MÔ PHỎNG, lựa CHỌN DUNG môi PHÙ hợp CHO PHÂN XƯỞNG xử lý KHÍ CHUA tại NHÀ máy lọc dầu DUNG QUẤT

Trong tương lai NMLD Dung Quất, sẽ mở rộng và sử dụng nguồn dầu nặng hơn, chứanhiều hàm lượng lưu huỳnh hơn, điều này gây ảnh hưởng đến hoạt động các cụm phânxưởng trong nhà máy đặc biệt

TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

NHÂN TÀI CHO PHÁT TRIỂN

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

ĐỀ TÀI SV1711

“MÔ PHỎNG, LỰA CHỌN DUNG MÔI PHÙ HỢP CHO PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ KHÍ CHUA TẠI NHÀ

MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT”

Nguyễn Quang Khánh Trần Quốc Hải

Bùi Thị Ngọc Dung Cao Thị Thu Trang

Lê Hoàng Thông

Bà Rịa – Vũng Tàu

04/2018

TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

NHÂN TÀI CHO PHÁT TRIỂN

“MÔ PHỎNG, LỰA CHỌN DUNG MÔI PHÙ HỢP CHO PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ KHÍ CHUA TẠI NHÀ

MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT”

Nguyễn Quang Khánh Trần Quốc Hải

Bùi Thị Ngọc Dung Cao Thị Thu Trang

Lê Hoàng Thông

Bà Rịa – Vũng Tàu

04/2018

PHIẾU NHẬN XÉT

Người nhận xét

(Ký và ghi rõ họ tên)

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan:

Những kết quả nghiên cứu được trình bày trong đề tài là hoàn toàn trung thực, không viphạm bất cứ điều gì trong luật sở hữu trí tuệ và pháp luật Việt Nam Nếu sai, tôi hoàn toànchịu trách nhiệm trước pháp luật

TÁC GIẢ ĐỀ TÀI

(Ký và ghi rõ họ tên)

Nhóm tác giả

Mục lục

Danh mục ký hiệu iii

Danh mục bảng iv

Danh mục hình viii

LỜI MỞ ĐẦU xi

PHẦN MỞ ĐẦU 1

1 Đặt vấn đề 1

2 Mục tiêu đề tài 2

3 Phương pháp nghiên cứu 3

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN 4

1.1 Tình hình hoạt động hiện nay của nhà máy lọc dầu Dung Quất 4

1.2 Đặc điểm dung môi hấp thụ khí chua đang dùng tại nhà máy lọc dầu Dung Quất .5

1.3 Đặc điểm và tính chất của một số loại dung môi hấp thụ 7

1.3.1 Monoethanolamine (MEA) 8

1.3.2 Diethanolamine (DEA) 9

1.3.3 Diglycolamine (DGA) 10

1.3.4 Methyldiethanolamine (MDEA) 10

1.4 Quy trình amine của nhà máy lọc dầu Dung Quất 12

1.4.1 Thành phần theo nguyên liệu thiết kế 12

1.4.2 Công suất nguyên liệu thiết kế 13

1.4.3 Đặc điểm thiết kế của phân xưởng ARU 14

1.4.4 Mô tả tổng quát công nghệ phân xưởng ARU 15

1.4.5 Yêu cầu dòng amine sau tái sinh 16

1.5 Các phương án lựa chọn dung môi thay thế cho quá trình làm ngọt khí 17

CHƯƠNG 2: XÂY DỰNG MÔ HÌNH MÔ PHỎNG THỰC TẾ CỦA DUNG MÔI DEA CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT 19

2.1 Mô phỏng quy trình công nghệ 19

2.1.1 Quy trình mô phỏng hấp thụ khí chua bằng DEA 27

2.1.1.1 Khởi tạo dòng nguyên liệu 28

2.1.1.2 Thiết lập thiết bị 31

2.1.2 So sánh kết quả thực tiễn 41

2.2 Lựa chọn dung môi tối ưu 46

CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU 49

3.1 Khảo sát dung môi Methylethanolamine (MEA) 49

3.2 Khảo sát đối với dung môi Diisopropylamine (DIPA) 57

3.3 Khảo Sát Đối Với Dung Môi Diglycolamine (DGA) 64

3.4 Khảo Sát Đối Với Dung Môi Methyl diethanolamine (MDEA) 73

3.5 So sánh các loại amine khảo sát với dung môi DEA đang sử dụng tại nhà máy 80

CHƯƠNG 4: KẾT LUẬN 82

4.1 Thành tựu đạt được 82

4.2 Hạn chế của nghiên cứu 83

4.3 Kiến nghị 83

TÀI LIỆU THAM KHẢO 84

Danh mục ký hiệu

TIEU LUAN MOI download : skknchat123@gmail.com

Danh mục bảng

Bảng 1.1: Điều kiện vận hành dung môi 7

Bảng 1.2: Bảng thể hiện thành phần đối với nguyên liệu từ mỏ Bạch Hổ 12

Bảng 1.3: Thành phần đối với dầu phối trộn 85% dầu Bạch Hổ và 15% dầu Dubai 13

Bảng 1.4: Thể hiện tổng công suất các dòng nguyên liệu đi vào cụm ARU 13

Bảng 1.5: Điều kiện nhiệt độ của các dòng nguyên liệu và sản phẩm của cụm ARU 14

Bảng 1.6: Yêu cầu kĩ thuật dòng amine sau tái sinh 16

Bảng 2.1: Thành phần dòng khí chua vào tháp hấp thụ T-2402 LCO ABSORBER 20

Bảng 2.2: Thành phần dòng khí chua vào tháp hấp thụ T-1555 FUEL GAS ABSOEBER 21 Bảng 2.3: Thành phần dòng khí chua vào tháp hấp thụ T-1556 LPG ABSORBER 22

Bảng 2.4: Thành phần dòng khí ngọt ra khỏi tháp hấp thụ T-2402 LCO ABSORBER 24

Bảng 2.5: Thành phần dòng khí ngọt ra khỏi tháp hấp thụ T-1555 FUEL GAS ABSOEBER 24

Bảng 2.6: Thành phần dòng khí ngọt ra khỏi tháp hấp thụ T-1556 LPG ABSORBER 26

Bảng 2.7: Thông tin dòng khí chua và tháp hấp thụ 28

Bảng 2.8: Thông tin dòng amine vào tháp hấp thụ 30

Bảng 2.9: Thông tin thiết lập cho tháp hấp thụ 31

Bảng 2.10: Thông tin cho thiết bị mixer 32

Bảng 2.11: Thiết lập thông số cho tháp tái sinh 35

Bảng 2.12: Thông tin dòng amine makeup và water 37

Bảng 2.13: So sánh dòng khí ngọt LPG của mô phỏng và của nhà máy 42

Bảng 2.14: So sánh dòng khí ngọt LCO của mô phỏng và của nhà máy 43

Bảng 2.15: So sánh dòng khí ngọt Fuel Gas của mô phỏng và của nhà máy 44

Bảng 2.16: Thông số yêu cầu cho tháp tái sinh 46

Bảng 2.17: Thông số năng lượng và H2S/CO2 46

Bảng 2.18: Các loại dung môi được nghiên cứu 47

Bảng 3.1 Khảo sát năng lượng và khả năng hấp thụ bằng DEA 49

Bảng 3.2: Khảo sát dung môi MEA ở nồng độ 15% khối lượng theo các lưu lượng khác nhau 51

Bảng 3.3: Khảo sát dung môi MEA ở nồng độ 18% khối lượng theo các lưu lượng khác nhau 52

Bảng 3.4: Khảo sát dung môi MEA ở nồng độ 20% khối lượng theo các lưu lượng khác nhau 54

Bảng 3.2: Tổng hợp kết quả khảo sát của MEA ở các nồng độ khác nhau 56

Bảng 3.3: Khảo sát dung môi DIPA ở nồng độ 35% khối lượng theo các lưu lượng khác nhau 57

Bảng 3.4: Khảo sát dung môi DIPA ở nồng độ 40% khối lượng theo các lưu lượng khác nhau 59

Bảng 3.5: Khảo sát dung môi DIPA ở nồng độ 45% khối lượng theo các lưu lượng khác nhau 60

Bảng 3.6: Khảo sát dung môi DIPA ở nồng độ 50% khối lượng theo các lưu lượng khácnhau 62Bảng 3.7: Tổng hợp kết quả khảo sát của DIPA ở các nồng độ khác nhau 63

Bảng 3.8: Khảo sát dung môi DGA ở nồng độ 50% khối lượng theo các lưu lượng khácnhau 64

Bảng 3.9: Khảo sát dung môi DGA ở nồng độ 53% khối lượng theo các lưu lượng khácnhau 66Bảng 3.10: Khảo sát dung môi DGA ở nồng độ 56% khối lượng theo các lưu lượng khácnhau 67Bảng 3.11: Khảo sát dung môi DGA ở nồng độ 58% khối lượng theo các lưu lượng khácnhau 69

Bảng 3.12: Khảo sát dung môi DGA ở nồng độ 60% khối lượng theo các lưu lượng khácnhau 70

Bảng 3.13: Tổng hợp kết quả khảo sát của DGA ở các nồng độ khác nhau 71

Bảng 3.14: Khảo sát dung môi MDEA ở nồng độ 35% khối lượng theo các lưu lượngkhác nhau 73

Bảng 3.15: Khảo sát dung môi MDEA ở nồng độ 40% khối lượng theo các lưu lượngkhác nhau 74

Bảng 3.16: Khảo sát dung môi MDEA ở nồng độ 45% khối lượng theo các lưu lượngkhác nhau 76

Bảng 3.17: Khảo sát dung môi MDEA ở nồng độ 50% khối lượng theo các lưu lượngkhác nhau 77Bảng 3.18: Tổng hợp kết quả khảo sát MDEA ở các nồng độ và lưu lượng khác nhau 79

Bảng 3 19 Tổng hợp kết quả của các loại Amine đã khảo sát 80

Danh mục hình

Hình 1.1: Quy trình amine của nhà máy lọc dầu Dung Quất 12

Hình 1.2: Sơ đồ PFD cụm ARU 15

Hình 2.1 Sơ đồ công nghệ quy trình amine 19

Hình 2.2: Thông số cho thiết bị phân tách 33

Hình 2.3: Thông số cho thiết bị trao đổi nhiệt 34

Hình 2.4: Thông số cho valve giảm áp vào tháp tái sinh 35

Hình 2.5: Thông tin cho thiết bị mixer 37

Hình 2.6: Thông tin cho thiếp bị Recycle 38

Hình 2.7: Thông tin cho thiết bị phần tách 39

Hình 2.8: Thông tin phân bố dòng cho thiết bị phân tách 40

Hình 2.9: Thông tin cho valve giảm áp dòng vào tháp T-1556 40

Hình 2.10: Thông tin cho valve giảm áp dòng vào tháp T-2402 41

Hình 2.11: Thông tin cho valve giảm áp dòng vào tháp T-1555 41

Hình 3.1 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của MEA ở nồng độ 15% khối lượng 52

Hình 3.2 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của MEA ở nồng độ 18% khối lượng 54

Hình 3.3 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của MEA ở nồng độ 20% khối lượng 55

Hình 3.4: Biểu đồ thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn khi sử dụng MEA 56

Hình 3.5 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DIPA ở nồng độ 35%khối lượng 58Hình 3.6 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DIPA ở nồng độ 40%khối lượng 60Hình 3.7 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DIPA ở nồng độ 45%khối lượng 61

Hình 3.8 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DIPA ở nồng độ 50%khối lượng 63

Hình 3.9: Biểu đồ thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn khi sử dụng DIPA 64

Hình 3.10 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DGA ở nồng độ 50%khối lượng 66

Hình 3.11 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DGA ở nồng độ 53%khối lượng 67

Hình 3.12 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DGA ở nồng độ 56%khối lượng 69

Hình 3.13 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DGA ở nồng độ 60%khối lượng 71Hình 3.14: Biểu đồ thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn khi sử dụng DGA 72

Hình 3.15 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DGA ở nồng độ 35%khối lượng 74

Hình 3.16 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DGA ở nồng độ 40%khối lượng 75Hình 3.17 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DGA ở nồng độ 45%khối lượng 77

Hình 3.17 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DGA ở nồng độ 50%khối lượng 78Hình 3.18: Biểu đồ thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn khi sử dụng MDEA .79

Hình 3.19: Biểu đồ thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn cho quá trình đối vớitừng loại amine 80

LỜI MỞ ĐẦU

Trong nhà máy lọc dầu (NMLD) hoặc khu liên hợp lọc – hóa dầu bao gồm nhiều phânxưởng thực hiện các chức năng khác nhau Tùy theo nguồn nguyên liệu dầu thô và nhucầu thị trường đối với từng sản phẩm mà mỗi nhà máy có một cấu hình riêng Tuy nhiên,ngoài đáp ứng nhu cầu thị trường thì yếu tố kinh tế khi xây dựng và vận hành nhà máycũng rất quan trọng

Trong tương lai NMLD Dung Quất, sẽ mở rộng và sử dụng nguồn dầu nặng hơn, chứanhiều hàm lượng lưu huỳnh hơn, điều này gây ảnh hưởng đến hoạt động các cụm phânxưởng trong nhà máy đặc biệt là vấn đề xử lý khí chua từ tháp hấp thụ bằng amine và cụmphân xưởng thu hồi lưu huỳnh Hiện tại nhà máy đang sử dung môi Diethylethanolamine(DEA) để hấp thụ khí chua Tuy nhiên, khi nhà máy chạy nguồn dầu thô mới thì dung môinày có những nhược điểm không đáp ứng được yêu cầu kỹ thuật để mang lại hiệu quả tối

ưu cho nhà máy Việc nghiên cứu xây dựng mô hình hóa chạy mô phỏng các quy trình xử

lý khí chua bằng amine để tìm loại amine phù hợp và điều kiện hoạt động tối ưu cho quytrình đã được ứng dụng rộng rãi trên thế giới

Đề tài nghiên cứu sẽ tiến hành mô phỏng dựa trên các số liệu của NMLD Dung Quất tìmloại dung môi thay thế phù hợp bằng phần mềm ASPEN HYSYS, một trong những phầnmềm được dùng để xây dựng mô hình hóa và mô phỏng được ứng dụng rất rộng rãi từkhâu thiết kế, chế tạo đến khâu vận hành máy móc - thiết bị, các dây chuyền công nghệsản xuất sản phẩm Thông qua mô phỏng thay đổi các thông số kỹ thuật của quá trình,nhằm khảo sát, tối ưu hóa vận hành cũng như đề xuất thay đổi công nghệ bằng mộtphương pháp đơn giản nhất, ít tốn kém nhất

Do kiến thức còn hạn chế và thời gian tiếp xúc với phần mềm mô phỏng còn ít nên chắcchắn nội dung trình bày còn nhiều thiếu sót, nhóm rất mong nhận được sự góp ý và sữachữa của thầy cô cùng bạn bè

Nhóm tác giả

PHẦN MỞ ĐẦU

1 Đặt vấn đề

Các phân xưởng SRU1 và SRU2 của nhà máy lọc dầu Dung Quất được thiết kế để thu hồilưu huỳnh ở trong các dòng khí axit nhận được từ các phân xưởng ARU, SWS, CNU, ,công suất thiết kế lên đến 20 tấn/ ngày của sản phẩm lưu huỳnh lỏng đã tách khí, hiệu suấtthu hồi lên đến hơn 95% của lượng lưu huỳnh vào phân xưởng Tuy nhiên do lượng khí

CO2 trong khí axit từ các phân xưởng SWS chiếm tỷ lệ cao so với hợp chất chứa lưuhuỳnh gây khó khăn trong việc duy trì nhiệt độ tại thiết bị phản ứng nhiệt, do đó nhà máy

đã phải sử dụng dòng khí hydrogen thay thế dòng khí nhiên liệu (Fuel gas) để duy trìnhiệt độ cháy và ngăn chặn sự hình thành cốc do các hydrocarbon có mặt trong dòng khíaxit [1] Ngoài ra, hiện tại nhà máy đang chạy dòng nguyên liệu dầu thô mới (dầu thô nặnghơn và chua hơn) có nhiều lưu huỳnh hơn nên ảnh hưởng đáng kể đến hoạt động của cácphân xưởng amine và thu hồi lưu huỳnh Để duy trì hoạt động ổn định của các tháp aminecũng như để đạt tối đa công suất vận hành của phân xưởng thu hồi lưu huỳnh, tối ưu hóacác chỉ số kinh tế kỹ thuật, việc nghiên cứu sử dụng chất hấp thụ amine mới tại phânxưởng ARU là một phương án nên được xem xét

Chất lượng của khí axit từ phân xưởng ARU đi vào cụm thu hồi lưu huỳnh phụ thuộcnhiều vào chất amine dùng để hấp thụ dòng khí đó Với công nghệ sử dụng chất hấp thụDEA (diethanol amine) với tính - lịch sử phát triển lâu dài và được sử dụng nhiều trongcác nhà máy chế biến khí/ lọc dầu trên thế giới - sau khi qua phân xưởng ARU của nhàmáy lọc dầu Dung Quất dòng khí công nghệ vào cụm SRU đảm bảo chất lượng đạt tiêuchuẩn kỹ thuật.[1]

Công nghệ hấp thụ sử dụng DEA thể hiện tính ổn định cao, linh hoạt trong vận hành, giá

cả phải chăng, tuy nhiên, do bản chất cấu tạo và đặc tính vật lý, hóa học mà DEA có mộtvài nhược điểm:

Khả năng hấp thụ kém so với amine bậc 1

Nồng độ bị giới hạn 20-30% do vấn đề ăn mòn

Tốc độ tuần hoàn phải lớn do nồng độ thấp, tiêu tốn năng lượng

Thất thoát một lượng đáng kể amine do tạo bọt, bị cuốn theo dòng khí, chất lượng sản phẩm giảm

Khả năng chọn loc với H2S thấp nên lượng CO2 trong dòng khí chua khá lớn

Theo các nghiên cứu và các tài liệu đã được công bố việc nghiên cứu thực hiện theo 2 hướng chính:

Hoàn thiện sơ đồ quy trình công nghệ của quá trình, tối ưu năng lượng sử dụng, giảm kích thước thiết bị

Xử lý hoạt hóa các chất hấp thụ đã được biết hoặc phát triển và áp dụng những chất hấp thụ mới có hiệu quả hơn,trong đó có việc sử dụng các chất hấp thụ mới dạng hỗn

hợp, thành phần gồm các etanolamin khác nhau cùng các chất phụ gia (thành phần thường không được đưa vào các tài liệu công bố).[4]

Nghiên cứu lựa chọn chất hấp thụ và tính toán lý thuyết – mô phỏng nồng độ các thànhphần trong dung dịch amine, tối ưu thông số vận hành, cải tiến thiết bị dựa trên chất hấpthụ mới là hướng nghiên cứu chính của giải pháp này

Dung dịch hấp thụ được lựa chọn cho phép giảm tối đa chi phí vận hành, tối thiểu hóa cáctác động tiêu cực đến hệ thống đường ống và thiết bị, để có thông số kinh tế - kỹ thuật tốiưu.

3 Phương pháp nghiên cứu

Dữ liệu đề tài ngoài thu thập từ các bài báo nghiên cứu còn kết hợp với tư liệu nhà máylọc dầu Dung Quất để bám sát thực tế hoạt động nhà máy hiện tại, thuận lợi cho việc đánhgiá và lựa chọn dung môi hấp thụ cho quy trình amine phù hợp với nguồn nguyên liệumới nhà máy

Các bước thực hiện đề tài:

Xây dựng mô hình mô phỏng cho dung môi hiện đang sử dụng tại phân xưởng

(DEA)

Dựa trên các bài báo khoa học để tham khảo ưu và nhược điểm các loại amine, lựa chọn dung môi phù hợp và xây dựng các mô hình mô phỏng cho các dung môi đã lựa chọn

Sử dụng công cụ Case studies trong Hysys để đánh giá khả năng cải tiến thông qua các tiêu chí về tối ưu hóa năng lượng, khả năng hấp thụ khí chua

So sánh các loại dung môi đã mô phỏng và đưa ra dung môi phù hợp với yêu cầu cải biến của nhà máy

Đưa ra đề xuất và kiến nghị

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN

1.1 Tình hình hoạt động hiện nay của nhà máy lọc dầu Dung Quất.

Nhà máy lọc dầu Dung Quất (Dung Quat Refinery-DQR) được đưa vào hoạt động vào06/01/2011 Theo thiết kế, nhà máy có công suất lọc dầu 6,5 triệu tấn/năm (tương đươngvới số đầu vào là 145 nghìn thùng dầu thô/ngày) Nhà máy được thiết kế từ nguồn nguyênliệu chủ yếu là dầu thô của mỏ Bạch Hổ (do Vietsovpetro khai thác) cho cả giai đoạn dàiđến trước năm 2015 Dầu thô mỏ Bạch Hổ - nguyên liệu cho nhà máy lọc dầu (NMLD)Dung Quất – hiện có sản lượng khai thác ngày càng giảm dần hằng năm, trong tương laigần sẽ không đáp ứng được nhu cầu nguyên liệu của nhà máy.[1]

Sau giai đoạn 2015 đầu vào là hỗn hợp giữa dầu Bạch Hổ/Dubai (85% là dầu Bạch Hổ,15% dầu Dubai) khi nâng cấp và mở rộng phân xưởng xử lý lưu huỳnh Việc sử dụng mộtphần dầu Dubai để thay thế cho dầu Bạch Hổ làm tăng hàm lượng lưu huỳnh cũng như

CO2 có trong nguồn nguyên liệu đầu vào, làm ảnh hưởng lớn đến các phân xưởng sử dụngamine để xử lí hàm lượng axit có trong dòng nguyên liệu cụ thể như các phân xưởng:phân xưởng xử lý LPG, phân xưởng xử lý LCO bằng Hydro LCO HDT, phân xưởng xử

lý offgas của RFCC và cụm phân xưởng xử lý lưu huỳnh (SRU) Lượng khí axit này(CO2, H2S,…) được hấp thụ bằng dung môi amine và đưa về phân xưởng tái sinh amine(ARU), sau đó dung môi được tái sinh và tuần hoàn trở lại các tháp hấp thụ, còn dòng khíaxit (khí chua) đi ra từ tháp tái sinh làm nguyên liệu cho cụm phân xưởng SRU để thu hồilưu huỳnh

Hiện nay nhà máy lọc dầu Dung Quất đang sử dụng dung môi hấp thụ là Diethanolmine(DEA) để hấp thụ CO2 và H2S Tuy nhiên do việc thay đổi nguồn nguyên liệu đầu vào vớihàm lượng axit tăng lên làm cho dung môi DEA không còn đáp ứng được một số yêu cầu

kỹ thuật quan trọng trong vận hành làm ảnh hưởng rõ rệt đến hiệu quả hoạt động của cáctháp hấp thụ và đặc biệt là phân xưởng SRU Các phân xưởng SRU1 và SRU2 của nhàmáy lọc dầu Dung Quất được thiết kế để thu hồi lưu huỳnh ở trong các dòng khí axit nhậnđược từ các phân xưởng ARU, SWS, CNU Công suất thiết kế lên đến 20 tấn/ngày của

sản phẩm lưu huỳnh lỏng đã tách khí, hiệu suất thu hồi lên đến hơn 95% của lượng lưuhuỳnh vào phân xưởng Tuy nhiên do lượng khí CO2 trong dòng khí axit vào cụm SRUchiếm tỷ lệ cao so với hợp chất chứa lưu huỳnh gây khó khăn trong việc duy trì nhiệt độtại thiết bị phản ứng.

1.2 Đặc điểm dung môi hấp thụ khí chua đang dùng tại nhà máy lọc dầu Dung Quất.

Loại amine đang được sử dụng làm chất hấp thụ tại nhà máy Dung Quất làDiethanolamine (DEA) DEA có lịch sử phát triển lâu dài và được sử dụng rộng rãi trongcác nhà máy lọc dầu/chế biến khí trên thế giới Công nghệ hấp thụ sử dụng DEA thể hiệntính ổn định cao, linh hoạt trong vận hành, giá cả phải chăng, đảm bảo chất lượng sảnphẩm đạt tiêu chuẩn kỹ thuật.[1]

Tuy nhiên, do bản chất cấu tạo và đặc tính vật lý, hóa học của hợp chất DEA, có một vàinhược điểm:

Để tái sinh DEA, cần tiêu tốn một lượng nhiệt tương đối lớn (năng lượng tiêu tốn để tái sinh DEA có thể chiếm đến 1/3 tổng chi phí vận hành để hoàn nguyên chất hấp thụtrong phân xưởng)

Khả năng hấp thụ của DEA thấp do khối lượng mol của DEA lớn so với các amine bậc 1 (MEA, DGA) Lượng khí chua được hấp thụ bằng DEA không vượt quá 0,7 mol khí chua/ mol DEA Sau quá trình giải hấp, lượng khí chua còn lại trong DEA khoảng 0,4 mol Vì vậy, toàn bộ quá trình hấp thụ bằng DEA sẽ thu được khoảng 0,3 mol khí chua/ mol DEA

Khi vận hành, dung dịch DEA luôn được khuyến cáo và trong thực thế thường được

sử dụng ở nồng độ thấp (20 – 30%) nhằm giảm thiểu ăn mòn thiết bị;

Yêu cầu lượng tuần hoàn dung môi lớn

DEA là chất hấp thụ không có tính chọn lọc, hấp thụ đồng thời cả H2S và CO2 trong dòng khí nguyên liệu

Sử dụng DEA gây ra hiện tượng tạo bọt, là một trong những vấn đề nghiêm trọng trong vận hành phân xưởng, hiện tượng này làm giảm chất lượng sản phẩm, gây thất thoát amine do bị dòng khí lôi cuốn theo

Việc nghiên cứu phát triển và cải tiến quy trình hấp thụ bằng amine đã được cácviện/công ty dầu khí hàng đầu thế giới như “Union Carbide”, “Dow Chemical” – Mỹ,

“Elf Aquytaine” – Pháp, “BASF” – Đức[1] v.v… thực hiện từ những năm 80 thế kỷ XX.Phân tích các tài liệu này cho thấy, việc nghiên cứu đã được thực hiện theo 02 hướngchính:

Hoàn thiện sơ đồ quy trình công nghệ của quá trình, tối ưu năng lượng sử dụng, giảm kích thước thiết bị

Xử lý hoạt hóa các chất hấp thụ đã được biết hoặc phát triển và áp dụng những chất hấp thụ mới có hiệu quả hơn, trong đó có việc sử dụng các chất hấp thụ mới dạng

hỗn hợp, thành phần gồm các Etanolamine khác nhau cùng các chất phụ gia (thành

phần thường không được đưa vào các tài liệu công bố).

Do quy trình công nghệ đã được thiết kế và xây dựng hoàn thiện, nên việc thiết kế quytrình công nghệ mới sẽ trở nên khó khăn và tốn nhiều chi phí, không mang lại hiệu quảkinh tế Trong khi, lựa chọn dung môi thay thế để phù hợp với quy trình công nghệ đang

sử dụng tại nhà máy vẫn là một giải pháp tối ưu hơn, nên nhóm quyết định đi theo hướngthứ hai

Trong lịch sử phát triển và hoàn thiện công nghệ tẩy khí chua bằng amine, thời gian đầu,vào những năm 70 của thế kỷ XX, chất hấp thụ Methylethanolamine (MEA) được sửdụng phổ biến rộng rãi, sau đó được dần thay thế bằng DEA Những năm từ thập kỷ 90 cóthể gọi là “bùng nổ” trong sử dụng chất hấp thụ Methyldiethanolamine (MDEA) do có sựchuyển đổi ở hàng loạt các nhà máy từ MEA/DEA sang sử dụng MDEA hay các hỗn hợp

có chứa MDEA Bởi MDEA có những ưu điểm sau:

Có khả năng lựa chọn khí H2S/CO2 trong dòng khí nhiên liệu thô Về cơ bản nó tách loạihoàn toàn khí H2S trong khi chỉ tách loại một phần khí CO2, điều này làm nâng cao chất lượng nguyên liệu đến phân xưởng SRU và giúp tăng công suất phân xưởng

Khó bị biến tính

Tiết kiệm năng lượng

Do đó nghiên cứu áp dụng dung dịch hỗn hợp chất hấp thụ đại diện tiêu biểu MDEAnhằm tìm ra hổn hợp chất hấp thụ phù hợp có thể thay thế chất hấp phụ đang sử dụngDEA nhằm tăng khả năng hấp thụ và nâng cao công suất phân xưởng thu hồi lưu huỳnh,giữ hoạt động ổn định của các tháp hấp thụ, giảm chi phí năng lượng, tăng thời gian sửdụng thiết bị và chất hấp thụ là vấn đề cấp bách được đặt ra Nghiên cứu lựa chọn chấthấp thụ và tính toán lý thuyết – thực nghiệm nồng độ các thành phần trong dung dịch hỗnhợp có chứa MDEA, bổ sung các chất phụ gia ức chế ăn mòn, ức chế tạo bọt, ngăn chặn

sự thoái hóa chất hấp thụ, tối ưu thông số vận hành, cải tiến thiết bị dựa trên chất hấp thụmới là hướng nghiên cứu chính của giải pháp này

1.3 Đặc điểm và tính chất của một số loại dung môi hấp thụ

Các tiêu chí chung để lựa chọn amine trong quá trình làm ngọt khí đã thay đổi qua nhiềunăm Cho đến năm 1970, monoethanolamine (MEA) là amine được xem xét đầu tiên chobất kỳ ứng dụng Sau đó, những năm 1970, chuyển từ MEA sang Diethanolamine (DEA)mang lại kết quả khả quan hơn Trong mười năm qua, MDEA, DGA đã dần dần trở nênphổ biến

Dựa trên các bài báo khoa học như “Selecting Amines for Sweetening Units” của JOHNPOLASEK, “Sweetening LPG's with Amines” của JOSEPH W HOLMES,”Converting toDEA/MDEA Mix Ups Sweetening Capacity” của MICHAEL L SPEARS, tham khảothông số hoạt động các loại amine để lựa chọn dung môi phù hợp và tiến hành mô phỏng.Mỗi amine có một phạm vi điều kiện hoạt động nhất định Những điều kiện và thông sốnày được thảo luận dưới đây

Bảng 1.1: Điều kiện vận hành dung môi[4]

Khả năng tải

0.3-0.35 0.3-0.35 0.3-0.35 Không giới hạnkhí axit

TIEU LUAN MOI download : skknchat123@gmail.com

Bản thân MEA không được coi là ăn mòn đặc biệt, nhưng các sản phẩm phân hủy của nócực kỳ ăn mòn MEA phản ứng với các chất oxy hóa như COS, CS2, SO2, SO3 và oxy đểtạo thành các sản phẩm hòa tan, phải được loại bỏ khỏi hệ thống tuần hoàn để tránh cácvấn đề ăn mòn nghiêm trọng Sự thoái hoá của MEA cũng làm giảm nồng độ amine hiệuquả

Vì nhiệt của phản ứng đối với MEA là khoảng 825 BTU/lb CO2, nên nếu nguồn nguyênliệu có chứa nồng độ CO2 cao sẽ gây ra tình trạng nhiệt tỏa cực kỳ cao và nhiệt việc loại

bỏ khí axit kém Nhiệt phản ứng cho MEA với H2S là 550 BTU/lb

Ưu điểm

Chi phí dung môi thấp

Ổn định nhiệt tốt

Loại bỏ một phần COS và CS2, yêu cầu reclaimer

Khả năng phản ứng cao với khí axit (do còn nguyên tử H liên kết với nguyên tử N)

Nhược điểm:

Áp suất hơi cao dẫn đến tổn thất dung môi cao hơn so với các alkanolamine

khác Khả năng ăn mòn cao

Nhu cầu năng lượng cao do nhiệt phản ứng cao với H2S và

CO2 Không chọn lọc H2S

Dễ bị thoái hóa khi có mặt COS và CS2, và không thể tái

TIEU LUAN MOI download : skknchat123@gmail.com

Phản ứng MEA-CO2 tạo oxazolidone-2, 1- (2-hydroxyethyl) imidazolidone-2, hydroxyethyl) ethylenediamine (HEED), và các polyamine làm tăng tốc độ ăn mòn cộngvới sự mất mát của MEA Trong các ứng dụng xử lý khí, loại bỏ H2S và CO2 không cócác chất ô nhiễm như COS và CS2, MEA vẫn có thể ứng dụng Tuy nhiên, dung môi hiệuquả hơn, đặc biệt trong xử lý khí tự nhiên áp suất cao đang nhanh chóng thay thế MEA.

N-(2-1.3.2 Diethanolamine (DEA)

DEA là một alkanolamine bậc hai, có thành phần khoảng 25 đến 35% theo khối lượngtrong nước Các sản phẩm phân hủy của DEA ít bị ăn mòn hơn các sản phẩm của MEA.[2]

Ưu điểm

Không bị thoái hóa với COS và CS2

Áp suất hơi thấp, cho lượng tổn thất dung môi thấp

hơn Ít ăn mòn khi so với MEA

Chi phí dung môi thấp

Nhược điểm

Phản ứng thấp hơn so với

MEA Không chọn lọc với H2S

Yêu cầu tuần hoàn cao

Các sản phẩm phân huỷ do phản ứng của DEA và CO2 ở nhiệt độ cao bao gồm:

Hydroxyethyloxazolidone-1

Dihydroxyethylpiperazine

3- (2-ydroxyethyl) oxazolidone-2 (HEOD)

N, N-bis (2-hydroxyethyl) piperazine (BHEP)

N, N, N'-tris (2-hydroxyethyl) ethylenediamine (THEED)

Giải thích cho việc sử dụng rộng rãi của DEA trong ngành công nghiệp xử lý khí là do đặc tính xử lý khí quan trọng của DEA:

1) Tính phản ứng, tức là khả năng tạo ra sản phẩm đặc điểm kỹ thuật.

2) Ăn mòn, thường ít hơn so với MEA

3) Tiết kiệm năng lượng, cho phép sử dụng rộng rãi trong xử lý khí hơn các dung môi khác (kể cả Di-glycolamine (DGA))

1.3.3 Diglycolamine (DGA)

DGA thường được sử dụng như một dung môi chiếm 50 đến 70% khối lượng trong nước

Có vai trò làm ngọt các dòng khí chứa khí axit có áp suất riêng phần cao và có khả năngphản ứng cao với CO2 hơn H2S DGA có một số ưu điểm nhất định so với các amine khác

ở nồng độ cao trong dung dịch dẫn đến tỷ lệ tuần hoàn thấp hơn và điểm đóng rắn thấphơn Ngoài ra, DGA cũng không có khả năng tái sinh với COS, CS2, SO2 và SO3 Một trongnhững nhược điểm chính của DGA là nhiệt phản ứng cho cả CO2 (850 BTU / lb) và H2S (674BTU / lb) đều rất cao.[4]

Ưu điểm

Tiết kiệm chi phí vận hành do tốc độ tuần hoàn

thấp Loại bỏ được COS và CS2

đang là sự đổi mới lớn trong ngành công nghiệp xử lý khí trong thập kỷ qua Thành côngthương mại này chủ yếu là do khả năng chọn lọc H2S khi xử lý một dòng khí chứa H2S và

CO2.[4] Giảm nồng độ CO2 có ích trong các ứng dụng đòi hỏi phải nâng cao hàm lượng

H2S hoặc điều chỉnh lượng khí CO2

Sự có mặt oxy với MDEA tạo thành các axit ăn mòn, nếu không được loại bỏ khỏi hệthống, có thể dẫn đến sự tích tụ của sulfur trong hệ thống

1.4 Quy trình amine của nhà máy lọc dầu Dung Quất

Hình 1.1: Quy trình amine của nhà máy lọc dầu Dung

Quất 1.4.1 Thành phần theo nguyên liệu thiết kế

Nguyên liệu cụm phân xưởng ARU bao gồm các dòng amine sau khi hấp thụ khí axit từ

phân xưởng RFCC và LCO HDT trong nhà máy Dung Quất

Nguyên liệu vào phân xưởng ARU được cho bởi hai bảng sau:

Bảng 1.2: Bảng thể hiện thành phần đối với nguyên liệu từ mỏ Bạch Hổ

(Số liệu được lấy vào 2/11/2017)

HDT

DEA (kg/h) 3756 6322 2014

 Đối với nguyên liệu đầu vào là dầu sau khi phối trộn:

Bảng 1.3: Thành phần đối với dầu phối trộn 85% dầu Bạch Hổ và 15% dầu Dubai (Số

liệu được lấy vào 2/11/2017)

1.4.2 Công suất nguyên liệu thiết kế

Tổng công suất nguyên liệu thiết kế của các cụm phân xưởng đi vào cụm ARU được thể

hiện ở bảng sau:

Bảng 1.4: Thể hiện tổng công suất các dòng nguyên liệu đi vào cụm ARU

(Số liệu được lấy vào 2/11/2017)

TIEU LUAN MOI download : skknchat123@gmail.com

Nguyên liệu là dầu Nguyên liệu là dầu phối

1.4.3 Đặc điểm thiết kế của phân xưởng ARU

Điều kiện nhiệt độ của các dòng nguyên liệu và sản phẩm của cụm ARU được thể hiện ởbảng sau:

Bảng 1.5: Điều kiện nhiệt độ của các dòng nguyên liệu và sản phẩm của

cụm ARU (Số liệu được lấy vào 2/11/2017)

Điều kiện vận hànhDòng

Nồng độ amine: nồng độ amine DEA thường sử dụng trong các tháp hấp thụ là 20%wt

Reboiler: dùng dòng hơi nước áp thấp để gia nhiệt cho tháp tái sinh để tránh hiện tượng

TIEU LUAN MOI download : skknchat123@gmail.com

Chất phụ gia: Thêm vào các chất ức chế chống tạo bọt và chống ăn mòn do các chất bẩnnhư các muối bến nhiệt, amine thoái hóa, một vài hydrocarbon lỏng khác…

Bể chứa amine: Bể chứa TK-1901 (Amine Storage Tank) được thiết kế với kích thước đủ

để chứa toàn bộ lượng amine sử dụng trong nhà máy khi cần dừng hoạt đông để tiến hànhbảo dưỡng

Thêm dòng amine: dòng amine nguyên chất sẽ được trộn với nước khử khoáng trước khiđược bổ sung vào các phân xưởng hấp thụ Thông thường thì amine và các sản phẩmthoái hoá của nó rất khó phân tách trong hệ thống tháp chưng cất nhanh đơn giản do cócùng nhiệt độ sôi gần nhau

1.4.4 Mô tả tổng quát công nghệ phân xưởng ARU

Dưới đây là sơ đồ PFD mô tả công nghệ của cụm phân xưởng ARU

Hình 1.2: Sơ đồ PFD cụm ARU

Loại khí nhẹ hòa tan

Các dòng amine sau khi hấp thụ khí chua tại các phân xưởng RFCC và LCO HDT đượchòa trộn và đi vào thiết bị tách hydrocarbon nhẹ và các khí hòa tan tại thiết bị D-1901Rich Amine Flash Drum Tránh hiện tượng khí acid sẽ bị lôi cuốn cùng với hỗn hợp khí

ra từ đỉnh D-1901, dòng amine DEA 20% được đưa vào ngược chiều dòngkhí Dòng amine sau khi tách sẽ được đưa về thùng chứa TK-5604 Light Slop Tank

[3]

Tái sinh amine

Dòng rich amine từ thiết bị D-1901 được gia nhiệt qua hệ thống trao đổi nhiệt 1901) và đi vào tháp tái sinh amine T-1901 (Amine Regenerator) với áp suất đỉnh là1.2 kg/cm2g và hồi lưu hoàn toàn H2S và CO2 được tách ra khỏi amine DEA

(E-Hỗn hợp khí chua sẽ thoát ra và H2S sẽ được đưa qua cụm thu hồi lưu huỳnh Sulphur Recovery Unit (SRU) hoặc đưa tới flare

Dòng amine sạch nhận được được từ D-1902 sẽ được trộn bổ sung lượng nước khử khoáng do bị mất mát, bay hơi trong quá trình, sau đó sẽ được vận chuyển quay trở lại tháp T-1901 bằng bơm P-1902 A/B Regenerator Reflux Pump.[3]

1.4.5 Yêu cầu dòng amine sau tái sinh

Phân xưởng ARU được thiết kế để cung cấp nhu cầu amine cho các cụm phân xưởng cần

xử lý khí axit: Offgas Absorber từ RFCC, LPG Absorber từ RFCC, Fuel Gas Absorber từLCO HDT

Trong các tiêu chuẩn kiểm soát chất lượng dòng amine sau tái sinh thì tiêu chuẩn hàm lượng lưu huỳnh và nồng độ amine là hai yếu tố quan trọng nhất

Bảng 1.6: Yêu cầu kĩ thuật dòng amine sau tái sinh [3]

sau tái sinh

Hàm lượng lưu huỳnh 0,022 mole/mole DEA

1.5 Các phương án lựa chọn dung môi thay thế cho quá trình làm ngọt khí

Theo Astarita (1983), khoảng 50 - 70% chi phí đầu tư ban đầu vào quá trình làm ngọt khí

liên quan đến tốc độ tuần hoàn dung môi, 10 - 20% chi phí đầu tư ban đầu phụ thuộc vào

lượng năng lượng cho quá trình tái sinh dung môi Thêm vào đó, khoảng 70% chi phí vận

hành bao gồm nhân công quyết định bởi quy trình tái sinh Do đó, lựa chọn dung môi

thích hợp có thể vừa làm giảm năng lượng tiêu tốn cần cho quá trình tái sinh vừa làm

giảm tốc độ tuần hoàn của dung môi và quan trọng nhất là quyết định đến chi phí đầu tư

cho cả quá trình làm ngọt khí.[4]

Hiện tại, nhà máy đang sử dụng dung môi DEA, nhưng khi thay đổi thành phần nguyên

liệu mới, nó không đáp ứng được yêu cầu nồng độ của dòng khí chua đi vào phân xưởng

SRU Vì thế, cần tìm kiếm loại dung môi thay thế phù hợp hơn Để lựa chọn dung môi

thích hợp cho quá trình làm ngọt khí, một số yếu tố sau được xét đến nhiều yếu tố Độ

chọn lọc và tính tiết kiệm về mặt năng lượng khi sử dụng dung môi là hai yếu tố quang

trọng hàng đầu được xem xét và cân nhắc Vì độ chọn lọc của dung môi nó quyết định

đến chất lượng của dòng khí chua vào cụm phân xưởng SRU, độ chọn lọc giữa H2S và

CO2 cao giúp tăng nồng độ của H2S lên sau khi ra khỏi tháp tái sinh để đi vào phân xưởng

SRU, điều này cải thiện hiệu quả hoạt động của cụm SRU Bên cạnh đó năng lượng tiêu

tốn trong quá trình tái sinh và bơm tuần hoàn amine cũng là yếu tố rất quang trọng vì

chúng quyết định đến hiệu quả kinh tế của nhà máy Ngoài ra còn một số giải pháp khác

để xem xét lựa chọn amine như:

- Giảm tốc độ tuần hoàn amine bằng cách sử dụng amine với nồng độ cao hơn để tăng khả

năng tải khí chua, giảm công suất cho bơm

- Giảm thiểu kích thước và công suất của reboiler/condenser bằng cách sử dụng amine có

tốc độ tuần hoàn thấp hoặc nhiệt phản ứng với CO2 và H2S thấp

- Sử dụng amine hoặc hỗn hợp amine ít bị thoái hóa, chống chịu tốt, phản ứng nhanh vớilượng khí chua để giảm thiểu khả năng ăn mòn, mất mát dung môi và đạt được hiệu quả hấpthụ cao.

- Thay đổi công nghệ để tăng hiệu quả của quá trình như hấp thụ nối tiếp hay song song,

sử dụng tháp tách để tách thô CO2 trước khi hấp thụ… Tuy nhiên phương án này ngày naykhông được đầu tư nghiên cứu nhiều

Như vậy, dựa trên lý thuyết và các tài liệu thực nghiệm từ nhà máy lọc dầu Dung Quất thìviệc tìm kiếm một loại dung môi mới thay thế dung môi DEA hiện tại để phù hợp hơn vớinguồn nguyên liệu mới có hàm lượng khí chua nhiều hơn là nhiệm vụ đang đặt ra cho nhàmáy lọc dầu Dung Quất Vậy làm thế nào để giải quyết bài toán này để không những đápứng được yêu cầu về mặt kỹ thuật mà còn đảm bảo hiệu quả kinh tế? Phần tiếp theo củanghiên cứu này sẽ trình bày phương án để thử nghiệm, đánh giá và lựa chọn dung môithông qua phần mềm mô phỏng Hysys

CHƯƠNG 2: XÂY DỰNG MÔ HÌNH MÔ PHỎNG THỰC TẾ CỦA DUNG MÔI DEA CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT.

2.1 Mô phỏng quy trình công nghệ

Nghiên cứu này sử dụng phần mềm Aspen HYSYS V8.8 để mô phỏng quy trình hấp thụ

và tái sinh bằng amine của nhà máy lọc dầu Dung Quất, sử dụng hệ nhiệt động Acid Gasdùng cho amine để tính toán tỉ lệ H2S/CO2 và tính toán năng lượng sử dụng trong quátrình Dựa trên kết quả thực tế của nhà máy về thành phần dòng khí ngọt được sử dụng đểlàm tiêu chuẩn đánh giá kết quả mô phỏng các dòng khí ngọt trong mô hình, sau đó tiếnhành so sánh năng lượng tiêu tốn của từng loại amine để chọn được loại amine có thế đápứng được tỉ lệ H2S/CO2 và tiêu hao năng lượng thấp nhất

Trong quy trình công nghệ, năng lượng tiêu thụ chủ yếu ở hai thiết bị bơm tuần hoànamine tái sinh và thiết bị reboiler của tháp tái sinh Vì thế, nhóm sẽ tập trung khảo sátnăng lượng của quá trình dựa trên hai thiết bị này

Mô hình mô phỏng các tháp hấp thụ và tháp tái sinh của nhà máy:

Hình 2.1 Sơ đồ công nghệ quy trình amine

Sơ đồ trên được xây dựng dựa trên bảng vẽ PFD và P&ID của nhà máy và dữ liệu về thành phần dòng nguyên liệu vào các tháp hấp thụ.

Bảng 2.1: Thành phần dòng khí chua vào tháp hấp thụ T-2402 LCO ABSORBER

Bảng 2.2: Thành phần dòng khí chua vào tháp hấp thụ T-1555 FUEL GAS ABSORBER