Báo cáo thực tập nhà máy lọc dầu Dung Quất 2018

Nhà máy lọc dầu Dung Quất kể từ khi đi vào hoạt động từ năm 2009 không chỉ góp phần đảm bảo an ninh năng lượng của đất nước mà còn là động lực to lớn để thúc đẩy phát triển kinh tế, xã hội. Trải qua nhiều năm vận hành, NMLD Dung Quất đã đáp ứng được hơn 30% nhu cầu sản phẩm dầu mỏ trong cả nước và trong đó xăng là sản phẩm quan trọng nhất. Một trong những phân xưởng không thể thiếu trong NMLD để tạo ra xăng có chất lượng cao là phân xưởng Reforming xúc tác. Phân xưởng Reforming trong NMLD Dung Quất sử dụng công nghệ hiện đại Platforming kết hợp với công nghệ tái sinh CycleMax của UOP. Phân xưởng này nâng cấp naptha nặng từ quá trình chưng cất trực tiếp thành các sản phẩm có trị số octan cao hơn để phối trộn làm xăng thương phẩm. Quá trình này còn tạo ra các sản phẩm khác như H2 và LPG phục vụ cho hoạt động của nhà máy cũng như mục đích thương mại. Thời điểm thực tập cũng là lúc công ty lọc hóa dầu Bình Sơn đang từng bước cổ phần hóa đổi mới mô hình hoạt động công ty. Năm 2018 cũng là năm bản lề khi NMLD Dung Quất đang trong giai đoạn nâng cấp mở rộng tạo ra những thay đổi để phù hợp với tình hình thực tế của đất nước, do đó chúng em có cơ hội được tiếp cận về những sự thay đổi mới nhất của nhà máy.

DANH MỤC BẢNG

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT

MỞ ĐẦU

Nhà máy lọc dầu Dung Quất kể từ khi đi vào hoạt động từ năm 2009 không chỉgóp phần đảm bảo an ninh năng lượng của đất nước mà còn là động lực to lớn để thúcđẩy phát triển kinh tế, xã hội Trải qua nhiều năm vận hành, NMLD Dung Quất đã đápứng được hơn 30% nhu cầu sản phẩm dầu mỏ trong cả nước và trong đó xăng là sảnphẩm quan trọng nhất

Một trong những phân xưởng không thể thiếu trong NMLD để tạo ra xăng có chấtlượng cao là phân xưởng Reforming xúc tác Phân xưởng Reforming trong NMLD DungQuất sử dụng công nghệ hiện đại Platforming kết hợp với công nghệ tái sinh CycleMaxcủa UOP Phân xưởng này nâng cấp naptha nặng từ quá trình chưng cất trực tiếp thànhcác sản phẩm có trị số octan cao hơn để phối trộn làm xăng thương phẩm Quá trình nàycòn tạo ra các sản phẩm khác như H2 và LPG phục vụ cho hoạt động của nhà máy cũngnhư mục đích thương mại

Thời điểm thực tập cũng là lúc công ty lọc hóa dầu Bình Sơn đang từng bước cổphần hóa đổi mới mô hình hoạt động công ty Năm 2018 cũng là năm bản lề khi NMLDDung Quất đang trong giai đoạn nâng cấp mở rộng tạo ra những thay đổi để phù hợp vớitình hình thực tế của đất nước, do đó chúng em có cơ hội được tiếp cận về những sự thayđổi mới nhất của nhà máy

Bài báo cáo được chia làm 03 chương:

- Chương 1: Tổng quan về NMLD Dung Quất

- Chương 2: Phân xưởng Reforming xúc tác trong NMLD Dung Quất

- Chương 3: An toàn lao động trong nhà máy

1 TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT

1 Quá trình phát triển của NMLD Dung Quất

Dự án Nhà máy lọc dầu (NMLD) Dung Quất do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam làm chủđầu tư, chính thức được khởi công vào ngày 28/11/2005 tại Khu kinh tế Dung Quất,huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi sau nhiều năm trì hoãn và thay đổi thiết kế với tổngmức đầu tư là 2,5 tỉ USD, được phê duyệt điều chỉnh lên 3 tỷ USD vào năm 2009 vớicông suất chế biến 6,5 triệu tấn dầu thô/năm

Để quản lý và vận hành NMLD Dung Quất, Công ty TNHH MTV Lọc – Hóa dầuBình Sơn (BSR) được thành lập và được giao nhiệm vụ quản lý, điều hành sản xuất Nhàmáy Lọc dầu Dung Quất và kinh doanh các sản phẩm lọc, hóa dầu của Nhà máy

NMLD Dung Quất đã được xây dựng hoàn thành và đưa vào vận hành đúng tiến độ,cho ra dòng sản phẩm thương mại đầu tiên vào ngày 22/2/2009 Trong giai đoạn 2011-

2016, tổng sản lượng của nhà máy giai đoạn này đạt khoảng 37 triệu tấn sản phẩm,doanh thu đạt trên 693 nghìn tỉ đồng, nộp Ngân sách Nhà nước trên 118 nghìn tỷ đồng,góp phần quan trọng trong công tác đảm bảo an ninh năng lượng của đất nước Nhà máy

đã trải qua 3 đợt bảo dưỡng tổng thể năm 2011, 2014, và gần đây nhất là năm 2017.Năm 2018, Công ty TNHH MTV Lọc hóa dầu Bình Sơn đơn vị quản lý của NMLDDung Quất đã tiến hành cổ phần hóa và chuyển thành Công ty cổ phần Lọc hóa dầu BìnhSơn Trước đó, để đảm bảo hoạt động trong tương lai của NMLD Dung Quất, ngày 22tháng 12 năm 2014, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam chính thức phê duyệt Dự án Nâng cấp

mở rộng NMLD Dung Quất Theo đó, dự án NCMR với tổng mức đầu tư 1.813 triệuUSD Dự án dự kiến sẽ được hoàn thành vào năm 2021 và chính thức đi vào hoạt động

từ năm 2022 Sau khi hoàn thành, nhà máy sẽ tạo được sự linh hoạt trong nguồn dầu thô,nâng công suất chế biến dầu thô dự kiến đạt 8,5 triệu tấn/năm và tạo ra các sản phẩm cóchất lượng rất cao Chi tiết về dự án này sẽ được đề cập ở phần sau của bản báo cáo

2 Địa điểm và quy mô

1 Địa điểm nhà máy

- Địa điểm: Nhà máy lọc dầu Dung Quất nằm tại Khu kinh tế Dung Quất, thuộc các

xã Bình Thuận và Bình Trị, huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi

- Mặt bằng nhà máy gồm có 5 khu vực chính: khu vực chính của nhà máy, khu bểchứa thương phẩm, khu cảng xuất sản phẩm, phao rót dầu một điểm neo, nhà máysản xuất polypropylen được nối với nhau bằng hệ thống tuyến ống và đường bộ

Hình 1.1 Sơ đồ nhà máy lọc hóa dầu Dung Quất

2 Quy mô nhà máy

Diện tích sử dụng [1]:

- Khu nhà máy chính : 2782525.9 m2

- Khu bể chứa thương phẩm : 241929.5 m2

- Nhà máy sản xuất PP: 129014 m2

- Khu 2 bể chứa dầu thô bổ sung: 133396 m2

- Khu lưu trữ và văn phòng làm việc: 24478 m2

3 Cơ cấu tổ chức công ty

1 Cơ cấu tổ chức

Sau đại hội cổ đông lần thứ nhất ngày 21/06/2018, BSR sẽ hoạt động dưới hình thứccông ty cổ phần Từ ngày 01/07/2018, công ty TNHH MTV Lọc hóa dầu Bình Sơn sẽchuyển thành Công ty cổ phần Lọc hóa dầu Bình Sơn Công ty dự kiến sẽ có mô hình tổchức mới như sau:

Hình 1.2 Sơ đồ tổ chức công ty cổ phần Lọc hóa dầu Bình Sơn

2 Phòng kỹ thuật – công nghệ

Phòng kỹ thuật – công nghệ thuộc Ban nghiên cứu và phát triển của Công ty Cổ phầnlọc hóa dầu Bình Sơn Nhiệm vụ chính của phòng kỹ thuật – công nghệ bao gồm:

- Theo dõi hoạt động của các phân xưởng từ đó đánh giá hiệu quả hoạt động

- Tiếp nhận và xử lý thông tin khi có yêu cầu bảo dưỡng, sửa chữa từ bên sảnxuất

- Theo dõi đánh giá việc sử dụng năng lượng của nhà máy

- Quản lý, đánh giá, lựa chọn các loại hóa chất, xúc tác cho nhà máy

- Xử lý các sự cố

- Tính toán, mô phỏng để xác định tính khả thi của các bài toán mới như khithay thế nguồn nguyên liệu, nâng công suất,…

Hình 1.3 Sơ đồ tổ chức phòng kỹ thuật công nghệ

- Cụm phân xưởng công nghệ 1: CDU/KTU/NHT/CCR/ISOM

- Cụm phân xưởng công nghệ 2: RFCC/LTU/NTU/PRU

- Cụm phân xưởng công nghệ 3: SWS/ARU/SRU/LCO-HDT/ETP

- Cụm phân xưởng công nghệ 4: PP

- Cụm phân xưởng phụ trợ : Hot & Cold Utilities

- Cụm phân xưởng ngoại vi: Offsite 1&2

4 Cơ cấu sản phẩm

1 Công suất chế biến và nguyên liệu

- Công suất thiết kế: 6,5 triệu tấn dầu thô/năm

- Công suất thực tế: 110% công suất thiết kế (năm 2016 nhà máy tiêu thụ 7.52 triệutấn dầu thô [1])

- Nguyên liệu:

Theo thiết kế ban đầu [2]:

Giai đoạn 1:100% dầu thô Bạch Hổ (Việt Nam) Giai đoạn 2: dầu thô hỗn hợp (85% dầu Bạch Hổ + 15% dầu Dubai) Trên thực tế, khi thiết kế ban đầu được đưa ra khi có dự án NMLD số 1 vào năm

1997, trữ lượng dầu Bạch Hổ còn nhiều, dự trữ ngoại tệ của chúng ta còn ít, do đó ưutiên sử dụng dầu từ mỏ Bạch Hổ để tránh ảnh hưởng tới nền kinh tế Tuy nhiên, tới năm

2009 nhà máy mới được đi vào vận hành do gặp nhiều vướng mắc trong quá trình thựchiện Mặc dù trong giai đoạn chạy thử nghiệm, NMLD Dung Quất dùng 100% dầu Bạch

Hổ nhưng khi đó, trữ lượng mỏ Bạch Hổ đã giảm nhanh nên từ tháng 8/2010 nguồn

nguyên liệu đầu vào được sử dụng đã được thay bằng hỗn hợp dầu chua Ban đầu, dầuchua của Dubai được sử dụng tuy nhiên trên thực tế, dầu chua được phối trộn với dầuBạch Hổ là dầu Azeri Light (0.17% Lưu huỳnh) của Azerbaijan Dầu này nhẹ hơn và ítlưu huỳnh hơn dầu thô Dubai (2% Lưu huỳnh) So với dầu Bạch Hổ, dầu Azeri nhẹ hơnnhưng nhiều lưu huỳnh hơn.

Tiếp đó, nhằm tối ưu hóa sản xuất, để có thể tiếp nhận những nguồn dầu thô mới

có hàm lượng lưu huỳnh cao hơn dầu Bạch Hổ, năm 2015, BSR đã hoàn thành việc đầu

tư dự án Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (SRU) nhờ đó giúp mở rộng, nâng tỉ lệ phối trộncủa các loại dầu thô lên cao đáng kể

Hiện tại, Nhà máy đã chế biến thành công 67 loại dầu thô từ các khu vực khácnhau trên thế giới như: Azeri (Azerbaijan), Champion, SLEB (Brunei), Labuan, Miri(Malaysia), Amna (Libya), ESPO (Nga), Đại Hùng, Tê Giác Trắng, Sư Tử Đen (ViệtNam) [3]

2 Sản phẩm nhà máy

Bảng 1.1 Cơ cấu sản phẩm nhà máy trong từng giai đoạn

Tên sản phẩm Sản lượng thiết kế [1]

(tấn/năm)

Kế hoạch 2018 [4]

(tấn/năm)

Dự kiến sau NCMR năm 2022 [1] (tấn/năm)

5 Các phân xưởng trong nhà máy

Nhà máy lọc hóa Dung Quất bên cạnh 15 phân xưởng công nghệ còn có các phânxưởng phụ trợ (utilities), phân xưởng ngoại vi (offsite), khu hành chính

Hình 1.4 Mặt bằng các phân xưởng nhà máy lọc dầu Dung Quất

1 Các phân xưởng công nghệ

1 Phân xưởng chưng cất dầu thô CDU (Unit 011)

a) Công suất thiết kế: 6,5 triệu tấn dầu thô/năm

b) Công suất thực tế: 110% so với thiết kế

c) Công suất tối đa: 110% công suất thiết kế [1]

d) Nguyên liệu: Dầu thô từ khu bể chứa dầu thô (Unit 60)

e) Vai trò: phân tách dầu thô nguyên liệu thành các phân đoạn có khoảng nhiệt độ sôinhỏ phù hợp với từng quá trình chế biến trong Nhà máy

f) Sản phẩm

- Khí được đưa qua cụm thu hồi khí của phân xưởng RFCC để thu hồi LPG

- Phân đoạn: Naphtha đi qua tháp ổn định tách LPG sau đó đi làm nguyên liệucho phân xưởng NHT

- Phân đoạn Kerosen được đưa sang làm sạch tại phân xưởng KTU.Kerosen cũng có thể được sử dụng làm dầu hỏa hoặc phối trộn Diesel Oil(DO) hoặc Fuel Oil (FO) khi cần Do nhu cầu về dầu hỏa hiện nay rất ít, nguồnnguyên liệu của nhà máy lại khá tốt, do đó kerosen sản xuất ra có thể làm dầuhỏa trực tiếp, nhưng sản lượng rất thấp, chỉ 2-3 ngày trong 1 tháng Kerosenđược lấy ra làm dầu hỏa

- Phân đoạn Gas Oil nhẹ (LGO) được trực tiếp đưa đi phối trộn DO

- Phân đoạn Gas Oil nặng (HGO) được trực tiếp đưa đi phối trộn DO/FO

- Cặn chưng cất khí quyển sẽ được đưa sang làm nguyên liệu cho phân xưởngRFCC

2 Phân xưởng Naptha Hydrotreater NHT (Unit 012)

a) Bản quyền công nghệ: UOP

b) Công suất thiết kế: 23.500 BPSD [2]

c) Công suất tối đa: 117% công suất thiết kế [1]

d) Nguyên liệu: Phân đoạn Naptha tổng từ quá trình CDU

e) Xúc tác: S-120 (Co,Mo/Al2O3) [2]

- Trên thực tế do nguồn nguyên liệu của nhà máy lọc dầu Dung Quất có rất ít cáctạp chất như lưu huỳnh, nito, oxi, các kim loại nặng, do đó, từ lúc vận hành tới giờphân xưởng NHT của nhà máy vẫn chưa phải thay xúc tác lần nào

- Hàng năm, chỉ khoảng 10% xúc tác nằm trên cùng của tầng xúc tác bị thay thế(skimming) bằng xúc tác mới Dự kiến trong đợt bảo dưỡng tổng thể nhà máy tiếptheo (Turnaround 4) sẽ thay toàn bộ xúc tác phân xưởng NHT lần đầu tiên

f) Vai trò: xử lý Naphtha bằng Hydro sử dụng thiết bị phản ứng một tầng xúc tác cốđịnh để khử các tạp chất có chứa lưu huỳnh, nitơ, oxi

g) Sản phẩm: - Light Naphtha (LN) đưa sang phân xưởng isome hóa

- Heavy Naphtha (HN) đưa sang phân xưởng Reforming xúc tác

3 Phân xưởng reforming xúc tác CCR (Unit 013)

a) Bản quyền công nghệ: UOP Platforming và công nghệ tái sinh UOP CycleMaxb) Công suất thiết kế: 21.100 PSD [5]

c) Công suất thực tế: 95% (tính đến ngày 27/08/2018)

d) Công suất tối đa: 100% [1]

e) Nguyên liệu: Naphta nặng từ phân xưởng NHT

f) Xúc tác: R-234 (Pt/ɤ-Al2O3-Cl) [5]

g) Vai trò: Phân xưởng Reforming chuyển hóa các cấu tử trong phân đoạn naphtanặng thành hợp chất thơm có chỉ số octane cao làm nguyên liệu pha trộn xăngthương phẩm

h) Sản phẩm chính:

- Reformate có chỉ số octane cao để pha trộn xăng có chất lượng cao

- Hydro đáp ứng toàn bộ nhu cầu Hydro trong nhà máy

- LPG phối trộn với các nguồn LPG khác trước khi được đưa sang bể chứa

4 Phân xưởng Isome hóa ISOM (Unit 010423)

a) Bản quyền công nghệ: UOP Penex

b) Công suất thiết kế 6.500 BPSD

c) Công suất thực tế: 125% công suất thiết kế (tính đến ngày 27/08/2018)

d) Nguyên liệu: Naptha nhẹ từ NHT

e) Xúc tác: I-8 PLUS của UOP (Pt,Sn/Al2O3-Cl) [6]

f) Vai trò: Phân xưởng ISOM chuyển hóa các Parafin mạch thẳng trong nguyên liệu

LN thành các Parafin mạch nhánh có chỉ số Octane cao để pha trộn

g) Sản phẩm: Isomerate làm cấu tử pha trộn xăng

5 Phân xưởng xử lý kerosen KTU (Unit 014)

a) Bản quyền công nghệ: Merichem

b) Công suất thiết kế 10.000 BPSD

c) Công suất tối đa: 130% [1]

d) Nguyên liệu: Kerosen từ CDU

e) Vai trò: KTU được thiết kế sử dụng kiềm để trích ly, loại bỏ nước, làm giảmhàm lượng Mercaptan, H2S, axit naphthenic trong dòng Kerosen từ CDU f) Sản phẩm:

- Kerosen thành phẩm đạt tiêu chuẩn của Jet A1 thương phẩm Việc phối trộn thêmphụ gia vào sản phẩm này phụ thuộc vào yêu cầu của từng khách hàng

- Ngoài ra một phần Kerosen thành phẩm có thể được sử dụng làm phối liệu choDO/FO

6 Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi phần cặn RFCC (Unit 015)

a) Bản quyền công nghệ: AXENS

b) Công suất thiết kế: 3.256.000 tấn/năm

c) Nguyên liệu: dòng cặn từ quá trình chưng cất khí quyển

d) Xúc tác: GRACE Davison Z14USY [7]

e) Vai trò: RFCC bẻ gãy mạch các cấu tử trong nguyên liệu nặng là cặn chưng cấtthành nhiều sản phẩm nhẹ có giá trị cao hơn như naphtha, LCO, DCO

7 Phân xưởng xử lý LPG LTU (Unit 016)

a) Bản quyền công nghệ: Merichem

b) Công suất thiết kế: 21.000 BPSD

c) Công suất tối đa: 115% [1]

d) Nguyên liệu: dòng LPG nguyên liệu đến từ Gas Plant của phân xưởng RFCCe) Vai trò: LTU sử dụng kiềm để trích ly, làm giảm hàm lượng mercaptan, H2S, CO2khỏi dòng LPG nguyên liệu

f) Sản phẩm:

- LPG đã xử lý được đưa sang phân xưởng thu hồi Propylene.

- Kiềm thải được đưa sang phân xưởng trung hòa kiềm thải (CNU)

8 Phân xưởng xử lý Naptha từ RFCC NTU (Unit 017)

a) Bản quyền công nghệ: của Merichem

b) Công suất thiết kế: 45.000 BPSD [8]

c) Nguyên liệu: phân đoạn Naphtha từ RFCC

d) Vai trò: NTU được thiết kế để loại bỏ các tạp chất của lưu huỳnh (chủ yếu làMercaptan) và phenol của phân đoạn Naphtha từ RFCC bằng cách trích lykiềm

e) Sản phẩm:

- Dòng Naphtha sản phẩm được đem đi phối trộn xăng thương phẩm hoặc đưa vào

bể chứa trung gian

- Kiềm thải được đưa sang phân xưởng trung hòa kiềm thải (CNU)

9 Phân xưởng xử lý nước chua SWS (Unit 018)

a) Công suất thiết kế: 82.9 m3/h trong trường hợp nguyên liệu là dầu thô hỗn hợp b) Nguyên liệu: dòng nước chua thải ra từ các phân xưởng công nghệ

c) Vai trò: loại bỏ NH3 và H2S khỏi dòng nước chua thải ra từ các phân xưởng côngnghệ trước khi nước thải được đưa đi xử lý ở phân xưởng xử lý nước thải (ETP) d) Sản phẩm:

- Một phần nước chua sản phẩm của phân xưởng SWS được đưa về thiết bị táchmuối trong phân xưởng CDU

- Khí chua được đưa về phân xưởng thu hồi lưu huỳnh sau đó được đưa đi đốttại đuốc đốt khí chua

10 Phân xưởng tái sinh amin ARU (Unit 019)

a) Công suất thiết kế: 102m3/h [8]

b) Nguyên liệu: dòng Amine bẩn từ phân xưởng RFCC và LCO HDT

c) Vai trò: loại bỏ khí chua khỏi dòng Amine bẩn từ phân xưởng RFCC và LCOHDT Amine bẩn được đưa vào bình ổn định, tại đây xảy ra quá trình tách loạiHydrocacbon lỏng khí, trước khi vào tháp tái sinh

d) Sản phẩm:

- Sau khi được loại bỏ khí chua amine được đưa trở lại các tháp hấp thụ trongphân xưởng RFCC và LCO HDT

- Khí chua sẽ được đưa qua phân xưởng thu hồi lưu huỳnh SRU

11 Phân xưởng trung hòa kiềm thải CNU (Unit 020)

a) Bản quyền công nghệ: Merichem

b) Công suất thiết kế: 1.5m3/h [8]

c) Nguyên liệu:

- Phenolic Caustic từ NTU và ETP (gián đoạn)

- Naphthenic Caustic từ LCO HDT, KTU, LTU và alkaline water từ NHT

d) Vai trò: Kiềm được trung hòa bởi axit sulfuric đến độ pH nằm trong khoảng 6 - 8trước khi đưa sang xử lý ở phân xưởng xử lý nước thải

e) Sản phẩm:

- Khí chua tạo thành được đốt

- Kiềm đã trung hòa

12 Phân xưởng thu hồi polypropylen PRU (Unit 021)

a) Công suất thiết kế 77.240 kg/h [8]

b) Nguyên liệu: dòng LPG đến từ phân xưởng LTU

c) Vai trò: Phân xưởng PRU được thiết kế để phân tách thu hồi và làm sạchPropylene trong dòng LPG đến từ phân xưởng LTU

d) Sản phẩm: Propylene dùng cho tổng hợp hữu cơ (99,6 % klg)

13 Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh SRU 1 & 2 (Unit 022)

a) Bản quyền công nghệ: SiNi, JACOBS

b) Công suất thiết kế: SRU1: thu hồi 5 tấn lưu huỳnh/ngày

SRU2 (2015): thu hồi 13 tấn lưu huỳnh/ngàyc) Nguyên liệu: các dòng khí chua từ ARU, SWS, CNU

d) Vai trò: dòng khí chua sẽ được xử lý để thu hồi Lưu huỳnh

e) Sản phẩm: Lưu huỳnh sản phẩm ở trạng thái rắn và được xuất bán bằng xe tảingay trong nhà máy (Không cần vận chuyển ra khu chứa thương phẩm)

14 Phân xưởng xử lý LCO bằng hydro LCO HDT (Unit 024)

a) Bản quyền công nghệ: AXENS

b) Công suất thiết kế: 1.320.000 tấn/năm

c) Nguyên liệu: dòng LCO đến từ phân xưởng RFCC hoặc hỗn hợp của LCO

d) Vai trò: LCO HDT làm sạch các tạp chất Lưu huỳnh, Nitơ trong LCO bằng hydro.e) Sản phẩm: LCO đã được xử lý được đưa đi làm phối liệu pha trộn DO

15 Nhà máy sản xuất Polypropylene

a) Bản quyền công nghệ: Hypol-II của Mitsui [9]

b) Công suất thiết kế: 150.000 tấn sản phẩm/năm

c) Công suất tối đa: 107% [1]

d) Nguyên liệu: Propylene từ phân xưởng thu hồi propylene PRU (Unit 021)

e) Vai trò: sản xuất ra hạt nhựa polypropylen từ nguồn của NMLD Dung Quất

f) Sản phẩm: Hạt nhựa polypropylene

Các phân xưởng này được chia thành 2 khu vực: Hot Utilities bao gồm hệ thốnghơi nước và nước ngưng (Unit 032) và nhà máy điện (Unit 040) Còn các phân xưởngcòn lại nằm trong khu vực Cold Utilities

1 Hệ thống nước (Unit 031)

Hệ thống có vai trò sản xuất và phân phối các loại nước:

- Nước dịch vụ

- Nước bổ sung cho hệ thống nước làm mát

- Nước sinh hoạt trong nhà máy

- Nước bổ sung cho hệ thống nước khử khoáng và cung cấp cho nồi hơi

- Nước bổ sung cho hệ thống nước cứu hỏa của nhà máy

2 Hệ thống hơi nước và nước ngưng (Unit 032)

Phân xưởng được thiết kế nhằm mục đích:

- Thu gom, tồn chứa và xử lý nước ngưng để sử dụng lại làm nước nồi hơi thấp áp

và nước nồi hơi cao áp

- Thu gom, tồn chứa và xử lý nước ngưng của nhà máy điện để sử dụng lại làmnước nồi hơi siêu cao áp trong nhà máy điện

- Phân phối hơi cao, trung, thấp áp

3 Phân xưởng nước làm mát (Unit 033)

Phân xưởng nước làm mát cung cấp nước làm mát cho các quá trình làm mát trongnhà máy Phân xưởng nước làm mát bao gồm một hệ thống nước tuần hoàn kín, nướclàm mát được làm nguội bằng nước biển qua thiết bị trao đổi nhiệt dạng tấm

4 Hệ thống lấy nước biển (Unit 034)

Phân xưởng Nước biển cung cấp:

- Nước biển cho Nhà máy điện để làm mát ở các thiết bị ngưng tụ của tuabin hơi

- Nước biển để làm mát ở thiết bị trao đổi nhiệt

- Nước biển để chữa cháy khi nước ngọt không cung cấp đủ cho nhu cầu chữa cháy

5 Phân xưởng khí điểu khiển và khí công nghệ (Unit 035)

Phân xưởng nén không khí, sau đó tách ẩm, tách bụi và làm khô để cung cấp khí điềukhiển và khí công nghệ cho các phân xưởng theo hai đầu phân phối riêng biệt

- Khí điều khiển để vận hành các thiết bị điều khiển

- Khí công nghệ dùng trong việc làm sạch, thổi rửa đường ống và thiết bị,…

6 Phân xưởng sản xuất Nito (Unit 036)

Phân xưởng cung cấp nitơ cho nhà máy bằng cách nén không khí và làm lạnh Phânxưởng Nitơ sản xuất nitơ lỏng và nitơ khí (có độ sạch 99.7% thể tích):

- Nitơ khí cung cấp cho các quá trình công nghệ

- Nitơ lỏng đưa đến bình chứa Nitơ lỏng hoặc cho bay hơi thành nitơ khí khi có nhucầu nhiều nitơ trong trường hợp dừng hay khởi động nhà máy

- Hệ thống Nitơ độc lập sử dụng để kiểm tra rò rỉ của các thiết bị công nghệ, đườngống

7 Phân xưởng khí nhiên liệu (Unit 037)

Phân xưởng được thiết kế đủ cung cấp cho nhu cầu khí của các lò đốt trong cácphân xưởng công nghệ và cho nồi hơi siêu cao áp của Nhà máy điện Ngoài ra còn có hệthống hóa hơi LPG/Propylene dùng trong một số trường hợp đặc biệt

8 Hệ thống dẫn dầu nhà máy (Unit 038)

Hệ thống được thiết kế cung cấp dầu nhiên liệu cho tất cả các hộ tiêu thụ trongNhà máy Do trong Nhà máy ưu tiên sử dụng khí nhiên liệu nên dầu nhiên liệu chỉ được

sử dụng để bù cho phần còn thiếu của khí nhiên liệu Vì vậy, nhu cầu tiêu thụ dầu nhiênliệu là không ổn định Thông thường dầu nhiên liệu được sử dụng là DCO của phânxưởng RFCC Đối với lần khởi động đầu tiên của Nhà máy, dầu nhiên liệu sẽ là FO nhập

từ SPM

9 Phân xưởng cung cấp kiềm (Unit 039)

Phân xưởng gồm bể hòa tan kiềm cùng các bể chứa và bơm vận chuyển kiềm Cóbốn loại kiềm được sử dụng trong nhà máy: 50o Be, 20o Be, 14o Be, 5o Be Kiềm 50o Beđược sản xuất trực tiếp bằng cách hòa tan kiềm rắn bằng nước khử khoáng Các loạikiềm còn lại nhận được khi hòa tan kiềm 50 o với nước khử khoáng

10 Nhà máy điện (Unit 040)

Nhà máy điện được thiết kế với 4 máy phát điện công suất 27 MW mỗi máy và 4nồi hơi công suất mỗi nồi hơi là 196 tấn hơi/h Bình thường 3 tổ hoạt động, 1 tổ dựphòng Nhiên liệu cho nhà máy là khí nhiên liệu và dầu nhiên liệu Nhà máy điện lànguồn cung cấp hơi nước và điện sử dụng trong toàn Nhà máy Ngoài ra, Nhà máy còn

có trạm kết nối với lưới điện quốc gia để xuất điện khi sản lượng vượt nhu cầu tiêu thụnội bộ và nhập điện khi có sự cố và trong giai đoạn khởi động Nhà máy điện còn có 1máy phát điện chạy bằng Diesel dự phòng, công suất 1.6 MW

11 Hệ thống đuốc (Unit 057)

Hệ thống đuốc bao gồm đường ống thu gom, các bình tách lỏng và đuốc Hệthống đuốc được thiết kế để thu gom và xử lý các dòng xả hydrocacbon khí và lỏng từnhà máy

12 Phân xưởng xử lý nước thải ETP (Unit 058)

Hệ thống xử lý nước thải bao gồm hai cụm:

- Cụm xử lý nước thải của Nhà máy

- Cụm xử lý nước thải của Khu bể chứa sản phẩm thưởng phẩm

Mục đích của phân xưởng xử lý nước thải là xử lý tất cả các loại nước thải từ nhàmáy lọc dầu Nước thải sau khi đã xử lý được cho ra biển Dầu tách ra từ dòng nước thảiđược đưa về bể chứa dầu thải nặng trong Nhà máy (Heavy Slops)

13 Hệ thống cứu hỏa (Unit 059)

Có hai hệ thống nước cứu hỏa riêng biệt: hệ thống nước cứu hỏa cho Nhà máy vàcác vùng lân cận và hệ thống nước cứu hỏa cho Khu bể chứa, Khu xuất sản phẩm cho xebồn và Cảng xuất sản phẩm

14 Phân xưởng xử lý nước thô RO (Unit 100)

- Phân xưởng xử lý nước thô được thiết kế để xử lý hàm lượng SiO2 trong nướccấp từ nhà máy nước bên ngoài nhà máy

3 Các phân xưởng ngoại vi

1 Phao rót dầu một điểm neo SPM (Unit 082)

SPM được thiết kế để tiếp nhận dầu thô từ tàu chở dầu và chuyển đến Khu bểchứa dầu thô và không được thiết kế để xuất bất kỳ sản phẩm nào Nằm cách Nhà máykhoảng 3 km về phía Đông được thiết kế để tiếp nhận các tàu chở dầu có tải trọng từ110.000 đến 150.000 DWT

2 Khu bể chứa trung gian (Unit 051)

Hệ thống bể chứa trung gian bao gồm:

- Bể chứa sản phẩm trung gian trước khi tiếp tục xử lý như: Residues, HeavyNaptha, RFCC Naphtha, LCO

- Bể chứa cấu tử trước khi phối trộn thành phẩm: Isomerat, reformat, Kerosen,LGO, HGO, HDT LCO

- Bể chứa sản phẩm không đạt tiêu chuẩn: Off-spec Propylene, off-spec LPG

- Bể kiểm tra (check tank): Mogas 92/95, DO

3 Khu bể chứa thương phẩm (Unit 052)

Hệ thống bể chứa sản phẩm nằm cách Nhà máy 7 km về phía Bắc và cách bếnxuất sản phẩm 3 km Các sản phẩm sau được đưa đến Khu bể chứa sản phẩm thông qua

hệ thống đường ống dẫn sản phẩm: Xăng 92/95, Jet A1, DO, FO, LPG

4 Khu xuất xe bồn (Unit 053)

Nạp cho xe bồn các sản phẩm 92 RON Mogas, 95 RON Mogas, Jet A1, AutoDiesel, Fuel Oil từ Khu bể chứa sản phẩm và đo lưu lượng sản phẩm xuất cho mỗi xe

5 Khu phối trộn sản phẩm (U-054)

Bao gồm các hệ thống độc lập để phối trộn các sản phẩm khác nhau từ các phốiliệu có trong Nhà máy Có bốn hệ thống phối trộn riêng rẽ sau: Mogas 92/95, DO, FO.Các hệ thống phối trộn đều làm việc gián đoạn trừ trường hợp FO được phối trộn liên tụctrực tiếp trến ống dẫn sản phẩm

6 Phân xưởng Flushing oil (Unit 055)

Thông thường HDT LCO từ bể chứa trung gian sẽ được sử dụng làm Flushing Oilcho khu vực công nghệ trong khi LGO được dùng cho SPM Hệ thống ống nhập dầu thô

và SPM cần được rửa (flushing) ngay trước và sau mỗi đợt nhập dầu thô, sản phẩm cóđiểm chảy cao

7 Phân xưởng dầu thải Slops (Unit 056)

Phân xưởng bao gồm hai hệ thống khác nhau: dầu thải nhẹ và dầu thải nặng, cónhiệm vụ thu gom các loại dầu thải tương ứng, lưu trữ và đưa đi tái xử lý tại phân xưởngCDU hoặc RFCC

8 Khu bể chứa dầu thô (Unit 060)

Các bể chứa dầu thô được thiết kế nhằm:

- Tiếp nhận dầu thô từ SPM thông qua ống dẫn dầu thô

- Lưu trữ dầu thô và tách nước trong các bể chứa được gia nhiệt

- Đường ống từ khu bể chứa sản phẩm đến cảng xuất sản phẩm (Unit 072) có chiềudài khoảng 2 km, bao gồm các đường ống dẫn các sản phẩm và phụ trợ sau: xăng

92, xăng 95, dầu Diesel, Jet A1/Kerosen, dầu FO, propylene, LPG, nước chữacháy, nước dằn tàu, đường hồi hơi LPG, đường hồi hơi propylene, Nitơ, khí điềukhiển, nước sinh hoạt

10 Cảng xuất sản phẩm (Unit 081)

Cảng xuất sản phẩm được thiết kế để nhận sản phẩm thông qua ống dẫn sản phẩm

và xuất cho các tàu chở hàng tại các bến Tại cảng xuất sản phẩm, để giảm thiểu thaotác súc rửa đường ống và cần nạp sản phẩm, mỗi sản phẩm sẽ được xuất qua các cầnxuất chuyên biệt Cần xuất sản phẩm được phân bố như sau:

- Bến cảng 1: 02 cần xuất Mogas và 02 cần xuất DO

- Bến cảng 2: 02 cần xuất Mogas và 02 cần xuất DO

- Bến cảng 3: 01 cần xuất Mogas, 01 cần xuất Jet A1 và 01 cần xuất DO

- Bến cảng 4: 01 cần xuất Mogas, 01 cần xuất Jet A1 và 01 cần xuất DO

- Bến cảng 5: 01 cần xuất LPG, 01 cần xuất Propylene

- Bến cảng 6: 01 cần xuất LPG, 01 cần xuất Fuel Oil

4 Các công trìnhkhác

Đê chắn sóng : Với chiều dài khoảng 1,6 km, Đê chắn sóng tạo ra một vùng an

toàn trong vịnh Dung Quất nhờ đó hạn chế được sự gián đoạn của các hoạt độngxuất/nạp sản phẩm tại Cảng xuất sản phẩm Đê được làm từ đá tảng và bê tông làm giảm

độ cao của sóng biển trong mùa mưa bão

Phòng thí nghiệm: Thuộc phòng Quản lý chất lượng trong đó sản phẩm, nguyên

liệu, xúc tác của các quá trình lọc hóa dầu được phân tích đánh giá và kiểm tra chấtlượng

Xưởng điện, xưởng tự động hóa, xưởng cơ khí (Workshop): Là nơi tập trung sửa

chữa thiết bị trong nhà máy khi không thể sửa chữa trực tiếp tại chỗ

Kho hóa chất, xúc tác: Nơi chứa hóa chất, xúc tác trong nhà máy trước khi được

đưa tới các phân xưởng

Phòng điều khiển (Central Control Complex): Là nơi điều khiển, vận hành toàn

bộ nhà máy Lọc dầu Dung Quất

Khu hành chính: Nằm bên ngoài khu nhà máy là khu vực hành chính bao gồm:

- Các tòa nhà hành chính: Trong các tòa nhà hành chính là các đơn vị hành

chính của công ty, các phòng họp,…

- Trạm y tế: Là nơi thực hiện sơ cứu ban đầu cho các tai nạn, chấn thương hay

các bệnh lý của cán bộ nhân viên cho nhà máy Đào tạo về an toàn sức khỏemôi trường cho nhân viên và khách tham quan

6 Dự án nâng cấp mở rộng NMLD Dung Quất

1 Mục tiêu dự án

- Nâng công suất chế biến dầu thô từ 148.000 thùng/ngày (tương đương 6,5 triệutấn/năm) lên 192.000 thùng/ngày (tương đương 8,5 triệu tấn/năm) Nâng côngsuất CDU lên 130%

- Nâng cao độ linh động lựa chọn dầu thô, đảm bảo nguồn dầu thô cung cấp lâu dài

và có hiệu quả của Nhà máy

- Chất lượng sản phẩm xăng dầu đáp ứng tiêu chuẩn EURO V phù hợp với lộ trìnhcủa Chính phủ

2 Nguồn nguyên liệu

Chủ động thay thế hoàn toàn dầu thô Bạch Hổ (hoặc dầu thô Bạch Hổ chỉ đóngvai trò là dầu thô phối trộn) để tăng hiệu quả kinh tế theo cấu hình mới của Nhà máy saukhi dự án NCMR hoàn thành

Loại dầu thô cơ bản dự kiến sẽ sử dụng sau khi dự án NCMR được hoàn thành làESPO và Murban (tỷ lệ 70/30) Dầu phối trộn là các loại dầu nhập khẩu khác và tất cảcác loại dầu Việt Nam phù hợp với khả năng chế biến của Nhà máy sau khi NCMR;

3 Các phân xưởng công nghệ

Trong giai đoạn nâng cấp mở rộng NMLD Dung Quất sẽ xây dựng thêm các phânxưởng mới để phù hợp với nguồn nguyên liệu mới trong giai đoạn sau này

Bảng 1.2 Các phân xưởng công nghệ bổ sung trong giai đoạn NCMR

Tên Phân xưởng Công nghệ Công suất Mục đích

)SRU 2

(Sulfur Recovery Unit) JACOBS 210 (tấn/ngày) Phân xưởng thu hồi lưuhuỳnhHGU

(Hydrogen generation unit) KineticsTechnology 63650 (Nm3/ngày) Sản xuất hydro cho nhàmáySWS 2

(Sour Water Stripper)

77 (tấn/ngày)

Xử lý nước chua

ARU 2

(Amine regeneration unit) 220(tấn/ngày) Tái sinh amin

Do NMLD Dung Quất trong tương lai sẽ thay đổi nguồn dầu thô nguyên liệu cũngnhư cơ cấu sản phẩm do đó việc bổ sung các phân xưởng này là thực sự cần thiết Vớinguồn nguyên liệu chính là dầu chua, nặng chứa nhiều lưu huỳnh do đó cần bổ sungphân xưởng chưng cất chân không để có thể tận dụng được phần cặn nặng với mục đíchchính là sản xuất asphalt hoặc dầu nhờn Với mục đích tận dụng được những phần cặnnặng nhất, để phục vụ cho sản xuất asphalt, phân xưởng SDA cũng được đưa vào xâydựng

Một trong những yếu tố quan trọng khi thay thế nguồn dầu thô đó là hàm lượnglưu huỳnh Do đó phân xưởng SRU2 đã được đưa vào hoạt dộng từ năm 2015 để tăngkhả năng thu hồi lưu huỳnh của nhà máy Tuy nhiên với cấu hình hiện tại, nhà máy đangchỉ phù hợp với loại nguyên liệu có ít lưu huỳnh, trong tương lai, khi lưu huỳnh trongdầu thô tăng, nhà máy sẽ phải nâng cấp vào bổ sung thêm các phân xưởng NHT2, SWS2,ARU2, để đảm bảo hiệu quả hoạt động

Một yêu cầu quan trọng nữa của quá trình NCMR nhà máy là đảm bảo chất lượngsản phẩm đạt tiêu chuẩn EURO V Hiện tại, sản phẩm nhà máy chỉ đạt tiêu chuẩnEURO2 vốn đã không còn phù hợp tiêu chuẩn để được sử dụng tại Việt Nam, do đó đểđảm bảo chất lượng, các phân xưởng DHDT, GHDT đưa vào hoạt động để đảm bảo chỉtiêu về lượng lưu huỳnh trong các sản phẩm xăng và diesel của nhà máy đạt chuẩnEURO V

Sau giai đoạn NCMR, NMLD Dung Quất sẽ sản xuất được xăng RON 97 Để làmđược điều này, phân xưởng Alkyl hóa sẽ được xây dựng tạo ra xăng cao cấp để phối trộnlàm xăng thương phẩm có trị số octan 97

4 Sản phẩm

Từ năm 2022, sau khi dự án NCMR hoàn thành, sản lượng của Công ty tăng lênkhoảng 7,9 triệu tấn Đồng thời Công ty sẽ thực hiện sản xuất các sản phẩm khác nhưAsphalt, RON 97, xăng và DO cao cấp (theo tiêu chuẩn Euro V)

Sản phẩm hóa dầu đi từ nguồn khí Cá Voi Xanh và các sản phẩm MTBE, CarbonBlack, Reformate Cơ cấu sản phẩm có thể thay đổi tùy theo nhu cầu của thị trường Tuynhiên, sản phẩm chính của công ty vẫn là xăng các loại và nhiên liệu điêzen chiếm trên90% cơ cấu sản lượng

2 PHÂN XƯỞNG REFORMING XÚC TÁC NMLD DUNG QUẤT

1 Vai trò, ý nghĩa của phân xưởng reforming xúc tác

Phân xưởng Reforming là một trong những phân xưởng quan trọng nhất trong cácnhà máy lọc hóa dầu Trong NMLD Dung Quất, mục đích chính của phân xưởng này lànâng cấp phân đoạn naptha nặng từ quá trình chưng cất trực tiếp NMLD Dung Quấtchưa có các phân xưởng hóa dầu để tận dụng các hydrocacbon thơm cho các quá trìnhtổng hợp hữu cơ, do đó mục đích chính của quá trình này để tạo ra xăng để pha trộn.Ngoài ra H2 thu được trong phân đoạn này dùng để cung cấp cho toàn bộ nhà máy

Hình 2.5 Sơ đồ phân xưởng CCR nhà máy lọc dầu Dung QuấtPhân xưởng CCR (Unit 013) của NMLD Dung Quất nằm sau phân xưởng NHT(Unit 012) sử dụng nguyên liệu là phân đoạn Naptha nặng đã được xử lý hydro để tạo rasản phẩm là reformat dùng để phối trộn Trên thực tế, một phần naptha nặng từ NHT sẽđược chuyển vào bể chứa dự trữ dùng cho quá trình khởi động nhà máy hay khi NHTphải tạm ngưng làm việc

Hình 2.6 Sơ đồ công nghệ nhà máy lọc dầu Dung QuấtHiện nay hơi 70% các phân xưởng Reforming trong các nhà máy lọc dầu trên thế giớiđang sử dụng công nghệ này

2 Bản chất hóa học

1 Các phản ứng chính

Bảng 2.3 Đặc trưng các phản ứng chính quá trình Reforming

Dehydro hóa napthen Kim loại Thu nhiệt mạnh Sinh ra

-Isome hóa parafin, olefin Axit Tỏa nhiệt nhẹ Tiêu thụDehydro hóa đóng vòng parrafin Kim loại/ Axit Thu nhiệt mạnh Sinh ra

1 Phản ứng dehydro hóa Naphthen

Phản ứng này thường xảy ra với xyclopentan và xyclohexan để tạo rahydrocacbon thơm, được xúc tác bởi tâm kim loại

Đây là phản ứng thu nhiệt mạnh, khi tăng nhiệt độ và giảm áp suất thì hiệu suấthydrocacbon thơm sẽ tăng lên Phản ứng này xảy ra với xyclohexan diễn ra rất nhanh vàhoàn toàn, làm tăng trị số octan mạnh do tạo sản phẩm là aromatic

2 Phản ứng dehydro vòng hóa parafin

Phản ứng dehydro vòng hoá n-parafin xảy ra khó khăn Quá trình đóng vòng diễn

ra dễ hơn nếu mạch càng dài Chỉ ở nhiệt độ cao và áp suất thấp mới thuận lợi cho phảnứng tạo hydrocacbon thơm [11] Phản ứng này biến một lượng lớn các hợpchất có trị số octan thấp của nguyên liệu thành các hydrocacbon thơm

là các cấu tử có trị số octan cao

Phản ứng đồng phân hóa napthen là giai đoạn đầu của phản ứng dehydro hóanapthen Trong phản ứng này xyclopentan chuyển thành xyclohexan

Phản ứng đồng phân hóa có tốc độ rất chậm, nhưng tốc độ phản ứng dehydro hóaxảy ra nhanh mà cân bằng của phản ứng đồng phân hóa có điều kiện chuyển hóa thànhxyclohexan và sau đó thu được nhiều hydrocacbon thơm và hydro

3 Phản ứng hydroisome hóa

Các phản ứng isome hoá n-pentan và n-hexan là các phản ứng toả nhiệt nhẹ nênphản ứng sẽ không thuận lợi khi tăng nhiệt độ Phản ứng thuận nghịch và không có sựtăng thể tích , vì thế cân bằng của phản ứng chỉ phụ thuộc nhiều vào nhiệt độ

Với các n-parafin nhẹ, sự isome hóa làm cải thiện trị số octan Với các n - parafincao hơn C5, phản ứng isomehóa dễ xảy ra, nhưng nó chỉ làm tăng không nhiều NO vìcòn có mặt các n - parafin chưa biến đổi trong sản phẩm phản ứng

Olefin cũng có thể bị isome hóa với sự có mặt của hydro trong thiết bị do đó phảnứng này lấy đi một lượng hydro nhưng lại làm giảm áp suất của quá trình tạo điều kiệncho phản ứng chính của quá trình reforming

1.1.1.1 Phản ứng hydrocracking

Là phản ứng cracking với sự có mặt của hydro phản ứng dễ gãymạch tạo thành sản phẩm parafin khác Đây là phản ứng không mongmuốn do có sự xúc tác của tâm axit của quá trình có thể cracking sâutạo khí và sản phẩm nhẹ và giảm thể tích sản phẩm lỏng và đồng thờicũng làm giảm hiệu suất hydro

Naphten cũng có khả năng tham gia phản ứng hydrocracking Giai đoạn đầu tiêncủa phản ứng này là đứt vòng với sự có mặt của hydro, tạo thành parafin Vì phản ứngcũng xảy ra theo cơ chế ioncacboni nên sản phẩm khí thường chứa nhiều C3, C4 và C5,rất ít C1 và C2

2 Các phản ứng phụ

1 Phản ứng tách các hợp chất có nguyên tố dị thể

Các phản ứng làm giảm hàm lượng lưu huỳnh, nitơ, oxi trong nguyên liệu, làmgiảm khả năng mất hoạt tính và kéo dài tuổi thọ của xúc tác, do đó nó là phản ứng phụ cólợi

Nguyên liệu của quá trình được lấy từ phân xưởng NHT (82947 kg/h)

và Naphtha ngọt (20549 kg/h) từ bể chứa Trong quá trình khởi động

nguyên liệu có thể lấy từ bể chứa naptha ngọt Nguyên liệu đi vàoreforming phải đạt các yêu cầu về chất lượng.

Bảng 2.4 Yêu cầu chất lượng của nguyên liệu cho Platforming

định

Nguyên liệu là Naptha nặng chứa khoảng rộng các cấu tử có mạchcacbon từ C6 đến C11 do mục tiêu chính của NMLD Dung Quất là tối đalượng xăng thu được Nguyên liệu không chứa olefin, aromatic có mặttrong nguyên liệu với hàm lượng nhỏ

1.1.2 Xúc tác quá trình Reforming

1.1.2.1 Xúc tác sử dụng

Xúc tác sử dụng trong công nghệ Platforming của UOP là xúc tác có chứa kimloại được ngâm tẩm trên chất mang nhôm oxit bổ sung thêm Clo Có thể sử dụng nhiềuloại tâm kim loại nhưng Pt là kim loại được sử dụng chủ yếu Một lượng Clo cũng đượcđưa vào làm trợ xúc tác [12] Xúc tác được sử dụng là loại xúc tác lưỡng chức, gồm chứcnăng hydro hóa – dehydro hóa do tâm kim loại và chức axít có tác dụng thúc đẩy cácphản ứng xảy ra theo cơ chế ion cacboni như đồng phân hoá và cracking

Cần phải cân bằng giữa tâm axit và tâm kim loại của xúc tác để tối thiểu hóa phảnứng hydrocracking và tối đa hóa phản ứng dehydro hóa và dehydro đóng vòng Quá trìnhcân bằng được thực hiện nhờ có sự duy trì tỷ lệ H2O/Cl thích hợp trong quá trình tái sinhxúc tác

Chất mang trong xúc tác reforming ở đây là ɤ-Al2O3 có bề mặt riêng lớn (250

m2/g), khả năng chịu nhiệt độ tốt

Xúc tác sử dụng trọng phân xưởng Reforming trong nhà máy lọc dầu Dung Quất

là xúc tác R-234 do UOP cung cấp Xúc tác này thuộc họ R-230 của UOP, hàm lượng Ptthấp, nhằm sản xuất reformate có trị số octan cao và hydro và đồng thời tạo ra ít bụi xúctác hơn dòng R-34 trước đó Ngoài ra, UOP còn cung cấp các loại xúc tác Reformingkhác như R-34, R-164, R-174, R-134, R-264 có thành phần khác nhau dẫn tới mỗi loạixúc tác có nhưng hiệu quả riêng biệt

Bảng 2.5 Thông số kỹ thuật xúc tác R-234 [12]

 Giảm hiệu suất và độ tinh khiết của hydro

 Tăng lượng khí C3, C4, giảm lượng hydrocacbon thơm

 Tăng khả năng tạo cốc

 Nếu lượng nước đi vào trong thời gian dài thì clo trên xúc tác sẽ bị bất hoạt(chloride deficient) Có thể phát hiện rõ qua hàm lượng clo trên xúc tác thải vàxúc tác tái sinh

- Cách phát hiện: Xác định hàm lượng HCl trong khí tuần hoàn

- Xử lý: Tìm nguyên nhân gây ảnh hưởng đến lượng nước đưa vào và điều chỉnh lại

về tỷ lệ thích hợp

b) Kim loại

- Nguồn phát sinh: Kim loại có thể có trong nguyên liệu với hàm lượng rất nhỏ.Ngoài ra kim loại còn có thể xuất hiện do ăn mòn các thiết bị trong nhà máy Đốivới trường hợp này, dễ bắt gặp nhất là sắt, molypden, hay đồng

- Ảnh hưởng: Đa số kim loại (As, Cu, Pb, Zn, Hg, Si, Fe) sẽ kết hợp với tâm Pt vàđầu độc vĩnh viễn chúng, làm giảm lượng hydro sinh ra, giảm độ tinh khiết dòng

khí H2 Các kim loại kiềm và kiềm thổ làm trung hòa tính axit của chất mang(Al2O3)

- Cách phát hiện: Với nồng độ nhỏ của kim loại trong dòng nguyên liệu có thể đượcphát hiện bởi AAS (Phổ hấp thụ nguyên tử) hay ICP – AES

- Xử lý: Không thể loại bỏ kim loại trên xúc tác qua quá trình tái sinh, nó sẽ tồn tạitrên xúc tác vĩnh viễn và làm giảm chất lượng xúc tác

c) Cốc

- Nguồn phát sinh: Cốc hình thành do phản ứng phụ trong phản ứng reforming

- Ảnh hưởng: Cốc bám trên xúc tác che lấp tâm hoạt tính và các mao quản, giảmhoạt tính, độ chuyển hóa của xúc tác

- Xử lý: Cốc có thể được loại bỏ bằng quá trình đốt cốc trong giai đoạn tái sinh.Hàm lượng cốc còn lại sau tái sinh tối đa là 0.2% khối lượng

d) Thiêu kết

- Nguồn phát sinh: Nhiệt độ phản ứng cao dẫn đến tâm kim loại tập hợp thành mộtkhối lớn

- Ảnh hưởng: Giảm hoạt tính xúc tác

- Xử lý: Khó phục hồi lại hoạt tính xúc tác do đó cần tối ưu và nhiệt độ và mộttrường làm việc nghiêm ngặt tránh quá nhiệt cục bộ hoặc sử dụng các loại xúc tác đakim loại

1.1.2.3 Tái sinh xúc tác

Mục đích của quá trình tái sinh xúc tác là phục hồi lại khả năng của xúc tác về gầnvới lúc đầu nhất Trong quá trình tái sinh, sự giảm diện tích bề mặt cần được hạn chế mộtcách tối đa, tâm kim loại cần ở trạng thái thích hợp và được phân bố hợp lý trên bề mặtchất mang, lượng halogen và độ axit của xúc tác cần phải dược điều chỉnh phù hợp.Ngoài tối ưu hóa tính chất xúc tác, phải đảm bảo độ bền vật lý của xúc tác, chống lại sựmài mòn

a) Đốt cốc

Bước đầu tiên của quá trình tái sinh xúc tác là đốt cốc Quá trình đốt cốc là quátrình cháy thực hiện trong môi trường có chứa oxi tạo ra CO2 và nước và tỏa nhiệt mạnh.Hơi nước sinh ra trong quá trình này sẽ được dùng để loại bỏ Clo ra khỏi xúc tác

Cốc + O2 → CO2 + H2O + QQuá trình này quá trình rất cần thiết để loại bỏ cốc nhưng nếu nhiệt độ tăng lênquá cao trong quá trình đốt sẽ làm hỏng xúc tác Do đó quá trình đốt cốc này được kiểmsoát rất chặt chẽ bằng lượng O2 sử dụng Trong quá trình sử dụng bình thường, lượngoxy đưa vào là khoảng 0.6 đến 1.0 mol%oxy Đây là lượng tối ưu để đạt được quá trình

đốt cốc tối đa và nhiệt độ cháy thấp nhất Nếu nhiệt độ cháy quá cao thì chất mang Al2O3

bị chuyển pha làm giảm diện tích bề mặt (dạng α-Al2O3, δ-Al2O3) hoặc thậm chí làm mấthoàn toàn hoạt tính xúc tác khi chuyển sang θ-Al2O, nhiệt độ cao làm thiêu kết các tâmhoạt tính Pt làm giảm hiệu quả quá trình

Hình 2.7 Giản đồ chuyển pha của nhôm oxit trong quá trình tái sinh ở nhiệt độ caob) Oxi clo hóa xúc tác

Bước thứ 2 của quá trình này là điều chỉnh clo và oxi hóa và phân tán kim loạitrên bề mặt xúc tác Trong quá trình này sẽ diễn ra các phản ứng phức tạp với oxi và cáchợp chất hữu cơ chứa clo Clo được đưa vào trong quá trình này là PERC(Perchloroethylenen, Cl2C=CCl2) Các nghiên cứu đã chỉ ra rằng, môi trường khác nhau

có ảnh hưởng khác nhau tới kích thước của Pt trên xúc tác, từ đó người ta cũng thấy rằngmôi trường có clo hiệu quả cho việc tái phân bố lại tâm Pt bị kết tụ (giảm kích thước Pt)

Bảng 2.6 Ảnh hưởng của môi trường với kích thước Pt

Lượng Clo trong quá trình này cần phải đưa vào một lượng vừa đủ thường từ 1.1– 1.3 %klg tùy thuộc loại xúc tác sử dnụng và điều kiện vận hành Nhiệt độ của quá trìnhnày là 510oC với nồng độ oxi lớn > 21%mol để đảm bảo cháy hoàn toàn không tạo cốctrong vùng đốt.

c) Quá trình sấy

Bước tiếp theo của quá trình là loại bỏ ẩm dư trong xúc tác Ẩm này sinh ra trongquá trình đốt cốc Quá trình sấy là quá trình dùng một dòng khí nóng thổi vào xúc tác vàloại bỏ nước trong xúc tác Quá trình sấy thường diễn ra ở 566oC

d) Quá trình khử

Bước cuối cùng là khử oxit kim loại về dạng kim loại với sự có mặt của hydro.Quá trình khử càng hoàn toàn thì xúc tác càng có hoạt tính tốt Quá trình này thuận lợikhi sử dụng H2 tinh khiết, nhiệt độ vào khoảng 482oC

MeO + H2 → Me + H2O

2 Thuyết minh công nghệ

Phân xưởng reforming trong NMLD Dung Quất sử dụng công nghệ UOPPlatforming Công nghệ này đặc trưng bởi các thiết bị phản ứng chồng lên nhau thànhmột khối Xúc tác chuyển động từ thiết bị phản ứng trên xuống thiết bị phản ứng dướicùng, sau đó xúc tác đã làm việc được chuyển sang thiết bị tái sinh để khôi phục lại hoạttính rồi nạp lại thiết bị phản ứng thứ nhất tạo thành một chu kỳ khép kín

Hình 2.3 Sơ đồ công nghệ CCR của UOP

1 Phản ứng Reforming

a) Gia nhiệt sơ bộ nguyên liệu

Nguyên liệu trộn với khí H2 tuần hoàn được gia nhiệt sơ bộ lên 481oC [13] bằngcác trao đổi nhiệt với thiết bị trao đổi nhiệt CFE trao đổi nhiệt với dòng sản phẩm củathiết bị phản ứng thứ 4 (521oC)

Trong một số trường hợp người ta đưa thêm hợp chất hữu cơ chứa clo vào để tối

ưu hoạt tính của xúc tác, ngoài ra, một lượng nhỏ lưu huỳnh cũng được đưa vào để tránhhiện tượng tạo cốc kim loại (metal catalyzed coking) ảnh hưởng tới thiết bị phản ứng b) Nâng nhiệt độ nguyên liệu và tiến hành phản ứng

Nguyên liệu sau đó được đốt nóng đến nhiệt độ 549oC [13] trong lò gia nhiệt bằngkhí nhiên liệu (Charge heater) và nạp vào thiết bị phản ứng thứ nhất (ở trên cùng) ở ápsuất 5.0 kg/cm2 Sau khi tiếp xúc với xúc tác, nguyên liệu bị biến đổi, do các phản ứng làcác phản ứng thu nhiệt, do đó nhiệt độ sản phẩm của các thiết bị phản ứng giảm, do đóchúng được đưa lại qua lò gia nhiệt trung gian (Interhearters) để gia nhiệt lại tới 549oC[13] trước khi đi vào các thiết bị phản ứng tiếp theo Khói từ các lò gia nhiệt này đượcthu gom để sản xuất hơi nước áp suất cao

Khối thiết bị phản ứng gồm có 4 thiết bị chồng lên nhau theo trục thẳng đứng.Kích thước tăng dần từ trên xuống dưới và đều là kiểu xuyên tâm Nhiệt độ giảm nhanhtrong lò thứ nhất do sự xuất hiện của các phản ứng thu nhiệt quan trọng (chủ yếu là phản

ứng dehydro hóa naphten) Ở lò phản ứng thứ 2 và thứ 3 nhiệt độ giảm ít hơn Tại lòphản ứng cuối cùng, nhiệt độ giảm rất ít do có sự bù trừ nhiệt giữa các phản ứng thunhiệt nhẹ với các phản ứng tỏa nhiệt như hydrocracking… Áp suất làm việc của thiết bịthứ nhất là 5 kg/cm2 và giảm dần trong các thiết bị phía dưới để thuận tiện cho quá trìnhvận chuyển dòng nguyên liệu Áp suất của thiết bị phản ứng cuối cùng là 3.5 kg/cm2

Bảng 2.7 Độ chuyển hoá các cấu tử trong từng thiết bị

* Nống độ quá bé nên không thể xác định chính xác

Dòng ra khỏi thiết bị phản ứng thứ 4 được chia làm 2 dòng Dòng thứ nhất đượcqua lò đốt nâng lại đi trao đổi nhiệt độ với dòng tuần hòa nâng nhiệt dộ dòng này đếnnhiệt độ phản ứng rồi được nạp ngay vào thiết bị phản ứng Dòng thứ hai đi vào thiết bịphân tách Cứ như vậy cho đến thiết bị phản ứng thứ 4 Sau đó 2 dòng này ngưng tụ vàlàm lạnh tiếp trước khi chuyển sang bộ phận phân tách sản phẩm

c) Phân tách sản phẩm

Ở thiết bị tách, sản phẩm được chia thành hydrocarbon lỏng ngưng tụ và khí giàuH2 Một phần lớn lượng khí này được quay lại thiết bị phản ứng trộn với dòng nguyênliệu nhờ máy nén khí tuần hoàn, phần khí còn lại được(Net Gas) được làm lạnh trộn với

bộ tái tiếp xúc rồi đi vào cột ổn định sản phẩm để tăng hiệu suất thu LPG và Reformatcòn trong Net Gas

Phần hydrocacbon lỏng trộn với dòng lỏng từ hệ thống tái tiếp xúc và dòng Netgas đã xử lý clo được đưa vào tháp debutanizer để chưng tách phân đoạn tách C4 lấy ra ởđỉnh tháp, còn phần reformat lấy ra ở đáy tháp

Sản phẩm đỉnh của Debutanizer được ngưng tụ và tách thành dòng LPG đi xử lýclo, còn sản phẩm đáy là reformat có độ tinh khiết cao

2 Tái sinh xúc tác

Xúc tác đã làm việc chảy từ đáy của thiết bị phản ứng cuối cùng xuống bộ phậnthu xúc tác sau đó nó chảy xuống ống nâng Người ta dùng khí N2 tuần hoàn từ máy nénđẩy xúc tác và vận chuyển nó lên đỉnh vào bộ phận phân tách bụi (Disengaging Hopper)

ở phía trên lò tái sinh

Hình 2.8 Cụm thiết bị tái sinh xúc tác của CCRTái sinh xúc tác gồm 5 bước: đuổi hydrocarbon ra khỏi xúc tác bằng khí trơ, đốtcốc, tiến hành oxi clo hoá xúc tác, sấy xúc tác, sau đó tiến hành hydro hoá.

Đốt cốc trên bề mặt xúc tác được tiến hành trong vùng cháy ở đỉnh lò tái sinh Quá trình oxy hóa, phân tán kim loại trên xúc tác và bổ sung thêm clo được thựchiện trong vùng clo hóa của lò tái sinh bố trí ở dưới vùng cháy

Sấy khô không khí được thực hiện ở vùng sấy Vùng sấy nằm phía dưới vùng clohóa, khí khô nóng được thổi qua lớp xúc tác và tách ẩm Việc đốt nóng khí khô đượcthực hiện bởi lò đốt không khí

Quá trình khử kim loại trên xúc tác xảy ra ở vùng khử Vùng khử đặt phía dưới vàtách biệt khỏi ba vùng trên Khí khử nóng được thổi qua lớp xúc tác

Sau khi khử, xúc tác được đưa theo đường dẫn xúc tác vào ống nâng thứ hai, đượckhí H2 vận chuyển và nâng lên đỉnh thiết bị phản ứng thứ nhất

độ cao hơn có trị số octan cao hơn Xăng reformat không đạt các chỉtiêu về tỷ trọng hay áp suất hơi bão hòa cũng như thành phần cấtphân đoạn, khiến động cơ khó khởi động ở nhiệt độ thường Ưu điểmcủa xăng reforming xúc tác là trị số octan cao, lượng olefin thấp nên

độ ổn định oxy hóa cao, thuận lợi cho quá trình bảo quản, tồn chứa vàvận chuyển Yêu cầu về thành phần và chỉ tiêu kỹ thuật của reformat

từ Platforming được thể hiện trọng bảng sau:

Bảng 2.9 Yêu cầu chất lượng sản phẩm reformat [5]

Bảng 2.10 Thành phần của sản phẩm reformat [5]

4 Khí nhiên liệu

Khí nhiên liệu từ đỉnh tháp debutanizer có thể, chuyển tới phân xưởng khí nhiênliệu trong nhà máy, nhưng thông thường nó được chuyển đến hệ thống Recovery pluscủa phân xưởng CCR để thực hiện trao đổi chất với dòng sản phẩm lỏng khác

Thiết bị phản ứng được chia thành các vùng:

sự giảm nhiệt độ là rất lớn do đó phản ứng chính của quá trình reforming không thể xảy

ra, thậm chí hơi nguyên liệu còn ngưng tụ và làm hư hại thiết bị Cũng do phản ứng thunhiệt, sản phẩm của mỗi thiết bị phải được gia nhiệt lại trước khi vào thiết bị kế tiếp

Thiết bị phản ứng có kích thước tăng dần do lượng xúc tác tăng từ trên xuốngdưới Lượng xúc tác này thay đổi là do: