay bằng thiết bị trao đổi nhiệt.Đối với KER thì

stripper của nó sử dụng thiết bị đun sôi lại ở đáy còn LGO sử dụng hơi nước thấp

áp để stripping

4.6.Hệ thống điều khiển pumparound HGO:


Tháp chính T-1101

Thiết bị là trao đổi nhiệt E-1110 và E-1109

Bơm P-1105 A/B

Van UV-085, UV-086, UV-089 và UV-090


Thiết bị đo và truyền tín hiệu nhiệt độ TT-080, TT-083 và TT-092

Thiết bị hiển thị nhiệt độ TI-080, TI-083 và TI-092

Thiết bị hiển thị chênh lệch nhiệt độ TDI-085 và TDI-093

Thiết bị chuyển đổi FY-088, FY-089, FY-94, FY-98, FY-99 và

FY-116

Thiết bị đo và truyền tín hiệu lưu lượng FT-018


Thiết bị điều khiển và hiển thị độ mở van HIC-085, HIC-086,

HIC-089 và HIC-090

Thiết bị điều khiển và hiển thị công suất nhiệt UIC-031 và UIC-

033


Các thiết bị TT-080, TT-083 và TT-092 đo và truyền tín hiệu nhiệt độ của

các dòng hồi lưu tuần hoàn của HGO đến TIC-080, TIC-083 và TIC-092. Tại đây

sẽ hiển thị nhiệt độ và gửi tín hiệu điều khiển đến TDI-085 và TDI-093 được bộ

tính toán FY-116 và FY-098 chuyển thành công suất nhiệt. Đây sẽ là tín hiệu SP

cho thiết bị UIC-033 và UIC-031.Mặc khác thiết bị đo và truyền tín hiệu FT-018 sẽ

cho biết lưu lượng dòng rút ra tháp tại đĩa số 38. Thiết bị FT-018 truyền tín hiệu về

lưu lượng dòng cho FIC-018. FIC-018 sẽ truyền tín hiệu lưu lượng tổng cho các

thiết bị tính toán FY-098 , FY-116 , FY-088 và FY-089. FY-098 sẽ tính toán nhiệt

trao đổi của dòng hồi lưu tuần hoàn làm PV cho UIC-031. UIC-031 sẽ tính toán và

truyền tín hiệu đến HIC-090, HIC-089 và FY-099.

Tại thiết bị tính toán chọn lọc FY-094, sẽ chọn lọc giá trị nhỏ

hơn giữa 2 tín hiệu từ UIC-033 và FY-099. Tín hiệu này, sẽ được

truyền đến 2 thiết bị FY-088 và FY-089, kết hợp với lưu lượng từ FIC-

018, hai thiết bị này sẽ tác động đến HIC-085 và HIC-086 thông qua đó

điều khiển độ mở của van UV-085 và UV-086.

Tín hiệu ra từ UIC-031(0-50%) được truyền đến 2 thiết bị

HIC-089 và HIC-090, thông qua đó tác động lên độ mở van UV-089 và

UV-090.

Mục đích:

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.

4.7.Điều khiển mức chất lỏng trong tháp chính T-1101 (LIC-007):


Tháp chính T-1101

Thiết bị là trao đổi nhiệt E-1120 A-D

Van FV-026, FV-027, FV-029, và FV-064


Thiết bị đo và truyền tín hiệu lưu lượng FT-026, FT-027

FT-029 và FT-064

Thiết bị chuyển đổi LY-007A, LY-007B, LY-007C, và

LY-082

Thiết bị đo và hiển thị tín hiệu lưu lượng FI-065, FI-167


Thiết bị điều khiển và hiển thị mức chất lỏng LIC-007

Thiết bị điều khiển và hiển thị lưu lượng FQIC-026, FQIC-027

và FQIC-029

Hình ảnh


Thiết bị LT-0007 đo và truyền tín hiệu mức chất lỏng ở tháp chính T-1101

đến LIC-007.Tại đây, sẽ hiển thị mức chất lỏng và gửi tín hiệu điều khiển đến bộ

tính toán LY-082 (0%-33%), LY-007A (33%-67%) , LY-007C (67%-100%).

Tín hiệu từ bộ tính toán LY-082 sẽ được gởi đến thiết bị điều khiển chọn lọc

giá trị nhỏ hơn LY-007B.Tại đây, nó sẽ chọn lọc giữa 2 tín hiệu từ LIC-0007 và

dòng nguyên liệu yêu cầu của phân xưởng RFCC , để điều khiển lưu lượng dòng

nguyên liệu đi qua phân xưởng RFCC.

Tín hiệu từ bộ tính toán LY-007A sẽ làm SET POINT cho thiết bị điều khiển

FQIC-026. Tín hiệu từ bộ tính toán LY-007C sẽ làm SET POINT cho thiết bị điều

khiển FQIC-027.Hai thiết bị này sẽ cùng điều khiển lưu lượng RA vào bể chứa

bằng cách tác động lên độ mở van FV-026 và FV-027. Thiết kế của van FV-026

nhỏ hơn FV-027, để trong trường hợp phân xưởng RFCC bị OFF-LINE thì van FV-

026 mở 100%, còn van FV-027 sẽ đều khiển lưu lượng trong bể chứa.

Thiết bị FI-167 hiển thị toàn bộ lượng RA sinh ra trong quá trình vận hành và trong

bể chứa. Thiết bị FI-065 hiển thị lượng RA sinh ra trong quá trình vận hành.

Mục đích

Để điều khiển mức đáy của tháp phân tách chính T-1101 và đáp ứng đủ nhu cầu

nguyên liệu đầu vào cho phân xưởng RFC

KẾT LUẬN

Sau thời gian thực tập 4 tuần tại nhà máy lọc dầu DUNG QUẤT, em đã nhận

được sự giúp đỡ nhiệt tình từ các anh ở Khu Công Nghệ 1B (CDU-KTU) và các

anh chị phòng Đào Tạo. Trong quá trình thực tập và hoàn thành bài báo cáo,

không thể tránh khỏi những sai sót, em rất mong được sự đóng góp ý kiến của quý

thầy cô và các anh chị.

Quãng Ngãi, ngày 30 tháng 10 năm 2012

Bao cao thuc tap CDU -Nhan BKDN.doc

Documents

Transcript of Bao cao thuc tap CDU -Nhan BKDN.doc