(TIỂU LUẬN) 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

Mục tiêu đề tài

Thông qua mô phỏng quy trình amine trong các cụm phân xưởng và thay đổi dung môi nhờ hệ nhiệt động amine, đề tài này nhằm mục đích:

Việc lựa chọn đúng chất hấp thụ mang lại hiệu quả cao hơn cho các quá trình xử lý và đồng thời đảm bảo hàm lượng H2S và CO2 trong thành phần sản phẩm nằm trong giới hạn cho phép.

Xác định thành phần dung dịch hấp thụ của quá trình xử lý khí chua là yếu tố cốt lõi giúp tối ưu hiệu quả xử lý và giảm chi phí vận hành Việc lựa chọn và tối ưu thành phần dung dịch hấp thụ dựa trên thành phần của khí chua, nhiệt độ và áp suất vận hành cho phép tăng hiệu suất hấp thụ CO2 và H2S đồng thời giảm tiêu thụ hóa chất và năng lượng tái sinh Phân tích kinh tế và đánh giá hiệu quả vận hành được tích hợp vào quá trình thiết kế để xác định tỷ lệ và loại dung môi phù hợp, cân bằng giữa hiệu quả xử lý và chi phí vận hành Việc theo dõi và điều chỉnh thành phần dung dịch hấp thụ theo biến động của lưu lượng khí và điều kiện vận hành giúp giảm thất thoát dung môi và tối ưu hóa chi phí bảo trì Kết quả là quá trình xử lý khí chua được cải thiện về mặt kinh tế, với hiệu suất xử lý cao và chi phí vận hành được tối ưu hóa.

Amine mới có thể hoạt động với nồng độ cao hơn và có khả năng hấp thụ các khí axit lớn hơn nhằm giảm lượng amine tuần hoàn.

Việc lựa chọn dung dịch hấp thụ phù hợp cho phép giảm tối đa chi phí vận hành và tối ưu hóa các thông số kinh tế - kỹ thuật của hệ thống xử lý Dung dịch được tối ưu sẽ giảm thiểu các tác động tiêu cực đến đường ống và thiết bị, từ đó nâng cao độ bền và độ tin cậy của toàn bộ chu trình vận hành Nhờ đó, hiệu suất xử lý được cải thiện, chi phí bảo trì và vận hành được giảm thiểu, đạt mục tiêu tối ưu hóa tổng thể cho hệ thống.

Phương pháp nghiên cứu

Đề tài dựa trên dữ liệu thu thập từ các bài báo nghiên cứu và bổ sung bằng tư liệu từ nhà máy lọc dầu Dung Quất để bám sát thực tế hoạt động của nhà máy hiện tại Việc kết hợp dữ liệu nghiên cứu và thông tin thực tế cho phép đánh giá kỹ lưỡng và lựa chọn dung môi hấp thụ tối ưu cho quy trình amine, phù hợp với nguồn nguyên liệu mới của nhà máy Nhờ đó, quy trình amine có thể được tối ưu hóa về hiệu suất hấp thụ, tính ổn định và tính khả thi về mặt kinh tế, đồng thời đảm bảo tương thích với điều kiện vận hành tại Dung Quất Kết quả này hỗ trợ quyết định kỹ thuật và kế hoạch triển khai khu vực sản xuất, đáp ứng mục tiêu sử dụng nguồn nguyên liệu mới một cách hiệu quả.

Các bước thực hiện đề tài:

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

Dựa trên tham khảo từ các bài báo khoa học, bài viết phân tích ưu nhược điểm của từng loại amine để từ đó lựa chọn dung môi phù hợp cho từng ứng dụng và mục tiêu công nghệ Việc so sánh các đặc tính hóa lý, độ bền nhiệt, khả năng hòa tan và mức độ tương thích với các dung môi khác giúp nhận diện những lợi thế và hạn chế của mỗi loại amine Từ kết quả đánh giá này, quy trình lựa chọn dung môi được định hình một cách có hệ thống nhằm tối ưu hóa hiệu suất và chi phí Sau đó, xây dựng các mô hình mô phỏng cho các dung môi đã chọn để dự báo hành vi và hỗ trợ quyết định thiết kế, dựa trên cơ sở dữ liệu và kết quả từ các bài báo khoa học liên quan.

Để đánh giá tiềm năng cải tiến của quá trình, hãy sử dụng công cụ Case Studies trong HYSYS nhằm xây dựng và so sánh các kịch bản vận hành Quá trình này cho phép đánh giá khả năng tối ưu hóa năng lượng và khả năng hấp thụ khí chua qua các tiêu chí cụ thể về tối ưu hóa năng lượng và hiệu quả hấp thụ khí chua Bằng cách thiết lập các Case Studies cho các trường hợp vận hành khác nhau, người dùng có thể đo lường tiết kiệm năng lượng, giảm tiêu thụ nhiên liệu và tối ưu hóa trao đổi nhiệt, từ đó xác định các điểm tối ưu và đề xuất các cải tiến có thể triển khai Nội dung đánh giá tập trung vào hai yếu tố chính: tối ưu hóa năng lượng và khả năng hấp thụ khí chua, giúp tối ưu chi phí vận hành và nâng cao hiệu quả tổng thể của hệ thống.

Để tối ưu hóa quy trình sản xuất, cần tiến hành so sánh các loại dung môi đã được mô phỏng trên các tiêu chí hiệu quả biến đổi, an toàn và chi phí vận hành, từ đó xác định dung môi phù hợp với yêu cầu cải biến của nhà máy Quá trình phân tích sẽ xem xét khả năng hòa tan, độ bay hơi, tương thích vật liệu và ảnh hưởng tới hiệu suất thiết bị để lựa chọn dung môi tối ưu cho hệ thống sản xuất Dựa trên kết quả so sánh này, đề xuất dung môi phù hợp và thiết lập các tiêu chuẩn đánh giá nhằm đáp ứng đúng yêu cầu cải biến của nhà máy Cuối cùng, đưa ra các kiến nghị về triển khai thử nghiệm, quản lý rủi ro, kế hoạch vận hành và các bước theo dõi để đảm bảo sự thành công của quá trình cải biến và tối ưu hóa chi phí vận hành.

TỔNG QUAN

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

Dung Quất Refinery (DQR) được đưa vào hoạt động từ ngày 06/01/2011, có công suất lọc dầu 6,5 triệu tấn/năm (tương đương 145 nghìn thùng dầu thô/ngày) Nhà máy được thiết kế để sử dụng chủ yếu dầu thô từ mỏ Bạch Hổ (do Vietsovpetro khai thác) cho giai đoạn dài đến trước năm 2015 Dầu thô mỏ Bạch Hổ là nguồn nguyên liệu cho DQR, tuy nhiên sản lượng khai thác ngày càng giảm dần hàng năm và trong tương lai gần sẽ không đáp ứng được nhu cầu nguyên liệu của nhà máy.

Vào đầu năm 2015, nguồn dầu vào phân xưởng xử lý lưu huỳnh được duy trì dưới dạng một hỗn hợp giữa dầu Bạch Hổ và dầu Dubai với tỉ lệ 85% dầu Bạch Hổ và 15% dầu Dubai Trong quá trình nâng cấp và mở rộng phân xưởng, việc sử dụng một phần dầu Dubai để thay thế cho dầu Bạch Hổ đã làm tăng hàm lượng lưu huỳnh đầu vào và đòi hỏi điều chỉnh quy trình xử lý cũng như tối ưu hóa công suất, chi phí vận hành và hiệu quả của hệ thống.

CO2 có mặt trong nguồn nguyên liệu đầu vào và ảnh hưởng đến các phân xưởng sử dụng amine để xử lý hàm lượng axit trong dòng nguyên liệu, bao gồm phân xưởng xử lý LPG, phân xưởng xử lý LCO bằng Hydro LCO HDT, phân xưởng xử lý offgas RFCC và cụm phân xưởng xử lý lưu huỳnh SRU Lượng khí axit, như CO2 và H2S, được hấp thụ bởi dung môi amine và đưa về phân xưởng tái sinh amine (ARU) Dung môi sau đó được tái sinh và tuần hoàn trở lại các tháp hấp thụ, trong khi dòng khí axit đi ra từ tháp tái sinh sẽ được đưa làm nguyên liệu cho cụm SRU để thu hồi lưu huỳnh.

Hiện nay nhà máy lọc dầu Dung Quất đang sử dụng dung môi hấp thụ Diethanolamine (DEA) để hấp thụ CO2 và H2S Tuy nhiên, việc thay đổi nguồn nguyên liệu đầu vào với hàm 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, ảnh hưởng rõ rệt đến hiệu quả hoạt động của các tháp hấp thụ và đặc biệt là phân xưởng SRU Các phân xưởng SRU1 và SRU2 của nhà máy lọc dầu Dung Quất được thiết kế để thu hồi lưu 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 SRU1 và SRU2.

Trong quy trình xử lý lưu huỳnh, 4 sản phẩm lưu huỳnh lỏng đã tách khí với hiệu suất thu hồi lên đến trên 95% lượng lưu huỳnh đưa vào phân xưởng Tuy nhiên, lượng khí CO2 cao trong dòng khí axit cấp vào cụm SRU chiếm tỷ lệ lớn so với các hợp chất chứa lưu huỳnh, gây khó khăn trong việc duy trì nhiệt độ ổn định tại thiết bị phản ứng và ảnh hưởng đến hiệu quả vận hành Để cải thiện hiệu suất và ổn định quá trình, cần tối ưu hóa thành phần khí đầu vào, điều chỉnh điều kiện vận hành và cải thiện hệ thống làm lạnh nhằm đảm bảo an toàn và tối ưu chi phí.

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

Chất hấp thụ được sử dụng tại nhà máy Dung Quất là Diethanolamine (DEA) DEA có lịch sử phát triển lâu dài và được sử dụng rộng rãi trong các nhà máy lọc dầu/chế biến khí trên thế giới Công nghệ hấp thụ dùng DEA thể hiện sự ổn định cao, tính linh hoạt trong vận hành, chi phí hợp lý và đảm bảo chất lượng sản phẩm đạt tiêu chuẩn kỹ thuật [1]

Do bản chất cấu tạo và đặc tính vật lý–hóa học của hợp chất DEA, còn tồn tại một số nhược điểm đáng lưu ý Cụ thể, quá trình tái sinh DEA đòi hỏi lượng nhiệt đáng kể, và năng lượng cần cho tái sinh có thể chiếm tới khoảng một phần ba tổng chi phí vận hành để hoàn nguyên chất hấp thụ trong phân xưởng.

DEA có khả năng hấp thụ khí chua thấp do khối lượng mol của DEA lớn hơn so với các amine bậc 1 như MEA và DGA Lượng khí chua được hấp thụ bởi DEA không vượt quá 0,7 mol khí chua trên mol DEA Sau quá trình giải hấp, lượng khí chua còn lại trong DEA khoảng 0,4 mol trên mỗi mol DEA Vì vậy, toàn bộ quá trình hấp thụ bằng DEA sẽ thu được khoảng 0,3 mol khí chua trên mỗi 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 H 2 S và CO 2 trong dòng khí nguyên liệu.

Việc 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 và gây thất thoát amine do dòng khí lôi cuốn theo Để giảm thiểu rủi ro, cần kiểm soát nồng độ DEA, tối ưu hóa điều kiện vận hành và cải tiến hệ thống thoát khí nhằm ngăn ngừa sự hình thành bọt và thất thoát amine.

Việc nghiên cứu, phát triển và cải tiến quy trình hấp thụ bằng amine đã được các viện và công ty dầu khí hàng đầu thế giới, điển hình như Union Carbide và Dow Chemical (Mỹ), dẫn đầu Nỗ lực này nhằm tối ưu hóa hiệu suất loại bỏ CO2 và H2S khỏi khí tự nhiên và các sản phẩm khí khác, đồng thời giảm tiêu thụ năng lượng, hạn chế ăn mòn và kéo dài tuổi thọ của hệ hấp thụ Các công nghệ amine hiện đại tập trung vào cải thiện khả năng hấp thụ, tối ưu chu trình tái sinh và giảm chi phí vận hành thông qua tái sử dụng dung dịch amine và kiểm soát nhiệt độ, áp suất Nhờ vậy, quy trình hấp thụ amine ngày càng được ứng dụng rộng rãi trên toàn cầu, đóng góp vào hiệu quả xử lý khí, an toàn vận hành và bảo vệ môi trường.

Elf Aquitaine (Pháp) và BASF (Đức) đã tiến hành các nghiên cứu từ những năm 1980 Phân tích các tài liệu cho thấy công trình nghiên cứu được thực hiện theo hai 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 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 quy trình công nghệ mới sẽ trở nên khó khăn và tốn nhiều chi phí, không mang lại hiệu quả kinh 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 hướng thứ hai.

Trong lịch sử phát triển công nghệ tẩy khí chua bằng amine, giai đoạn đầu vào những năm 1970 chứng kiến MEA được dùng phổ biến rộng rãi, sau đó dần được thay thế bằng DEA Đến thập kỷ 1990, sự bùng nổ trong việc sử dụng Methyldiethanolamine (MDEA) diễn ra do nhiều nhà máy chuyển đổi từ MEA/DEA sang MDEA hoặc các hỗn hợp chứa MDEA; nguyên nhân là MDEA có những ưu điểm được ghi nhận, giúp cải thiện hiệu suất và tối ưu hoá vận hành.

Trong dòng khí nhiên liệu thô, công nghệ tách H2S/CO2 cho phép loại bỏ hoàn toàn H2S và chỉ loại bỏ một phần CO2 Nhờ đó, chất lượng nguyên liệu được cung cấp cho phân xưởng SRU được nâng cao và công suất của phân xưởng này được tăng lên.

Đề tài nghiên cứu áp dụng dung dịch hỗn hợp chứa chất hấp thụ đại diện MDEA nhằm tìm ra hỗn hợp phù hợp có thể thay thế chất hấp phụ DEA, tăng khả năng hấp thụ và nâng cao công suất phân xưởng thu hồi lưu huỳnh, đồng thời duy trì hoạt động ổn định của các tháp hấp thụ, giảm chi phí năng lượng, và kéo dài thời gian vận hành của thiết bị và chất hấp thụ; nghiên cứu tập trung vào việc lựa chọn chất hấp phụ tối ưu và thực hiện tính toán lý thuyết – thực nghiệm nồng độ các thành phần trong dung dịch hỗn hợp có chứa MDEA, bổ sung các phụ gia ức chế ăn mòn, ức chế tạo bọt và ngăn chặn sự thoái hóa chất hấp thụ, nhằm tối ưu thông số vận hành và cải tiến thiết bị dựa trên chất hấp thụ mới.

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

Các tiêu chí lựa chọn amine cho quá trình làm ngọt khí đã thay đổi theo thời gian Cho đến năm 1970, monoethanolamine (MEA) được xem là amine đầu tiên để xem xét cho bất kỳ ứng dụng nào trong làm ngọt khí Sau đó, những năm 1970 chứng kiến sự chuyển từ MEA sang Diethanolamine (DEA) mang lại kết quả khả quan hơn Trong khoảng mười năm gần đây, các loại amine như MDEA và DGA đã dần trở nên phổ biến và được ưa chuộng hơn trong quá trình làm ngọt khí.

Drawing on foundational papers such as "Selecting Amines for Sweetening Units" by John Polasek, "Sweetening LPG's with Amines" by Joseph W Holmes, and "Converting to DEA/MDEA Mix Ups Sweetening Capacity" by Michael L Spears, this article references the operating parameters of different amines to guide solvent selection and to perform process simulations Each amine has a defined operating range, and the corresponding conditions and performance parameters are discussed below to support optimized sweetening of LPG and related streams The goal is to help select the appropriate amine solvent, understand its activity under specific conditions, and set up accurate simulations for comparing amine options in sweetening units.

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

0.3-0.35 0.3-0.35 0.3-0.35 Không giới hạn khí axit

MEA được nêu ra trong nhiều tài liệu liên quan đến công nghệ xử lý khí, nhưng MEA không phải là loại alkanolamine được sử dụng phổ biến nhất trong các quy trình xử lý khí Do đó, việc dùng MEA đã có xu hướng giảm trong những năm gần đây khi các giải pháp thay thế có hiệu quả và chi phí vận hành cạnh tranh hơn được ưu tiên.

Bản thân MEA không gây ăn mòn đặc biệt, nhưng các sản phẩm phân hủy của MEA lại có khả năng ăn mòn rất cao MEA phản ứng với các chất oxy hóa như COS, CS2, SO2, SO3 và oxy để hình thành các sản phẩm hòa tan và các sản phẩm này phải được loại bỏ khỏi hệ thống tuần hoàn để ngăn ngừa các vấn đề ăn mòn nghiêm trọng Quy trình thoái hoá MEA cũng làm giảm nồng độ amine hiệu quả, ảnh hưởng tới hiệu suất xử lý trong hệ thống.

Với MEA, nhiệt của phản ứng với CO2 khoảng 825 BTU/lb CO2, nên nguồn khí chứa nồng độ CO2 cao sẽ gây ra nhiệt tỏa cực kỳ lớn và khiến việc loại bỏ khí axit kém hiệu quả; nhiệt phản ứng giữa MEA và H2S ở mức khoảng 550 BTU/lb Điều này cho thấy sự khác biệt về nhiệt giữa CO2 và H2S ảnh hưởng đến hiệu suất xử lý và cần kiểm soát thành phần khí đầu vào để tối ưu quá trình hấp thụ.

Chi phí dung môi thấp Ổn định nhiệt tốt.

Loại bỏ một phần COS và CS 2 , 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 H 2 S và

Dễ bị thoái hóa khi có mặt COS và CS 2 , và không thể tái sinh Yêu cầu reclaimer.

Phản ứng giữa MEA và CO2 tạo ra các sản phẩm như oxazolidone-2,1-(2-hydroxyethyl)imidazolidone-2 và N-(2-hydroxyethyl)ethylenediamine (HEED), và các polyamine làm tăng tốc độ ăn mòn đồng thời gây thất thoát MEA Trong các ứng dụng xử lý khí, MEA vẫn có thể được sử dụng để loại bỏ H2S và CO2 mà không có các chất ô nhiễm như COS và CS2 Tuy nhiên, các dung môi hiệu quả hơn đang nhanh chóng thay thế MEA, đặc biệt trong xử lý khí tự nhiên áp suất cao.

DEA là một alkanolamine bậc hai, có thành phần khoảng 25 đến 35% theo khối lượng trong nước Các sản phẩm phân hủy của DEA ít ăn mòn hơn các sản phẩm phân hủy của MEA, theo tài liệu tham khảo [2] Ưu điểm của DEA được nhấn mạnh là khả năng giảm ăn mòn và tăng tính tương thích vật liệu trong các ứng dụng liên quan đến xử lý nước và dung môi.

Không bị thoái hóa với COS và CS 2 Áp suất hơi thấp, cho lượng tổn thất dung môi thấp hơn Ít ăn mòn khi so với MEA.

Chi phí dung môi thấp.

Phản ứng thấp hơn so với

MEA Không chọn lọc với H 2 S.

Yêu cầu tuần hoàn cao.

Các sản phẩm phân huỷ do phản ứng của DEA và CO 2 ở nhiệt độ cao bao gồm:

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)).

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

DGA đóng vai trò làm ngọt các dòng khí chứa axit có áp suất riêng phần cao và có khả năng phản ứng mạnh với CO2 hơn H2S So với các amine khác ở nồng độ cao trong dung dịch, DGA có một số ưu điểm dẫn đến tỷ lệ tuần hoàn thấp hơn và điểm đóng rắn thấp hơn Ngoài ra, DGA không có khả năng tái sinh với COS, CS2, SO2 và SO3 Một nhược điểm chính của DGA là nhiệt phản ứng cho cả CO2 và H2S, với ước tính khoảng 850 BTU/lb.

(674 BTU / lb) đều rất cao [4] Ưu điểm

Tiết kiệm chi phí vận hành do tốc độ tuần hoàn thấp Loại bỏ được COS và CS 2

Khả năng phản ứng cao.

Loại bỏ được một phần mercaptan so với dung môi khác Điểm đong đặc thấp. Ổn định nhiệt cao.

Hấp thụ các hợp chất thơm (khả năng làm phức tạp thiết kế phân xưởng thu hồi lưu huỳnh)

Chi phí dung môi cao hơn so với MEA và DEA.

Trong những năm gần đây, dung môi hấp thụ MDEA được cung cấp bởi một số nhà cung cấp dung môi, chiếm một phần đáng kể trên thị trường Sự phát triển của dung môi MDEA cho thấy sự đa dạng hóa nguồn cung và sự tăng trưởng nhu cầu từ các ngành công nghiệp xử lý khí, lọc và nước thải Với các ưu điểm như khả năng tái sinh tốt và hiệu suất hấp thụ ổn định, MDEA ngày càng trở thành lựa chọn phổ biến cho các chu trình hấp thụ trong nhiều quy trình công nghiệp, đồng thời đẩy mạnh cạnh tranh giữa các nhà cung cấp và củng cố chuỗi cung ứng Nghiên cứu và phát triển cùng với chuẩn hóa quy trình sản xuất đang nâng cao chất lượng, tính đồng nhất và tính sẵn có của dung môi MDEA trên thị trường toàn cầu.

Đây là một đổi mới lớn trong ngành công nghiệp xử lý khí trong thập kỷ qua Thành công thương mại chủ yếu đến từ khả năng chọn lọc H2S khi xử lý một dòng khí chứa H2S, giúp tối ưu quá trình tách chất độc hại và nâng cao hiệu quả kinh tế của các hệ thống xử lý khí công nghiệp.

CO 2 [4] Giảm nồng độ CO 2 có ích trong các ứng dụng đòi hỏi phải nâng cao hàm lượng

H 2 S hoặc điều chỉnh lượng khí CO 2

Sự có mặt của oxy khi kết hợp với MDEA tạo thành các axit ăn mòn, nếu không được loại bỏ khỏi hệ thống có thể dẫn đến sự tích tụ của lưu huỳnh trong hệ thống Để vận hành an toàn và hiệu quả, cần kiểm soát mức oxy và loại bỏ các axit ăn mòn một cách triệt để, từ đó giảm thiểu ăn mòn thiết bị và ngăn ngừa tích tụ lưu huỳnh, đồng thời tối ưu hóa hiệu suất của hệ thống.

CO 2 Áp suất hơi thấp. Ít ăn mòn.

Năng lượng tiêu tốn ít (tiết kiệm chi phí đầu tư và tiết kiệm chi phí vận hành).

Chi phí dung môi cao.

Khả năng phản ứng thấp

Loại bỏ kém COS, CS 2

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:

 Đối với nguyên liệu vào là dầu Bạch Hổ:

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

(Số liệu được lấy vào 2/11/2017)

Thành phần Offgas Absorber LPG Absorber Fuel Gas

 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)

Thành phần Offgas Absorber LPG Absorber Fuel Gas Absorber

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)

Cụm phân xưởng Tốc độ dòng nguyên liệu thiết kế (m 3 /h)

Nguyên liệu là dầu Nguyên liệu là dầu phối Bạch Hổ trộn (85% dầu Bạch Hổ và

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 ở bảng sau:

Bảng 1.5 ghi lại điều kiện nhiệt độ và áp suất của các dòng nguyên liệu và sản phẩm thuộc cụm ARU, được lấy từ số liệu ngày 2/11/2017 Các điều kiện vận hành được thể hiện ở dạng các cột: Dòng, Áp suất (kg/cm^2 g) và Nhiệt độ (°C).

Nồng độ amine DEA thường được duy trì ở mức 20% trọng lượng trong các tháp hấp thụ để đảm bảo hiệu quả xử lý và ổn định quá trình Reboiler sử dụng dòng hơi nước áp thấp để gia nhiệt cho tháp tái sinh nhằm giảm thiểu hiện tượng thoái hóa amine khi tháp hoạt động ở nhiệt độ cao Việc kiểm soát nồng độ amine và cung cấp nhiệt phù hợp cho quá trình tái sinh giúp tối ưu hóa hiệu suất vận hành và tuổi thọ của hệ thống xử lý amine.

Chất phụ gia được thêm vào nhằm tăng hiệu quả của các chất ức chế chống tạo bọt và chống ăn mòn, đặc biệt khi đối mặt với các chất bẩn như muối bền nhiệt, amine thoái hóa và một số hydrocarbon lỏng khác.

Bể chứa amine TK-1901 được thiết kế với kích thước đủ lớn để chứa toàn bộ lượng amine dùng trong nhà máy khi cần dừng hoạt động để tiến hành bảo dưỡng, nhằm đảm bảo an toàn và continuity cho quy trình sản xuất Thiết kế này cho phép lưu trữ dự phòng amine tại chỗ, tối ưu hoá kế hoạch bảo dưỡng và giảm thiểu thời gian ngừng hệ thống Bể đáp ứng các yêu cầu về an toàn, chống ăn mòn và phù hợp với đặc tính của dung dịch amine, hỗ trợ vận hành ổn định và hiệu quả của toàn bộ hệ thống xử lý.

Thêm dòng amine: amine nguyên chất sẽ được trộn với nước khử khoáng trước khi bổ sung vào các phân xưởng hấp thụ để đảm bảo chất lượng và hiệu suất của quá trình Thông thường, amine và các sản phẩm thoái hoá của nó rất khó phân tách trong hệ thống tháp chưng cất nhanh đơn giản do chúng có nhiệt độ sôi gần nhau, dẫn đến thách thức tách biệt và đòi hỏi các biện pháp kỹ thuật phù hợp để tối ưu hóa vận hành.

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 được hòa trộn và đi vào thiết bị tách hydrocarbon nhẹ cùng với các khí hòa tan tại thiết bị D-1901 Rich Amine Flash Drum Để tránh hiện tượng khí acid bị lôi cuốn theo hỗn hợp khí ra từ đỉnh D-1901, dòng amine DEA 20% được đưa vào ngược chiều luồng khí Sau quá trình tách, dòng amine được đưa về thùng chứa TK-5604 Light Slop Tank.

Dòng rich amine từ thiết bị D-1901 được gia nhiệt qua hệ thống trao đổi nhiệt (E-

1901) và đi vào tháp tái sinh amine T-1901 (Amine Regenerator) với áp suất đỉnh là 1.2 kg/cm 2 g và hồi lưu hoàn toàn H 2 S và CO 2 được tách ra khỏi amine DEA.

Hỗn hợp khí chua sẽ thoát ra và H 2 S sẽ được đưa qua cụm thu hồi lưu huỳnh Sulphur Recovery Unit (SRU) hoặc đưa tới flare.

Dòng amine sạch từ D-1902 sau khi mất mát nước khử khoáng do bay hơi trong quá trình sẽ được bổ sung và đưa trở lại tháp T-1901 bằng bơm P-1902 A/B Regenerator Reflux Pump để tiếp tục vòng hồi lưu.

1.4.5 Yêu cầu dòng amine sau tái sinh

Phân xưởng ARU được thiết kế để cung cấp amine cho các cụm phân xưởng cần xử lý khí axit, bao gồm Offgas Absorber từ RFCC, LPG Absorber từ RFCC và Fuel Gas Absorber từ LCO HDT Việc cung cấp amine từ ARU đảm bảo hoạt động ổn định và hiệu quả của hệ thống hấp thụ khí axit, tối ưu hóa hiệu suất xử lý Offgas và LPG từ RFCC cũng như Fuel Gas từ LCO HDT, đồng thời tăng an toàn và tin cậy cho toàn bộ quá trình vận hành.

Trong các tiêu chuẩn kiểm soát chất lượng dòng amine sau tái sinh, hai yếu tố được xác định là quan trọng nhất là hàm lượng lưu huỳnh và nồng độ amine Việc giám sát chặt chẽ hàm lượng lưu huỳnh giúp ngăn ngừa ăn mòn thiết bị và tối ưu hóa hiệu suất quá trình, trong khi kiểm soát nồng độ amine đảm bảo đủ hoạt tính và an toàn vận hành Các tiêu chuẩn này cần có phương pháp phân tích chuẩn xác, giới hạn tham chiếu rõ ràng và quy trình xử lý phù hợp để duy trì chất lượng và tuân thủ yêu cầu môi trường Kết quả là, hai yếu tố hàm lượng lưu huỳnh và nồng độ amine đóng vai trò then chốt trong kiểm soát chất lượng dòng amine sau tái sinh.

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

Chất lượng Yêu cầu dòng amine sau tái sinh

Hàm lượng lưu huỳnh 0,022 mole/mole DEA

Nồng độ amine 20% wt DEA

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

Trong quá trình làm ngọt khí, khoảng 50–70% chi phí đầu tư ban đầu phụ thuộc vào tốc độ tuần hoàn dung môi, 10–20% chi phí đầu tư ban đầu còn lại phụ thuộc vào lượng năng lượng dành cho quá trình tái sinh dung môi Thêm vào đó, khoảng 70% chi phí vận hành được xác định bởi nhân công dựa trên quy trình tái sinh Do đó, việc lựa chọn dung môi phù hợp có thể vừa giảm lượng năng lượng tiêu thụ cho tái sinh vừa làm giảm tốc độ tuần hoàn của dung môi và quan trọng nhất là ảnh hưởng đến chi phí đầu tư cho toàn bộ quá trình làm ngọt khí [4].

Hiện tại, nhà máy đang sử dụng dung môi DEA, nhưng khi chuyển sang thành phần nguyên liệu mới, nồng độ của dòng khí chua đi vào phân xưởng không đáp ứng yêu cầu thiết kế Để khắc phục, cần rà soát lại công thức pha trộn, điều chỉnh tỉ lệ nguyên liệu và điều kiện vận hành, đồng thời đánh giá sự tương thích giữa dung môi mới, khí chua và hệ thống xử lý để đảm bảo hiệu suất và an toàn cho quá trình sản xuất.

SRU cần tìm loại dung môi thay thế phù hợp hơn cho quá trình làm ngọt khí Để lựa chọn dung môi thích hợp cho quá trình này, nhiều yếu tố được xem xét, trong đó độ chọn lọc và khả năng tiết kiệm năng lượng của dung môi được xem là hai yếu tố hàng đầu Độ chọn lọc của dung môi quyết định chất lượng của dòng khí chua trước khi vào cụm phân xưởng SRU, đặc biệt là sự cân bằng chọn lọc giữa H2S và CO2, từ đó ảnh hưởng đến hiệu quả xử lý và hiệu suất của hệ thống làm ngọt khí.

CO 2 cao giúp tăng nồng độ của H 2 S lên sau khi ra khỏi tháp tái sinh để đi vào phân xưởng

SRU cải thiện hiệu quả vận hành của cụm SRU, đồng thời năng lượng tiêu thụ cho quá trình tái sinh và bơm tuần hoàn amine là yếu tố quan trọng quyết định đến hiệu quả kinh tế của nhà máy Bên cạnh đó, còn có một số giải pháp khác để xem xét khi lựa chọn amine nhằm tối ưu hiệu suất và chi phí vận hành.

- 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 CO 2 và H 2 S thấp.

Để tối ưu hóa hiệu suất hấp thụ khí chua, hãy sử dụng amin hoặc hỗn hợp amine ít bị thoái hóa, có khả năng chống chịu tốt và phản ứng nhanh với khí axit Việc lựa chọn đúng đảm bảo giảm thiểu ăn mòn kim loại và mất dung môi, từ đó nâng cao hiệu quả hấp thụ và độ bền của hệ xử lý.

Đổi công nghệ để tăng hiệu quả của quá trình hấp thụ CO2 có thể thực hiện qua hai hướng chính là hấp thụ nối tiếp và hấp thụ song song, đồng thời sử dụng tháp tách để tách thô CO2 trước khi hấp thụ diễn ra Tuy nhiên phương án này ngày nay không được đầu tư nghiên cứu nhiều nên chưa được triển khai rộng rãi và tiềm năng cải thiện hiệu suất vẫn chưa được khai thác đầy đủ.

Dựa trên lý thuyết và các tài liệu thực nghiệm từ nhà máy lọc dầu Dung Quất, nhiệm vụ hiện tại là tìm kiếm một loại dung môi mới để thay thế dung môi DEA đang dùng, nhằm phù hợp với nguồn nguyên liệu có hàm lượng khí chua cao hơn Để giải quyết bài toán này, bài toán phải vừa đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật vừa đảm bảo hiệu quả kinh tế cho quá trình xử lý khí chua và tách chất hữu ích, tối ưu hóa chi phí vận hành và tiêu thụ năng lượng Phần tiếp theo của nghiên cứu sẽ trình bày phương án thử nghiệm, đánh giá và lựa chọn dung môi thông qua phần mềm mô phỏng Hysys, kèm theo các tiêu chí đánh giá về hiệu quả tách, độ ổn định của dung môi và tổng chi phí vòng đời.

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

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, đồng thời dùng hệ nhiệt động Acid Gas cho amine để tính toán tỉ lệ H2S/CO2 và lượng năng lượng tiêu thụ trong quá trình Kết quả mô phỏng được so sánh với thành phần dòng khí ngọt thực tế của nhà máy làm chuẩn, nhằm đánh giá độ tin cậy của mô hình và làm cơ sở đánh giá các dòng khí ngọt trong mô hình Trên cơ sở này, các loại amine được so sánh về khả năng hấp thụ H2S/CO2 và mức tiêu thụ năng lượng, từ đó xác định loại amine tối ưu đáp ứng tỉ lệ H2S/CO2 mong muốn và tiêu hao năng lượng thấp nhất.

Trong quy trình công nghệ, năng lượng tiêu thụ chủ yếu tập trung ở hai thiết bị quan trọng là bơm tuần hoàn amine tái sinh và thiết bị reboiler của tháp tái sinh Vì thế, nhóm nghiên cứu sẽ tập trung khảo sát năng lượng của quá trình dựa trên hai thiết bị này nhằm xác định cơ hội tối ưu hóa và giảm tiêu thụ năng lượng mà vẫn đảm bảo hiệu quả xử lý Phân tích này làm rõ vai trò của bơm tuần hoàn và reboiler trong tổng mức tiêu hao năng lượng, từ đó đề xuất các giải pháp cải tiến nhằm tăng hiệu quả vận hành, tiết kiệm chi phí và nâng cao tính bền vững cho quá trình tái sinh.

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 này được xây dựng dựa trên bảng vẽ PFD và P&ID của nhà máy, đảm bảo kết nối đầy đủ giữa các thiết bị và luồng chất Dữ liệu về thành phần của dòng nguyên liệu đi vào các tháp hấp thụ được tích hợp vào sơ đồ để phản ánh thành phần và trạng thái của dòng ở từng giai đoạn xử lý Việc kết hợp giữa PFD/P&ID và dữ liệu thành phần giúp mô phỏng chính xác quá trình hấp thụ và hỗ trợ tối ưu hóa vận hành nhà máy.

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

Stt Kết quả phân tích Thành phần ( %mol)

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

Stt Kết quả phân tích Thành phần ( %mol)

Bảng 2.3: Thành phần dòng khí chua vào tháp hấp thụ T-1556 LPG ABSORBER

Stt Kết quả phân tích Thành phần (%mol)

Dưới đây là các thông số thực tế của các dòng khí ngọt từ các tháp hấp thụ, được dùng làm tiêu chuẩn đánh giá chất lượng và đặc tính của dòng khí đầu ra Những tham số này cho phép phân tích hiệu suất vận hành và làm cơ sở để điều chỉnh các thông số như lưu lượng và nhiệt độ nhằm tối ưu hóa quy trình xử lý khí ngọt Việc tham chiếu các thông số thực tế giúp đảm bảo sự ổn định của dòng khí ngọt đầu ra và nâng cao hiệu quả vận hành của hệ thống tháp hấp thụ.

23 độ, áp suất, nồng độ amine thêm vào trong mô hình để thu được mô hình tương đồng với nhà máy.

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

Stt Kết quả phân tích Thành phần (%mol)

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

Stt Kết quả phân tích Thành phần (% mol)

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

2.1.1 Quy trình mô phỏng hấp thụ khí chua bằng DEA

Các gói amine (Amines package) trong Hysys chứa các mô hình nhiệt động học được phát triển bởi D.B Robinson & Associates cho việc mô phỏng các amine độc quyền của

Trong 27 nhóm thuộc tính, độ hòa tan cân bằng và các tham số động học của dung dịch alkanolamine trong nước khi tiếp xúc với H2S và CO2 đã được tích hợp sẵn trong các gói thuộc tính này.

Gói thuộc tính amine đã được trang bị cho các dữ liệu thực nghiệm sâu rộng được thu thập bởi nhóm nghiên cứu của D.B Robinson, một số nguồn chưa công bố, và nhiều tài liệu tham khảo kỹ thuật Gói amine kết hợp một mô hình hiệu quả chuyên biệt cho phép mô phỏng các tháp trên cơ sở các khay thực Mô hình tính toán hiệu quả thành phần H 2 S và CO 2 dựa trên kích thước khay và các điều kiện bên trong tháp đã được tính toán cho cả tháp hấp thụ và tháp stripper.

Dựa trên các lý thuyết đã nêu, việc lựa chọn hệ nhiệt động cho Fluids package đóng vai trò then chốt vì nó xác định phương pháp tính toán và kết quả của quá trình mô phỏng Do đó, để đảm bảo độ chuẩn xác cho bài toán mô phỏng, đề tài sẽ sử dụng hệ nhiệt động Acid gas có trong Hysys v8.8.

2.1.1.1 Khởi tạo dòng nguyên liệu

Thiết lập các dòng khí chua vào tháp, với các tham số như trong bảng

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

Name Feed to T-1556 Feed to T-2402 Feed to T-1555

Component Mole Fraction Mole Fractions Mole Fractions Mole Fractions n-Hexane 0.0039 0.605 0.24

1-Butene 0.0699 0 0.166 i-Butene 0.0821 0 0.203 cis2-Butene 0.0499 0 0.08 i-Pentane 0.0026 0.213 0.042 n-Pentane 0 0.106 0.006

Thiết lập dòng amine vào tháp, với các thông số sau

Bảng 2.8: Thông tin dòng amine vào tháp hấp thụ

Component Mole Fraction Mass Fractions Mass Fractions Mass Fractions

Thêm biểu tượng Absorber [5] trên Object Palette, như hình, thiết lập những thông tin như bảng bên dưới

Bảng 2.9: Thông tin thiết lập cho tháp hấp thụ

Name T-1556 LPG T-2402 LCO T-1555 FUEL GAS

Top Stage Feed DEA T-1556 DEA T-2402 DEA T-1555

Feed to T-1556 Feed to T-2402 Feed to T-1555 Feed

Ovhd Vapour LPG LCO Fuel Gas

Bottoms LiquId Rich amine from Rich amine from

Top 17.9 kg/cm 2 6.2 kg/cm 2 13.7 kg/cm 2

Bottom 19.7 kg/cm 2 6.5 kg/cm 2 14.1 kg/cm 2

Quá trình tính toán cho ba tháp hội tụ (Converged) cho kết quả ổn định Tuy nhiên, hiện tại nhà máy đang vận hành tháp LPG ở dạng tháp đệm, trong khi Hysys lại thiết lập mặc định các tháp ở dạng đĩa Vì vậy, cần thực hiện các bước để chuyển từ dạng đĩa sang dạng đệm trong khuôn khổ thiết kế thiết bị (Equipment Design) nhằm phù hợp với điều kiện vận hành thực tế và tối ưu hóa hiệu suất của quy trình.

≫ TPSAR Tray Sizing ≫ Select TS ≫ T-1556… ≫ OK [5]

Trong phần Performance ta chọn Packed để hoàn thành thao tác chuyển sang tháp dạng đệm.

Các dòng amine sau khi ra khỏi tháp hấp thụ được hoàn trộn lại bằng công cụ mixer trong hysys

Bảng 2.10: Thông tin cho thiết bị mixer

Tab [Page] Trong ô… Nhập thông tin…

Inlet Rich amine from LCO

Bấm vào biểu tượng Seperator trong Object Palette Trong Connections page, nhập các thông số như trong hình dưới:

Hình 2.2: Thông số cho thiết bị phân tách

Heat Exchanger được truy xuất trong Object Palette Trong Connections page, nhập các thông tin như hình:

Hình 2.3: Thông số cho thiết bị trao đổi nhiệt

Quá trình tái sinh đòi hỏi nhiệt độ cao và áp suất thấp, vì vậy ta cần giảm áp trước khi đưa chất vào tháp tái sinh để đảm bảo điều kiện vận hành tối ưu Việc duy trì áp suất ở mức thấp giúp tăng hiệu suất tái sinh và an toàn cho hệ thống Để thực hiện, thiết lập giao diện Valve VLV-100 đúng như hình bên dưới, đảm bảo cấu hình và điều khiển chính xác nhằm kiểm soát lưu lượng và áp suất vào tháp tái sinh.

Hình 2.4: Thông số cho valve giảm áp vào tháp tái sinh Trong phần Worksheet đưa áp suất dòng 8 về 400 kPa.

Tháp tái sinh amine là một dạng tháp chưng cất, gồm có 26 đĩa thực – 24 loại dạng đĩa với một reboiler và một condenser.

Thêm tháp chưng với những thông tin như sau:

Bảng 2.11: Thiết lập thông số cho tháp tái sinh

Solving Method Modified HYSIM Inside-Out

Sau đó ta Active sử dụng hai biến cố định để cho tháp chạy: Reflux Rate, Temperature.

Thiết lập thiết bị hòa trộn thứ hai MIX-101 như hình vẽ:

Hình 2.5: Thông tin cho thiết bị mixer Với hai dòng amine makeup và water được đưa thông tin trong bảng dưới:

Bảng 2.12: Thông tin dòng amine makeup và water

Component Mole Fraction Mass Fractions Mass Fractions

Để nâng áp thuận lợi cho quá trình hấp thụ, ta sử dụng bơm đẩy dòng amine lên tới áp suất 2628 kPa và dùng cooler làm nguội dòng amine xuống 55°C Sau đó thiết lập hệ thống recycle để hồi lưu dòng amine trở lại tháp hấp thụ, nhằm duy trì vòng tuần hoàn và tối ưu hóa hiệu suất của quá trình hấp thụ.

Hình 2.6: Thông tin cho thiếp bị Recycle Chia dòng amine tuần hoàn trở lại vào tháp bằng công cụ TEE trong hysys

Hình 2.7: Thông tin cho thiết bị phần tách Với lưu lượng từng dòng được thể hiện trong Worksheet ở hình bên dưới

Hình 2.8 mô tả thông tin phân bố dòng cho thiết bị phân tách, nêu rõ cách điều chỉnh lưu lượng và áp suất của các dòng amine đi vào tháp hấp thụ Để đưa áp suất trở về giá trị ban đầu của các dòng amine trước khi vào tháp hấp thụ, hệ thống sử dụng van giảm áp để kiểm soát và ổn định áp suất trên toàn bộ tuyến ống và thiết bị phân tách.

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

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

Hình 2.11: Thông tin cho valve giảm áp dòng vào tháp T-1555 Đề cho qua trình chạy không bị lỗi ta xóa bỏ nhiệt độ của ba dòng DEA T-1556, DEA T-

2.1.2 So sánh kết quả thực tiễn

Vì khi thực hiện mô phỏng, nhiều thông số quan trọng như thông tin thiết bị, cấu hình thiết bị tách, các quá trình trao đổi nhiệt và tình trạng hoạt động hiện tại của nhà máy đều chưa được biết trước, nên kết quả mô phỏng sẽ không đạt được độ chính xác cao và khó đảm bảo tính khả thi của các kịch bản vận hành.

Kết quả mô phỏng được ghi nhận ở mức độ chuẩn xác nhất dựa trên dữ liệu vận hành từ nhà máy, với sai số cho phép 5% Để đánh giá mức độ phù hợp giữa mô phỏng và thông số thực tế của nhà máy, cần so sánh kết quả mô phỏng với thành phần dòng khí ngọt của nhà máy, đặc biệt lưu ý nồng độ H2S và CO2 có trong thành phần khí.

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

Mô phỏng (%mol) Nhà máy (%mol) n-Hexane 0.54 0.567

H2S 0.053 ppm wt 1.18 ppm wt tr2-Butene 7.249 7.508

1-Butene 6.941 7.293 i-Butene 8.161 8.588 cis2-Butene 4.953 4.99 i-Pentane 0.258 0.336 n-Pentane 0.002 0.002

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

Mô phỏng Nhà máy n-Hexane 0.601 0.765

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

Mô phỏng Nhà máy n-Hexane 0.24 0.15

H2S 1.041 ppm wt 1 ppm wt tr2-Butene 0.137 0.11

Kết quả cho thấy độ sai số giữa số liệu mô phỏng và số liệu từ nhà máy ở thành phần dòng khí ngọt là rất nhỏ, đặc biệt nồng độ H2S và CO2 chênh lệch không đáng kể Điều này cho thấy mô hình mô phỏng có độ tin cậy cao đối với các tham số quan trọng của dòng khí ngọt Đối với đánh giá tiêu chuẩn cho tháp tái sinh, hai yêu cầu chính được xem xét là nồng độ H2S trong dòng amine tái sinh và nồng độ phần trăm khối lượng của DEA.

Bảng 2.16: Thông số yêu cầu cho tháp tái sinh

Chất lượng Mô phỏng Nhà máy

Hàm lượng lưu huỳnh 0.02 mole/mole DEA 0,022 mole/mole DEA

Nồng độ amine 21% wt DEA 20% wt DEA Đánh giá sai số năng lượng và tỉ lệ H 2 S/CO 2

Bảng 2.17: Thông số năng lượng và H 2 S/CO 2

Chất lượng Mô phỏng Nhà máy Sai số cho phép

Dựa vào các tham số của nhà máy được đưa vào mô phỏng và kết quả thu được, sai số giữa kết quả mô phỏng và thông số thực tế nằm trong phạm vi cho phép dưới 5% Nhờ vậy, mô hình nhóm đã xây dựng cho thấy độ tin cậy để đánh giá hiệu quả năng lượng khi xem xét thay thế các loại dung môi khác dựa trên mô hình này.

Lựa chọn dung môi tối ưu

Dựa trên các ưu nhược điểm của các loại amine đã trình bày ở phần 1.3, bốn loại amine được chọn để khảo sát là những amine đang được sử dụng phổ biến trong các quy trình hấp thụ bằng amine trên thế giới và được hỗ trợ hệ nhiệt động học trên phần mềm mô phỏng Hysys V8.8 Các loại amine này sẽ được đưa vào mô phỏng để đánh giá và so sánh với dung môi DEA hiện tại về tiêu chí năng lượng và khả năng hấp thụ Đặc biệt, MDEA có khả năng hấp thụ chọn lọc giữa H2S và CO2 nhờ cấu trúc của amine bậc ba, đây là yếu tố vô cùng quan trọng để tiến hành khảo sát loại amine này.

Việc sử dụng MDEA trong quá trình xử lý khí chua giúp tăng nồng độ H2S trong dòng khí sau tháp hấp thụ để đưa vào phân xưởng SRU Khả năng hấp thụ tốt, phản ứng diễn ra thuận lợi và áp suất hơi rất thấp nên lượng mất mát được giảm thiểu MDEA ít ăn mòn nhất nên cho phép tăng nồng độ lên khoảng 40–50% để tối ưu hóa hiệu suất xử lý khí chua và giảm chi phí vận hành.

DIPA là dung môi có khả năng hấp thụ chọn lọc H2S vượt trội so với CO2 Khi áp suất tăng, độ chọn lọc của quá trình giảm nhưng DIPA vẫn có thể loại bỏ lượng CO2 lớn hơn DIPA có thể được sử dụng ở nồng độ cao hơn MEA và DEA, giúp tăng hiệu quả hấp thụ khí chua và tiết kiệm năng lượng cho quy trình xử lý khí.

Dung môi DGA có khả năng hấp thụ và phản ứng với H2S và CO2 tương tự như DEA Tuy nhiên, áp suất hơi thấp hơn khiến DGA ít mất mát do bay hơi.

MEA là amine bậc một có khả năng chọn lọc giữa H2S và CO2 không cao, tuy nhiên dung môi này có khả năng phản ứng với khí chua nhanh hơn DEA, giúp tăng hiệu quả hấp thụ Nồng độ cho phép của 4 loại amine được trình bày ở bảng bên dưới.

Bảng 2.18: Các loại dung môi được nghiên cứu [3]

DEA MEA DIPA DGA MDEA

0.3-0.35 0.3-0.35 0.3-0.35 0.3-0.35 Không giới khí axit hạn Độ chọn với

Không Không Không Không Có

Sau khi thu được một mô hình mô phỏng dựa trên dung môi DEA phù hợp, mô hình này được sử dụng làm khung tham chiếu để khảo sát các loại dung môi khác bằng cách thay thế DEA bằng từng dung môi cụ thể và tiến hành đánh giá cho từng loại nhằm xác định lưu lượng và nồng độ tối ưu Quá trình khảo sát giúp so sánh hiệu quả giữa các dung môi, đồng thời cung cấp các tham số vận hành phù hợp nhất để tối ưu hóa hiệu suất của quá trình và tăng độ tin cậy của mô hình Kết quả thu được từ các lần đánh giá đóng vai trò làm cơ sở thiết kế và vận hành hệ thống, cho phép lựa chọn dung môi và thiết lập lưu lượng cũng như nồng độ tối ưu cho từng trường hợp.

Trong 47 kết quả được tổng hợp, nhóm nghiên cứu tiến hành so sánh các loại dung môi với nhau dựa trên hai tiêu chí chính: mức tiêu thụ năng lượng trên reboiler và trên bơm dùng cho quá trình, cũng như khả năng đáp ứng tỉ lệ H2S/CO2 phù hợp với tiêu chuẩn của dòng khí chua vào cụm thu hồi lưu huỳnh (SRU) Qua phân tích, các dung môi cho thấy khác biệt về hiệu quả năng lượng và khả năng điều chỉnh thành phần khí, từ đó tác động đến hiệu suất vận hành của SRU và chi phí vận hành liên quan.

KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU

Khảo sát dung môi Methylethanolamine (MEA)

Theo lý thuyết, MEA là dung môi bậc một có khả năng hấp thụ H2S và CO2 nhưng không có khả năng chọn lọc giữa hai khí này, với nồng độ hoạt động tối ưu nằm trong khoảng 15–20% khối lượng Vì vậy, nhóm nghiên cứu sẽ khảo sát MEA ở các mức 15%, 18% và 20% để xác định nồng độ tối ưu mang lại hiệu quả hấp thụ tốt nhất.

Đối với từng giá trị nồng độ nhóm, khảo sát được tiến hành ở các giá trị lưu lượng khác nhau của ba dòng đầu vào của ba tháp hấp thụ Lean amine 11, 13 và 10 tương ứng với ba tháp hấp thụ Fuel Gas T-1555, LCO T-2402 và LPG T-1556, cho phép phân tích mối liên hệ giữa nồng độ nhóm và lưu lượng ở từng tháp.

Dòng Lean amine 11- Fuel Gas đầu vào của tháp hấp thụ Fuel Gas T-1555 với lưu lượng ban đầu 17500 kg/h với bước nhảy 500, tiến hành ở 4 lưu lượng khác nhau: 17500,

18000, 18500, 19000 kg/h Tương tự với 2 dòng Lean amine 13 – LCO vào tháp hấp thụ LCO T-2402 ở lưu lượng 9600, 10100, 10600, 11000 kg/h và dòng Lean amine 10–LPG vào tháp hấp thụ LPG T-1556 ở lưu lượng 30606, 31606, 32106, 32606 kg/h.

Khảo sát trên các lưu lượng amine khác nhau nhằm mục đích đánh giá tốc độ tuần hoàn của dòng amine trong quy trình công nghệ Việc tăng lưu lượng amine vào tháp hấp thụ đồng nghĩa với tăng tốc độ tuần hoàn và quyết định mức tiêu hao năng lượng ở hai thiết bị chính của công nghệ: thiết bị bơm cho quá trình tuần hoàn amine và thiết bị Reboiler của tháp tái sinh Để đánh giá năng lượng tiêu thụ cho hai thiết bị này, bài toán dựa trên hai dòng năng lượng cấp cho chúng, được ký hiệu lần lượt là Q-100 và Q-reboiler.

Kết quả khảo sát thu được bảng dữ liệu gồm 125 trường hợp khác nhau Dựa trên hai tiêu chuẩn H2S/CO2 và tổng năng lượng để loại bỏ các giá trị có tỉ lệ H2S/CO2 thấp (độ chọn lọc thấp) và tổng năng lượng tiêu thụ cao, bảng 3.2 được trình bày dưới đây chứa 15 trường hợp tối ưu — là những giá trị có tổng năng lượng tiêu thụ ở thiết bị bơm và reboiler ở mức thấp nhất đồng thời tỉ lệ H2S/CO2 cao nhất.

Nồng độ MEA 15% khối lượng tương ứng với các giá trị lưu lượng khác nhau thích hợp, dựa trên kết quả chạy mô phỏng được trình bày bên dưới:

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

STT amine 11 - amine 13 - amine 10 - (kmol/kmol

Từ bảng 3.2 ta thu được đồ thị về tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn cho 15 trường hợp trên như sau:

Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case 123456789

Hình 3.1 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn của MEA ở nồng độ 15% khối lượng

Theo bảng 3.2, trường hợp thứ 4, giá trị được bôi đen, là tối ưu nhất dựa trên tiêu chuẩn lựa chọn dựa trên tỉ lệ H2S/CO2 và mức tiêu thụ năng lượng Trường hợp này cho thấy sự cân bằng giữa hiệu suất tách khí và tiết kiệm năng lượng, khi H2S/CO2 được tối ưu và năng lượng tiêu hao được giảm thiểu Do đó, trường hợp 4 trong bảng 3.2 nên được xem xét như lựa chọn hàng đầu cho quá trình xử lý.

Tương tự như trên, tiến hành khảo sát cho các nồng độ còn lại:18%, 20% khối lượng và ta thu được kết quả được trình bày như sau:

Q-reboiler Q-100 Tổng NL amine 11 - amine 13 - (kmol/kmol

1.696 30250000.00 1.695 Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case

Tỉ lệ H2S/CO2 (kmol/kmol)

Q-reboiler Q-100 Tổng NL amine 11 amine 13 - amine 10 - (kmol/kmol

30380000.000 Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case 1.731

Dựa trên kết quả khảo sát đã trình bày, với mỗi nồng độ và lưu lượng khác nhau đều cho một giá trị tối ưu riêng biệt Khi xem xét ba mức nồng độ dung môi MEA khác nhau, bảng kết quả tương ứng đã được lập và trình bày ở đây.

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

ST Nồng Lean Lean Lean H 2 S/CO 2 Q- Q-100 Tổng NL

T amine amine amine 10 (kmol/kmol

Bảng 3.6 trình bày kết quả tối ưu đối với bốn nồng độ amine MEA khảo sát, giá trị tối ưu đầu tiên xuất hiện ở nồng độ MEA 15% khối lượng, với tỉ lệ H2S/CO2 là 1.747 và tổng năng lượng tiêu tốn cho quá trình là 30328965,36 kJ/h.

Tỉ lệ H2S/CO2(kmol/kmol)

Hình 3.4: Biểu đồ thể hiện tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn khi sử dụng MEA

Khảo sát đối với dung môi Diisopropylamine (DIPA)

Theo lý thuyết, amine DIPA là amine bậc hai có khả năng hấp thụ chọn lọc H2S hơn CO2 Tuy nhiên, độ chọn lọc của DIPA giảm khi tăng áp suất hấp thụ Bên cạnh đó, DIPA có khả năng hoạt động ở nồng độ cao hơn so với MEA trong khoảng 30–50% khối lượng.

57 lượng [4] Để tìm ra nồng độ tối ưu cho DIPA nhóm tiến hành khảo sát trên 5 nồng độ khác nhau: 0.35, 0.4, 0.45, 0.5% khối lượng ứng với lưu lượng khác nhau.

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

Lean Lean Lean amine H 2 S/CO 2

ST amine amine Q-reboiler Q-100 Tổng NL

Khảo sát tương tự đối với MEA ở các mức lưu lượng khác nhau, dựa trên dữ liệu từ bảng 3.7, cho thấy giá trị thứ hai là tối ưu nhất so với các giá trị còn lại Kết quả này làm nổi bật sự ổn định và hiệu quả của giá trị thứ hai khi điều chỉnh lưu lượng, từ đó hỗ trợ quyết định tối ưu hóa MEA dựa trên lưu lượng trong các ứng dụng liên quan.

Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Tỉ

Hình 3.5 thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và mức tiêu hao năng lượng của hệ DIPA ở nồng độ 35% khối lượng Tương tự với nồng độ 35%, chúng tôi tiếp tục khảo sát các nồng độ còn lại là 40%, 45% và 50% khối lượng; kết quả thu được ở từng mức nồng độ được trình bày trong các bảng dưới đây, cho phép so sánh hiệu suất hấp thụ H2S/CO2 và mức tiêu thụ năng lượng của DIPA ở các nồng độ khác nhau.

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

Lean Lean H 2 S/CO 2 Q-reboiler Q-100 Tổng NL

30040000 Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case 1.355

Hình 3.6 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn của DIPA ở nồng độ

ST amine 11 amine amine Q-reboiler Q-100 Tổng NL

Hình 3.7 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn của DIPA ở nồng độ

ST amine amine Q-reboiler Q-100 Tổng NL amine 10 (kmol/kmol

Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case

Hình 3.8 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn của DIPA ở nồng độ 50% khối lượng

Từ kết quả khảo sát trình bày ở trên, mỗi nồng độ và lưu lượng khác nhau sẽ cho một giá trị tối ưu riêng Qua bốn giá trị nồng độ của dung môi DIPA được thử nghiệm, bảng kết quả tương ứng được tổng hợp để cho thấy các giá trị tối ưu theo từng cặp nồng độ – lưu lượng, từ đó làm cơ sở cho việc chọn điều kiện vận hành tối ưu của quy trình.

Bảng 3.7: Tổng hợp kết quả khảo sát của DIPA ở các nồng độ khác nhau

ST Nồng Lean Lean Lean H 2 S/CO 2 Q-reboiler Q-100 Tổng NL

T amin amin amine 10 (kmol/kmo

(%wt| Fuel - - LPG l) (kJ/h) (kJ/h) (kJ/h)

Dựa trên kết quả từ bảng 3.11, nồng độ 0.35% khối lượng cho thấy giá trị đầu tiên đạt được tỷ lệ H2S/CO2 cao nhất và tiêu thụ năng lượng thấp hơn so với ba nồng độ còn lại Vì vậy, giá trị DPIA tương ứng với điều kiện tối ưu là giá trị đầu tiên được ghi trong bảng 3.11.

Hình 3.9: Biểu đồ thể hiện tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn khi sử dụng DIPA

Khảo Sát Đối Với Dung Môi Diglycolamine (DGA)

Dung môi DGA là amine bậc 1, không có khả năng chọn lọc giữa H2S và CO2, và có thể được sử dụng ở nồng độ cao từ 50–70% khối lượng Bài viết trình bày kết quả khảo sát DGA ở các nồng độ khác nhau và ứng với các lưu lượng khác nhau, nhằm đánh giá hiệu quả hấp thụ và sự phụ thuộc của hiệu suất lên nồng độ và lưu lượng.

Bảng 3.8: Khảo sát dung môi DGA ở nồng độ 50% khối lượng theo các lưu lượng khác nhau.

ST amine amine Q-reboiler Q-100 Tổng NL amine 10

- LPG kmol) Fuel Gas LCO

Trong nghiên cứu, Hình 3.10 cho thấy tỉ lệ H2S/CO2 và mức tiêu thụ năng lượng của dung môi DGA ở nồng độ 50% khối lượng, cho thấy điểm cân bằng giữa khả năng hấp thụ khí và chi phí năng lượng khi DGA ở 50% khối lượng Bảng 3.9 khảo sát dung môi DGA ở nồng độ 53% khối lượng theo các lưu lượng khác nhau, làm rõ ảnh hưởng của lưu lượng đến hiệu suất loại bỏ H2S và CO2 cũng như mức tiêu thụ năng lượng tại 53% Những dữ liệu này cho phép so sánh hiệu quả hấp thụ của DGA ở các nồng độ và xác định điều kiện vận hành tối ưu cho quá trình xử lý khí.

ST amine 11 amine amine Q-reboiler Q-100 Tổng NL

Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case

Hình 3.11 Đồ thị thể hiện tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn của DGA ở nồng độ 53% khối lượng

ST amine 11 amine Q-reboiler Q-100 Tổng NL amine 10 (kmol/kmol

31400000 Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case Case 1.536 Tỉ lệ

ST amine amine Q-reboiler Q-100 Tổng NL amine 10 (kmol/kmo

Lean Lean amine Lean H 2 S/CO 2

ST amine Q-reboiler Q-100 Tổng NL

Hình 3.13 mô tả đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu tốn của DGA ở nồng độ 60% khối lượng Bảng 3.13 tổng hợp kết quả khảo sát của DGA ở các nồng độ khác nhau, cho phép so sánh ảnh hưởng của từng mức nồng độ lên tỉ lệ H2S/CO2 và mức tiêu thụ năng lượng.

ST g độ e 11 amine amine Q-reboiler Q-100 Tổng NL

(kJ/h) (kJ/h) (kJ/h) ol) t) Fuel LCO LPG

Từ kết quả tổng hợp bảng 3.17, nhận thấy dung môi DGA ở kết quả thứ hai ở nồng độ 0,53% khối lượng cho tỉ lệ H2S/CO2 là 1,536 và mức năng lượng tiêu thụ cho quá trình là 31.261.381,17 kJ/h, phù hợp với tiêu chuẩn lựa chọn.

Case 1 Case 2 Case 3 Case 4 Case 5

Hình 3.14: Biểu đồ thể hiện tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn khi sử dụng DGA 3.4 Khảo Sát Đối Với Dung Môi Methyl diethanolamine

Dung môi MDEA là dung môi bậc ba có khả năng hấp thụ chọn lọc giữa H2S và CO2 và có thể vận hành ở điều kiện nồng độ cao từ 30–50% khối lượng Các kết quả khảo sát ở các nồng độ và lưu lượng khác nhau cho thấy MDEA duy trì hiệu suất hấp thụ và khả năng phân biệt giữa hai khí, cho thấy ứng dụng tiềm năng của dung môi này trong quá trình xử lý khí có yêu cầu loại bỏ H2S và CO2 ở mức cao Việc phân tích theo từng mức nồng độ và lưu lượng cho phép tối ưu hoá quy trình, cân bằng giữa hiệu suất hấp thụ và chi phí vận hành khi sử dụng MDEA làm dung môi.

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

ST amine 11 amine Q-reboiler Q-100 Tổng NL amine 13 - (kmol/kmol

Hình 3.15 thể hiện đồ thị tỉ lệ H2S/CO2 và năng lượng tiêu thụ của DGA ở nồng độ 35% khối lượng, cho thấy mối liên hệ giữa thành phần axit và chi phí năng lượng của quá trình làm sạch khí Bảng 3.15 trình bày khảo sát dung môi MDEA ở nồng độ 40% khối lượng theo các lưu lượng khác nhau nhằm đánh giá ảnh hưởng của lưu lượng đến hiệu quả hấp thụ và mức tiêu thụ năng lượng của hệ dung môi.

ST amine Q-reboiler Q-100 Tổng NL amine 11 - amine 13 (kmol/kmol

Trong hình 3.16, đồ thị thể hiện tỉ lệ H2S/CO2 và mức năng lượng tiêu thụ của hệ DGA ở nồng độ 40% khối lượng, cho thấy mối liên hệ giữa khả năng loại bỏ các thành phần axit và tiêu thụ năng lượng khi dùng dung môi DGA ở nồng độ này Bảng 3.16 trình bày kết quả khảo sát dung môi MDEA ở nồng độ 45% khối lượng theo các lưu lượng khác nhau, làm nổi bật cách lưu lượng tác động lên hiệu quả hấp thụ và mức tiêu hao năng lượng Nhóm dữ liệu này cung cấp cái nhìn so sánh giữa hai hệ dung môi ở các điều kiện nồng độ khác nhau, hỗ trợ tối ưu hóa quy trình hấp thụ khí nhằm cân bằng hiệu quả xử lý và tiêu thụ năng lượng.

Bảng 3.17: Khảo sát dung môi MDEA ở nồng độ 50% khối lượng theo các lưu lượng khác nhau.

Bảng 3.18: Tổng hợp kết quả khảo sát MDEA ở các nồng độ và lưu lượng khác nhau.

ST Nồng Lean Lean Lean H 2 S/CO 2 Q-reboiler Q-100 Tổng NL

T độ amine amine amine (kmol/kmol

Hình 3.18: Biểu đồ thể hiện tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn khi sử dụng MDEA

Từ kết quả bảng 3.22 cho thấy giá tri thứ nhất MDEA sẽ cho hiệu quả hoạt động tối ưu.

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

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

ST Amine Nồn Lean Lean Lean H 2 S/CO 2 Q-reboiler Q-100 Tổng NL

T g độ amin amin amin (kmol/kmol

0 0 6 Đồ thị bên dưới cho thể hiện kết quả của tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn cho quá trình đối với từng loại amine.

Tỉ lệ H2S/CO2 (kmol/kmol) 3 31500000

Hình 3.19: Biểu đồ thể hiện tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn cho quá trình đối với từng loại amine.

Theo đồ thị 3.1, trong năm loại amine, MDEA tiêu thụ ít năng lượng nhất so với các loại còn lại Năng lượng cho quá trình bơm và tuần hoàn khi sử dụng MDEA là 28,692,289.49 kJ/h, tương đương 7,970.08 kW, so với DEA là 29,865,225.3 kJ/h, tương đương 8,295.89 kW Việc thay thế dung môi DEA bằng MDEA sẽ tiết kiệm được 325.81 kW cho mỗi giờ vận hành của nhà máy (tương đương với 3.9% năng lượng) Với giá điện công nghiệp trung bình khoảng 1,500 VNĐ/kWh, mức tiết kiệm hàng năm sẽ là 1,500 × 325.81 × 24 × 365 = 4,281,143,400 VNĐ/năm cho nhà máy.

Bên cạnh đó độ chọn lọc của MDEA cao hơn rất nhiều so với DEA được thể hiện qua tỉ lệ

H 2 S/CO 2 Đối với MDEA là 2.846 còn của DEA là 1.6, đồng nghĩa với việc khi thay thế MDEA độ chọn lọc hấp thụ khí H 2 S sẽ tăng lên và làm tăng nồng độ H 2 S trong dòng khí cụm thu hồi lưu huỳnh (SRU).

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

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

ST Amine Nồn Lean Lean Lean H 2 S/CO 2 Q-reboiler Q-100 Tổng NL

T g độ amin amin amin (kmol/kmol

0 0 6 Đồ thị bên dưới cho thể hiện kết quả của tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn cho quá trình đối với từng loại amine.

Tỉ lệ H2S/CO2 (kmol/kmol) 3 31500000

Hình 3.19: Biểu đồ thể hiện tỉ lệ H 2 S/CO 2 và năng lượng tiêu tốn cho quá trình đối với từng loại amine.

Từ đồ thị 3.1, trong năm loại amine thì MDEA tiêu tốn ít năng lượng nhất so với các loại amine còn lại Năng lượng cho quá trình bơm và quá trình tuần hoàn của MDEA là 28692289.49 kJ/h tương đương với 7970.08 KW (kilowatt), so với DEA là 29865225.3 kJ/h tương đương 8295.89KW (kilowatt) Nếu thay thế dung môi DEA của nhà máy hiện tại đang hoạt động bằng MDEA sẽ tiết kiệm được 325.81KW cho mỗi giờ hoạt động của nhà máy (tương đương với 3.9% năng lượng) Ước tính giá điện công nghiệp trung bình khoảng 1500 VNĐ một KW/h Từ đó có thể tính được mức tiết kiệm mỗi năm hoạt động của nhà máy khi thay thế bằng dung môi MDEA 1500×325.81×24×365 = 4,281,143,400 VNĐ/năm cho nhà máy.

Bên cạnh đó độ chọn lọc của MDEA cao hơn rất nhiều so với DEA được thể hiện qua tỉ lệ

Trong hệ thống H2S/CO2, MDEA có độ chọn lọc hấp thụ H2S là 2.846, còn DEA là 1.6 Điều này đồng nghĩa với việc khi thay thế MDEA bằng DEA, độ chọn lọc hấp thụ H2S sẽ tăng lên và làm tăng nồng độ H2S trong dòng khí của cụm thu hồi lưu huỳnh (SRU). -**Support Pollinations.AI:** -🌸 **Ad** 🌸Powered by Pollinations.AI free text APIs [Support our mission](https://pollinations.ai/redirect/kofi) to keep AI accessible for everyone.

Tiêu đề	Mô Phỏng, Lựa Chọn Dung Môi Phù Hợp Cho Phân Xưởng Xử Lý Khí Chua Tại Nhà Máy Lọc Dầu Dung Quất
Tác giả	Nguyễn Quang Khánh, Trần Quốc Hải, Bùi Thị Ngọc Dung, Cao Thị Thu Trang, Lê Hoàng Thông
Người hướng dẫn	TS. Dương Chí Trung
Trường học	Trường Đại học Dầu khí Việt Nam
Chuyên ngành	Kỹ thuật công nghệ dầu khí
Thể loại	Tiểu luận
Năm xuất bản	2018
Thành phố	Bà Rịa – Vũng Tàu

Định dạng
Số trang	175
Dung lượng	0,98 MB