BÁO cáo THỰC tập CDU 2

Mục đích của phân xưởng CDU phân tách dầu thô để tạo ra những sản phẩm làm nguyên liệu cho những phân xưởng chế biến sâu và làm những cấu tử pha trộn trực tiếp. Dầu thô được gia nhiệt bởi các dòng sản phẩm và các dòng hồi lưu tuần hoàn (Pumparound) trước khi được đưa tới lò gia nhiệt. Quá trình phân tách sơ bộ dầu thô được tiến hành trong tháp phân tách chính và các tháp tách cạnh sườn (Stripper). Dòng Naphtha từ đỉnh tháp phân tách chính T1101 được đưa đến tháp ổn định xăng (Stabiliser) T 1107. Các sản phẩm khác được làm nguội trước khi đưa thẳng đến bể chứa trung gian hoặc các phân xưởng chế biến sâu thích hợp. Riêng dòng LGO và HGO được làm khô bằng chân không trước khi đưa đến bể chứa trung gian hoặc phân xưởng LCOHDT. Phân xưởng được thiết kế để vận hành 3 loại dầu thô:

MỞ ĐẦU 2

CHƯƠNG I GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU 3

DUNG QUẤT 3

1 Địa điểm và diện tích sử dụng 3

2 Sơ đồ vị trí nhà máy 3

3 Công suất chế biến và nguyên liệu 4

4 Cấu hình nhà máy: 4

5 Cơ cấu sản phẩm: 6

6 Các phân xưởng/công trình của nhà máy 7

6.1 Các phân xưởng công nghệ (Process Units) 7

6.2 Các phân xưởng phụ trợ 9

6.3 Các phân xưởng ngoại vi 12

CHƯƠNG II PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT DẦU THÔ – UNIT 11-CDU 17

1 TỔNG QUAN PHÂN XƯỞNG 17

2 MÔ TẢ CÔNG NGHỆ 20

2.1 Dãy tiền gia nhiệt nguội 20

2.2 Cụm thiết bị tách muối 21

2.3 Dãy tiền gia nhiệt nóng 23

2.4 Lò gia nhiệt 25

2.5 Tháp chưng cất dầu thô 27

2.6 Cụm tháp ổn định xăng (Stabilizer Section) 32

2.7 Cụm làm khô bằng chân không 33

2.8 Hóa chất bổ sung 34

3 MỘT SỐ KIỂU VẬN HÀNH THAY THẾ 36

4 MỘT SỐ SỰ CỐ THƯỜNG GẶP CỦA PHÂN XƯỞNG 40

KẾT LUẬN 43

MỞ ĐẦU

Dầu khí có vai trò quan trọng trong đời sống kinh tế toàn cầu, cũng như đối vớitừng quốc gia Ngành dầu khí luôn là ngành mũi nhọn của các quốc gia, cung cấpnguồn nguyên liệu quan trọng nhất cho xã hội hiện đại, đặc biệt là để sản xuất điện vànhiên liệu cho các phương tiện giao thông vận tải Không nhũng vậ còn cung cấp đầuvào cho các ngành công nghiệp khác như: công nghiệp hóa chất, phân bón và nhiềungành khác - trở thành ngành năng lượng quan trọng, cần thiết đối với đời sống xã hội.Đối với Việt Nam, vai trò và ý nghĩa của ngành dầu khí càng trở nên quan trọng trongbối cảnh nước ta đẩy mạnh sự nghiệp công nghiệp hoá, hiện đại hoá

Là sinh viên CN Hữu cơ-Hóa dầu Đại học Bách Khoa Hà Nội thì lần đầu tiênđược thực tập tại Nhà máy Lọc Dầu Dung Quất là cơ hội hiếm có để chúng em tiếpcận những kiến thức thực tế về công nghệ chế biến dầu, các hệ thống thiết bị phânxưởng của nhà máy, cũng như các tác phong làm việc gắn kết của những kỹ sư cùngvới những quy định an toàn nghiêm ngặt của nhà máy Qua đó giúp chúng em củng cốkiến thức chuyên ngành đã học sau 4 năm học tại trường đồng thời có những địnhhướng rõ rang hơn về công việc sau khi ra trường

Dưới đây là bản báo cáo thực tập của chúng em gồm những phần chính như sau:

Giới thiệu tổng quan về Nhà máy Lọc Dầu Dung Quất

Phân xưởng chưng cất dầu thô CDU

Em xin chân thành cảm ơn Bộ môn Công nghệ Hữu cơ-Hóa dầu, Công ty Cổ phầnLọc Hóa Dầu Bình Sơn, cô Phạm Thanh Huyền và các anh, chị, cán bộ công nhân viêncủa Công ty đã giúp chúng em hoàn thành kỳ thực tập này

CHƯƠNG I GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU

DUNG QUẤT

1 Đ a đi m và di n tích s d ng ịa điểm và diện tích sử dụng ểm và diện tích sử dụng ện tích sử dụng ử dụng ụng

Địa điểm: Đặt tại Khu kinh tế Dung Quất, thuộc địa bàn các xã Bình Thuận vàBình Trị, huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi

Diện tích sử dụng: Mặt đất khoảng 338 ha; mặt biển khoảng 471 ha

2 S đ v trí nhà máyơ đồ vị trí nhà máy ồ vị trí nhà máy ịa điểm và diện tích sử dụng

Mặt bằng dự án gồm có 4 khu vực chính: các phân xưởng công nghệ và phụ trợ;khu bể chứa dầu thô; khu bể chứa sản phẩm cảng xuất sản phẩm; phao rót dầu không

bến và hệ thống lấy và xả nước biển Những khu vực này được nối với nhau bằng hệthống ống với đường phụ liền kề.

3 Công su t ch bi n và nguyên li uất chế biến và nguyên liệu ế biến và nguyên liệu ế biến và nguyên liệu ện tích sử dụng

Công suất chế biến: 6,5 triệu tấn dầu thô/năm; tương đương 148.000thùng/ngày)

Nguyên liệu: 100% dầu thô Bạch Hổ (Việt Nam) hoặc dầu thô hỗn hợp (85% dầuthô Bạch Hổ + 15% dầu chua Dubai)

4 C u hình nhà máy:ất chế biến và nguyên liệu

Sau khi thực hiện hợp đồng phát triển thiết kế tổng thể (FDC), cấu hình nhà máyđược thay đổi cơ bản như sau:

Giữ nguyên các phân xưởng công nghệ cũ nhưng hiệu chỉnh về công suất và thayđổi vị trí lắp đặt cho phù hợp với việc bổ sung 02 phân xưởng mới Bổ sung thêm haiphân xưởng công nghệ mới là:

- Phân xưởng đồng phân hóa Naphtha nhẹ (Isome hóa);

- Phân xưởng xử lý phân đoạn trung bình (LCO) bằng Hydro

Hiệu chỉnh công suất của 15/22 phân xưởng công nghệ và phụ trợ cũ Nâng dungtích chứa khu bể chứa trung gian từ 186,5 lên 336,7 nghìn m3 Tăng dung tích xây lắpkhu bể chứa dầu thô từ 448,4 lên 502,6 nghìn m3 Tăng dung tích làm việc của khu bểchứa sản phẩm từ 397,0 lên 403,8 nghìn m3 Nâng cấp và bổ sung hệ thống điểu khiểnhiện đại và tiên tiến nhất cho nhà máy Bố trí lại mặt bằng nhà máy phù hợp với thiết

kế mới nhằm nâng cao hiệu quả vận hành

5 C c u s n ph m:ơ đồ vị trí nhà máy ất chế biến và nguyên liệu ản phẩm: ẩm:

Việc chỉnh sửa thiết kế tổng thể đã cho phép nhà máy sản xuất ra cơ cấu sảnphẩm mới có chất lượng cao hơn, đón đầu và cạnh tranh được với thị trường xăng dầutrong khu vực cũng như thế giới

6 Các phân xưởng/công trình của nhà máy

6.1 Các phân xưởng công nghệ (Process Units)

PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT DẦU THÔ CDU– Crude Distillation Unit (Unit 011)

Phân xưởng chưng cất dầu thô có nhiệm vụ chưng cất dầu thô để thu được cácphân đoạn có nhiệt độ sôi, tỷ trọng và các tính chất hóa lý thích hợp cho các quá trìnhchế biến tiếp theo trong Nhà máy

PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ NAPHTHA BẰNG HYDRO NHT– Naphtha Hydro Treating (Unit 012)

Phân xưởng sử dụng thiết bị phản ứng một tầng xúc tác cố định để khử các tạpchất Lưu huỳnh, Nitơ, Oxy và kim loại có trong phân đoạn xăng tổng (FRN) từ phânxưởng CDU, nhằm chuẩn bị nguyên liệu cho phân xưởng đồng phân hóa (023-ISOM)

và phân xưởng Reforming xúc tác liên tục (013-CCR) Công suất thiết kế 23.500thùng/ngày

PHÂN XƯỞNG REFORMING XÚC TÁC CCR– Continuous Catalytic Reforming (Unit 013)

Phân xưởng sử dụng thiết bị phản ứng chứa xúc tác chuyển động, để chuyển hóacác Parafin /Naphthene trong nguyên liệu naphtha nặng từ phân xưởng 012-NHTthành hợp chất thơm (Aromatic) có chỉ số octane cao làm phối liệu pha trộn xăng Xúctác chuyển động liên tục theo chu trình khép kín từ thiết bị phản ứng sang thiết bị táisinh xúc tác nhờ đó hoạt tính của xúc tác được duy trì Công suất thiết kế 21100 thùng/ngày

PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ KEROSENE KTU – Kerosene Treating Unit (Unit 014)

Phân xưởng được thiết kế sử dụng kiềm để trích ly, làm giảm hàm lượngMercaptan, axit Naphthenic trong dòng Kerosene đến từ phân xưởng CDU, đồng thờitách loại toàn bộ nước có trong Kerosene trước khi đưa sang bể chứa Công suất thiết

Thiết bị chính gồm có một thiết bị phản ứng và thiết bị tái sinh xúc tác hai tầng(R2R) Xúc tác trong cả ba thiết bị luôn ở trong trạng thái tầng sôi (giả lỏng) Ngoài racòn có Cụm phân tách sản phẩm và Cụm xử lý khí; các cụm thu hồi nhiệt từ khói thải:

CO Boiler/Waste heat Boiler /Economizer

PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ LPG LTU – LPG Treating Unit (Unit 016)

Phân xưởng LTU được thiết kế sử dụng kiềm để trích ly, làm giảm hàm lượngMercaptan, H2S, COS, CO2 trong dòng LPG đến từ cụm xử lý khí của phân xưởngCracking xúc tác tầng sôi Công suất thiết kế: 21.000 thùng/ngày

PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ NAPHTHA NTU – Naphtha Treating Unit (Unit 017)

Phân xưởng NTU được thiết kế sử dụng kiềm để trích ly, làm giảm hàm lượngMercaptan, H2S, phenol trong dòng Naphtha đến từ phân xưởng RFCC Công suất Công suấtthiết kế 45.000 thùng/ngày

PHÂN XƯỞNG THU HỒI PROPYLENE PRU – Propylene Recovery Unit (Unit 021)

Phân xưởng PRU được thiết kế để phân tách và thu hồi Propylene trong dòngLPG đến từ phân xưởng LTU Propylene sản phẩm đạt phẩm cấp Propylene dùng chohóa tổng hợp (99,6 % wt) Công suất thiết kế 77.240 kg/h (19535 kg propylene/h)

PHÂN XƯỞNG ĐỒNG PHÂN HOÁ ISOM – Isomerization Unit (Unit 023)

Phân xưởng ISOM được thiết kế để chuyển hóa dòng naphtha nhẹ từ phân xưởngNHT thành dòng naphtha có chỉ số Octane cao để pha trộn xăng Các hydrocarbonmạch thẳng được chuyển thành hydrocarbon mạch nhánh Công suất thiết kế 6.500thùng/ngày

PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ LCO BẰNG HYDRO LCO HDT – LCO Hydro Treating (Unit 024)

Phân xưởng LCO HDT sử dụng Hydro và xúc tác để làm sạch các tạp chất như Lưu huỳnh, Nitơ, Oxy và kim loại, đồng thời no hoá các hợp chất olefin trong nguyên liệu LCO Công suất thiết kế 1.320.000 tấn/năm

PHÂN XƯỞNG XỬ LÝ NƯỚC CHUA SWS – Sour Water Stripper (Unit 018)

Phân xưởng SWS có nhiệm vụ loại bỏ khí H2S và NH3 khỏi dòng nước chua thải

ra từ các phân xưởng công nghệ Công suất của SWS là 82.9 m3/h trong trường hợp

nguyên liệu là dầu thô hỗn hợp, 74.2 m3/h trong trường hợp nguyên liệu là dầu thôBạch Hổ

PHÂN XƯỞNG TÁI SINH AMINE ARU – Amine Regenneration Unit (Unit 019)

Phân xưởng ARU được thiết kế để loại bỏ khí chua (H2S, CO2) khỏi dòngAmine bẩn từ phân xưởng 015-RFCC và 024-LCO HDT Công suất thiết kế: 102.5m3/h khi xử lý dòng amine có hàm lượng là 0.29 mol H2S/mol DEA

PHÂN XƯỞNG TRUNG HOÀ KIỀM CNU – Spent Caustic Neutralization Unit (Unit 020)

Phân xưởng CNU được thiết kế để xử lý các dòng kiềm thải ra từ các phân xưởngcông nghệ Mục đích của phân xưởng là: Trung hoà và xử lý các dòng kiềm thải sau

đó đưa chúng đến phân xưởng xử lý nước thải Phân tách các axit naphthenic, phenol

và các axit hữu cơ khác có trong dòng kiềm thải Công suất thiết kế: 1.5 m3/h

PHÂN XƯỞNG THU HỒI LƯU HUỲNH SRU – Sulphur Recovery Unit (Unit 022)

Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh SRU được thiết kế để chuyển các hợp chất lưuhuỳnh trong các dòng khí axit từ phân xưởng ARU và phân xưởng SWS thành lưuhuỳnh nguyên tố, đồng thời đốt bỏ dòng khí off-gas giàu NH3 từ phân xưởng SWS vàoff-gas từ phân xưởng CNU Công suất thiết kế: 5 tấn lưu huỳnh sản phẩm / ngày

PHÂN XƯỞNG POLYPROPYLENE PP

Phân xưởng PP có nhiệm vụ sản xuất ra hạt nhựa polypropylene từ nguồnPropylene từ phân xưởng thu hồi propylene (021-PRU) của nhà máy lọc dầu DungQuất Công suất: 150.000 tấn sản phẩm/năm

6.2 Các phân xưởng phụ trợ

CÁC HỆ THỐNG NƯỚC - Water Systems (Unit 031)

Phân xưởng Các hệ thống nước tiếp nhận nước từ bên ngoài nhà máy, sau đó sảnxuất ra nhiều loại nước khác nhau cung cấp cho các phân xưởng trong nhà máy và khu

bể chứa sản phẩm

PHÂN XƯỞNG HƠI NƯỚC, NƯỚC NGUYÊN LIỆU CHO NỒI HƠI VÀ NƯỚC NGƯNG Steam, BFW and Condensate (Unit 032)

Phân xưởng Hơi nước và nước ngưng gồm có các thiết bị thu gom và xử lý nướcngưng, thiết bị khử khí, các cụm cung cấp hóa chất và hệ thống đường ống phân phối.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 trong các thiết bị sinh hơi công nghệ và nước nồi hơi nguộitrong các phân xưởng công nghệ

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 thấp áp

Phân phối hơi trung áp;

Phân phối hơi cao áp

PHÂN XƯỞNG NƯỚC LÀM MÁT - Cooling Water System (Unit 033)

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

PHÂN XƯỞNG CUNG CẤP NƯỚC BIỂN - Sea Water Intake System (Unit 034)

Phân xưởng Nước biển cung cấp:

 Nước biển cho Nhà máy điện để làm mát ở các thiết bị ngưng tụ củatuabin hơi

 Nước biển để làm mát ở thiết bị trao đổi nhiệt với nước làm mát

 Nước biển cho phân xưởng RFCC để làm mát ở các thiết bị ngưng tụ củatuabin hơi

 Nước biển để chữa cháy khi nước ngọt không cung cấp đủ cho nhu cầuchữa cháy

PHÂN XƯỞNG KHÍ ĐIỀU KHIỂN VÀ KHÍ CÔNG NGHỆ - Instrument & Plant Air (Unit 035)

Phân xưởng nén không khí, sau đó tách ẩm, tách bụi và làm khô để cung cấp khí điều khiển và khí công nghệ cho các phân xưởng trong nhà máy 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,…

PHÂN XƯỞNG NITƠ - Nitrogen System (Unit 036)

Phân xưởng cung cấp nitơ cho nhà máy bằng cách nén không khí, làm lạnh, táchCO2 và hơi ẩm có trong không khí bằng phương pháp rây phân tử, sau đó làm lạnh sâu

để tách riêng nitơ (có độ sạch 99.7% thể tích) và ôxy, lấy nitơ cung cấp cho nhà máy Phân xưởng Nitơ sản xuất nitơ lỏng và nitơ khí:

Nitơ khí cung cấp cho các quá trình công nghệ trong điều kiện vận hành bìnhthường;

Nitơ lỏng đưa đến bình chứa Nitơ lỏng;

Nitơ lỏng được cho bay hơi thành nitơ khí khi có nhu cầu nhiều nitơ trong trườnghợp dừng hay khởi động nhà máy;

Nitơ lỏng và thiết bị hóa hơi dành riêng cho cụm tái sinh xúc tác của phân xưởngCCR

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

PHÂN XƯỞNG KHÍ NHIÊN LIỆU - Fuel Gas System (Unit 037)

Phân xưởng Khí nhiên liệu được thiết kế để cung cấp khí nhiên liệu ở áp suất ổn định cho các lò gia nhiệt ở các phân xưởng công nghệ và cho nồi hơi ở nhà máy điện,

và thu gom khí nhiên liệu từ các phân xưởng công nghệ Ngoài ra, có một lượng nhỏ khí nhiên liệu dùng cho hệ thống đuốc

PHÂN XƯỞNG DẦU NHIÊN LIỆU - Refinery Fuel Oil System (Unit 038)

Hệ thống bao gồm hai bể chứa dầu nhiên liệu, bơm, thiết bị gia nhiệt và hệ thốngống cung cấp, hồi lưu dầu nhiên liệu Phân xưởng được thiết kế để cung cấp dầu nhiênliệu cho các lò gia nhiệt ở các phân xưởng công nghệ và cho nồi hơi ở nhà máy điện.Dầu nhiên liệu được dùng bổ sung cho khí nhiên liệu.

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 Thông thường dầu nhiên liệu được sử dụng

là DCO của phân xưởng RFCC

PHÂN XƯỞNG CUNG CẤP KIỀM - Caustic Supply System (Unit 039)

Kiềm NaOH ở thể rắn, sau đó được hòa tan bằng nước khử khoáng thành cácdung dịch kiềm có nồng độ khác nhau rồi cung cấp cho các phân xưởng trong Nhàmáy lọc dầu

 Dung dịch kiềm nồng độ 50° Be (49.5%KL)

 Dung dịch kiềm nồng độ 20° Be (14.4%KL)

 Dung dịch kiềm nồng độ 14° Be (10.0 %KL )

 Dung dịch kiềm nồng độ 5° Be (3.36%KL)

10 NHÀ MÁY ĐIỆN - Power Generation System (Unit 040)

Nhà máy điện được thiết kế để sản xuất và cung cấp cho nhà máy lọc dầu cácthành phần sau:

 Nguồn điện

 Hơi siêu cao áp (HHP Steam: 105 kg/cm2g – 500°C)

 Hơi cao áp (HP Steam: 42 kg/cm2g – 380°C)

 Hơi trung áp (MP Steam: 14 kg/cm2g – 250°C

 Hơi thấp áp (LP Steam: 3.6 kg/cm2g – 160°C)

6.3 Các phân xưởng ngoại vi

PHAO NHẬP DẦU THÔ SPM – Single Point Mooring (Unit 082)

Mục đích của phao nhập dầu thô là để cung cấp điểm neo cho tàu dầu thô vànhập dầu thô vào khu bể chứa dầu thô Phao được đặt trong vịnh Việt Thanh ở vị trícách bờ khoảng 3,2 km về phía đông với độ sâu mực nước khoảng 30m Hệ thống

SPM bao gồm: phao SPM, hệ thống ống góp dưới phao, các ống mềm trung gian,đường ống ngầm dưới đáy biển nối với bể chứa dầu thô, bộ phận phóng và nhận thoi

KHU BỂ CHỨA DẦU THÔ - Crude Tankage (Unit 060)

Khu bể chứa dầu thô được thiết kế để thực hiện các nhiệm vụ sau:

 Tiếp nhận dầu thô từ phao SPM

 Tồn chứa và tách nước khỏi dầu thô

 Cung cấp dầu thô cho phân xưởng chưng cất dầu thô

 Tiếp nhận cặn chưng cất từ phân xưởng CDU trong trường hợp sự cố ởphân xưởng RFCC

 Tồn chứa cặn chưng cất

 Bơm cặn chưng cất đến bể chứa nguyên liệu RFCC (TK-5103)

Khu bể chứa dầu thô gồm có 8 bể chứa, mỗi bể có thể tích chứa 65000 m3

KHU BỂ CHỨA TRUNG GIAN - Refinery Tankage (Unit 051)

Khu bể chứa trung gian được thiết kế để tồn chứa các sản phẩm trung gian và cácsản phẩm của nhà máy, nằm trong phạm vi nhà máy, bao gồm:

Các bể chứa các sản phẩm trung gian: Cặn khí quyển, Naphtha tổng, Naphthanặng, LCO

Các bể chứa các cấu tử pha trộn: Isomerate, reformate, RFCC Naphtha, hỗn hợpC4’s, Kerosene, LGO, HGO, HDT LCO

Các bể chứa các sản phẩm cuối (bể kiểm tra): Xăng 92, xăng 95, dầu Diesel Các bể chứa các sản phẩm không đạt tiêu chuẩn: Off-spec Propylene, off-specLPG, các bể chứa dầu thải

HỆ THỐNG PHA TRỘN SẢN PHẨM - Blending System (Unit 054)

Phân xưởng pha trộn sản phẩm bao gồm một số hệ thống độc lập để cung cấp cáccấu tử pha trộn với lưu lượng được điều khiển đến các bộ trộn Từ các bộ trộn các sảnphẩm đi vào các bể kiểm tra (hay đi đến bể chứa sản phẩm đối với sản phẩm dầu FO)

Có bốn bộ trộn tương ứng với bốn sản phẩm sau đây:

 Bộ trộn xăng 92.

 Bộ trộn xăng 95

 Bộ trộn dầu Diesel

 Bộ trộn dầu FO

HỆ THỐNG DẦU RỬA - Fushing Oil System (Unit 055)

Phân xưởng dầu rửa bao gồm 2 hệ thống dầu rửa riêng biệt:

 Dầu rửa trong nhà máy cho khu vực công nghệ và khu vực ngoại vi: đượccung cấp để rửa các thiết bị công nghệ, đường ống, chân thiết bị điềukhiển Các đường ống dầu rửa được kết nối tới các vị trí mà sản phẩm cóhạt xúc tác hay có nhiệt độ đông đặc cao

 Dầu rửa cho đường ống nhập dầu thô và SPM: Được cung cấp ngay trước

và sau khi nhập dầu thô có nhiệt độ đông đặc cao

HỆ THỐNG DẦU THẢI - Slops System (Unit 056)

Phân xưởng dầu thải được thiết kế để thu gom, tồn chứa và vận chuyển dầu thảiđến các phân xưởng công nghệ để chế biến lại Dầu thải được chia thành hai loại: dầuthải nhẹ và dầu thải nặng:

Hệ thống thu gom và tồn trữ dầu thải nhẹ sau đó đưa đi chế biến lại ở phânxưởng CDU hoặc phân xưởng RFCC

Hệ thống thu gom và tồn trữ dầu thải nặng sau đó đưa đi chế biến lại ở phânxưởng CDU hoặc phân xưởng RFCC hoặc đưa đi làm dầu nhiên liệu cho nhà máy

KHU BỂ CHỨA SẢN PHẨM - Product Tank Farm (Unit 052)

Khu bể chứa sản phẩm nằm cách Nhà máy 7 km về phía bắc và cách cảng xuấtsản phẩm 2 km Khu bể chứa sản phẩm được thiết kế để tiếp nhận, tồn chứa và xuấtcác sản phẩm sau ra cảng xuất và trạm xuất xe bồn:

 Xăng 92

 Xăng 95/Full Range Naphtha

 Jet A1/Kerosene

 Dầu Diesel

TRẠM XUẤT XE BỒN - Truck Loading (Unit 053)

Trạm xuất xe bồn được thiết kế để xuất các sản phẩm sau từ khu bể chứa sảnphẩm đến xe bồn:

ĐƯỜNG ỐNG KẾT NỐI - Interconnecting Pipeline (Unit 071 & 072)

Đường ống kết nối có nhiệm vụ vận chuyển các sản phẩm của nhà máy, các sảnphẩm trung gian và phụ trợ đi tới các khu vực khác nhau của nhà máy lọc dầu DungQuất

Đường ống từ nhà máy đến khu bể chứa sản phẩm (Unit 071) có chiều dàikhoảng 7 km, bao gồm các đường ống dẫn các sản phẩm và phụ trợ sau: xăng 92, xăng

95, dầu Diesel, Jet A1/Kerosene, dầu FO, propylene, LPG; dầu thải, Nitơ, nước dịch

vụ, nước nồi hơi

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/Kerosene, dầu FO, propylene, LPG, nước chữa cháy, nướcdằn tàu, đường hồi hơi LPG, đường hồi hơi propylene, nitơ, khí điều khiển, nước sinhhoạt

CẢNG XUẤT SẢN PHẨM - Jetty (Unit 081)

Cảng xuất sản phẩm có nhiệm vụ xuất các sản phẩm sau từ khu bể chứa sản phẩm ra tàu

CHƯƠNG II PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT DẦU THÔ – UNIT

+ 100% dầu ngọt Bạch Hổ

+ 100% dầu chua DuBai

+ 84.6 % khối lượng dầu Bạch Hổ và 15.4 % khối lượng dầu DuBai

Hiện nay, công suất của nhà máy là 108% so với công suất thiết kế (980 m3/h)Bên cạnh đó, nhà máy có thể vận hành dựa trên hỗn hợp dầu thô Bạch Hổ vớiĐại Hùng, Rạng Đông, có đặc tính nằm trong giới hạn cho phép

1.2 Đặc tính của nguyên liệu:

1.2.1 Dầu Bạch Hổ:

Là một loại dầu nhẹ với độ API là 39.2 và hàm lượng sulphur là 0.03% Bạch

Hổ là loại dầu Paraffin (hệ số đặc trưng K = 12.3), hàm lượng độc tố thấp, Dầu Bạch

Hổ cho sản lượng Naphtha trung bình và sản lượng những phần cất ở giữa và vaccumGas oil cao

1.2.2 Dầu DuBai là một loại dầu chua với độ API là 31.2 và hàm lượng lưuhuỳnh tổng là 2.1% khối lượng DuBai là loại dầu trung bình (hệ số đặc trưng K =11.78)

Hiện nay, phân xưởng đang vận hành với mục tiêu tối đa sản lượng kerosen đểsản xuất ra nhiên liệu phản lực Jet A1 có giá trị kinh tế cao, đồng thời tối thiểu lượngnaphtha ít có giá trị hơn

Bảng 2 Những điểm cắt thiết kế

Full range naphtha/ Kerosene 165Kerosene/ Light gas oil 205Light gas oil / Heavy gas oil 330Heavy gas oil / Atmospheric

residue

370

Những điểm cắt TBP này tương ứng với trường hợp vận hành bình thường củaphân xưởng Điểm sôi cuối của mỗi phân đoạn phụ thuộc nhiều vào khối lượng dòngđược lấy ra từ tháp chưng cất Thay đổi lưu lượng sản phẩm lấy ra là một phương thứcnhằm giữ cho điểm sôi cuối của sản phẩm đạt tiêu chuẩn Nhiệt độ của đĩa mà tại đódòng sản phẩm bên được rút ra hiển thị điểm sôi cuối của sản phẩm, trong vận hành sẽthay đổi lưu lượng dòng sản phẩm được rút ra nhằm điều chỉnh nhiệt độ tại đĩa rút sảnphẩm sao cho sản phẩm đạt tiêu chuẩn.

2 MÔ TẢ CÔNG NGHỆ

Sơ đồ công nghệ phân xưởng chưng cất dầu thô

Dầu thô được dẫn từ phao dầu ngoài biển về bể chứa dầu thô trong đất liền, cách3.2 km

Phân xưởng chưng cất khí quyển sẽ phân tách dầu thô thành những phân đoạnsản phẩm khác nhau Phân xưởng bao gồm dãy tiền gia nhiệt cho dầu thô và lò gia

nhiệt Ngoài ra còn có các cụm thiết bị và phân xưởng phụ khác như cụm thiết bị tách

muối, tháp ổn định xăng và hệ thống tạo chân không

2.1 Dãy tiền gia nhiệt nguội

Mục đích: Thu hồi nhiệt và nâng nhiệt độ của dầu thô nhằm giảm độ nhớt để tăng

tốc độ lắng của các tạp chất như cặn bùn, nước, muối ở giai đoạn lắng phía sau

Hoạt động:

Tại dãy trao đổi nhiệt đầu tiên (dãy tiền gia nhiệt nguội), nhiệt độ của dầu thô từ

50 được nâng lên 138 – 133 tùy theo nguyên liệu là dầu thô Bạch Hổ hay Dubai.℃) ℃)

Để giữ cho nhiệt độ đầu ra của dầu thô ở hai nhánh song song là tương đương nhau,dòng dầu thô đi vào mỗi nhánh được điều chỉnh bằng các van điều khiển 011-TV007A

và 011-TV-007B đặt tại đầu vào của các thiết bị trao đổi nhiệt E-1101 và E1102 tươngứng

Dãy các thiết bị trao đổi nhiệt:

- Nhánh A:

+ E-1101 A-H* Trao đổi với dòng cặn chưng cất từ E-1105

+ E-1103A/B Trao đổi với dòng Light Gas Oil đi từ tháp T-1103

- Nhánh B:

+ E-1102 Trao đổi với dòng Kerosene hồi lưu tuần hoàn đi từ bơm P-1103 + E-1104** Trao đổi với dòng Heavy Gas Oil đi từ E-1107

2.2 Cụm thiết bị tách muối

Mục đích: tách cặn bùn, muối và nước có lẫn trong dầu nhằm tránh ăn mòn thiết

bị, tắc đường ống, ngoài ra nếu nước lẫn trong dầu sẽ hóa hơi làm tăng áp hệ thống,ảnh hưởng đến an toàn của thiết bị Hiện nay, với nguồn nguyên liệu đang sử dụngchứa hàm lượng muối khoảng 16-18 ppm, sau khi đi qua cụm thiết bị tách muối đượcgiảm xuống còn 0.2 – 0.4 pp, hiệu suất của cụm thiết bị tách muối rất cao

Hoạt động:

Muối vô cơ được tách ra từ quá trình nhũ tương hóa nước với dầu và được tách ra

ở thiết bị tách muối Hệ thống tách muối bao gồm 02 thiết bị tách muối nối tiếp nhau(A-1101-D-01/02), tại đó hàm lượng muối hòa tan được tách ra cùng với nước nhằmđạt tiêu chuẩn là 2.0 ppm khối lượng (tối đa) và nước tự do là 0.2% thể tích (tối đa).Dầu thô có chứa các chất cặn bùn, muối và nước đến từ dãy tiền gia nhiệt nguội (E-1101A/H, E1102, E-1103 A/B và E-1104) đi vào thiết bị tách muối Nước tuần hoàn đi

từ thiết bị tách muối cấp thứ hai (A-1101-D-02) được đưa vào dòng dầu thô trước khi

đi vào thiết bị tách muối thứ nhất Dầu thô tiếp tục qua thiết bị trộn tĩnh thứ nhất 1101-M-01) như là thiết bị phân tán dầu thô/nước nhằm tăng diện tích tiếp xúc bề mặtgiữa hai chất lỏng để đạt đến giá trị tối ưu Sau khi ra khỏi thiết bị trộn, hỗn hợp dầu

(A-và nước được hợp nhất ở trạng thái nhũ tương tại van trộn 011-PDV-503 đặt ở dòngvào của thiết bị tách muối cấp thứ nhất A-1101-D01 Dòng lưu thể đi vào thiết bị táchmuối cấp thứ nhất và được tách ra làm 2 pha khác nhau (dầu thô và nước) dưới tácđộng của lực tĩnh điện Dầu thô đã được tách muối dịch chuyển lên phần đỉnh của bìnhtách còn nước hòa tan muối đi xuống phần đáy của bình tách và được đưa đến phânxưởng xử lý nước thải ETP

Dầu thô từ thiết bị tách muối cấp thứ nhất A-1101-D-01 được trộn với nước rửamuối đến từ thiết bị trao đổi nhiệt E-1128 tại thiết bị trộn tĩnh thứ hai A-1101-M-02 và

đi vào bình tách thứ hai qua van trộn 011-PDV-506 (nước tuần hoàn từ thiết bị táchmuối thứ hai có thể được đưa trở lại trước thiết bị trộn tĩnh thứ hai thông qua vanFV164 nhờ bơm nước tuần hoàn P-1118A/B nhằm cải thiện quá trình tách muối) Mụcđích của việc đưa nước vào và tuần hoàn nước lại là do trong dầu thô có chứa mộtlượng nước nhưng khá ít, đưa nước vào sẽ góp phần hòa tan muối trong dầu và tăngmật độ các phân tử nước, phân tán đều các hạt nước trong dầu Các tạp chất là các hạt

dễ nhiễm điện, khi dùng lực điện trường sẽ làm thay đổi điện tích tạo điều kiện cho cáchạt kết dính lại với nhau, kích thước lớn lên và dưới tác dụng của trọng lực chúngđược lắng xuống và tách ra khỏi dầu Lượng nước đưa vào phân phối cùng dầu duy trì

ở khoảng 3-4%, trong phân xưởng đang vận hành với lưu lượng dầu 1181 m3/h, tổnglượng nước đưa vào khoảng 40 m3/h

Độ nhũ trong mỗi thiết bị tách muối được điều chỉnh và kiểm soát bằng bộ điềukhiển chênh áp ở 011-PDIC-503/506, tạo nhũ nhờ điều chỉnh chênh áp để tạo chế độchảy rối, độ chênh áp được tính toán và duy trì ở khoảng 0.6 kg/cm2g sao cho độ nhũtrong dầu là thích hợp đảm bảo hiệu suất tách

Dưới tác động của lực tĩnh điện, dầu thô được tách muối thêm một lần nữa triệt

để hơn tại thiết bị tách muối A-1101-D-02 Dòng dầu đã được tách muối đi ra từ đỉnhcủa bể tách còn nước đi ra từ đáy của thiết bị tách muối, do tạp chất được tách ra chủyếu ở thiết bị tách muối thứ nhất, nên nước ở sau thiết bị tách muối thứ 2 khá sạch, nóđược tuần hoàn trở lại ở thiết bị tách muối thứ nhất bởi bơm P-1118 A/B

Nhiệt độ dòng đưa vào thiết bị tách muối khoảng 125 - 150 , ngoài mục đích℃)làm giảm độ nhớt tăng vận tốc lắng, phải duy trì ở khoảng nhiệt độ này vì trạng thái

dòng đưa vào thiết bị tách muối phải là lỏng hoàn toàn, nếu ở nhiệt độ cao hơn, lỏngkhông hoàn toàn, xảy ra hiện tượng phóng điện, cháy nổ Nếu vừa duy trì ở nhiệt độcao, áp suất cao có thể giữ dòng ở trạng thái lỏng nhưng thiết bị phải chịu áp suất lớn,ảnh hưởng đến sự an toàn của thiết bị, thiết bị tách muối được thiết kế để chịu được ápsuất khoảng 15 kg/cm2g, trong phân xưởng đang vận hành với nhiệt độ khoảng 130 ,℃)

Hệ thống rửa bùn được dùng định kỳ để tách các chất rắn có trong dầu thô tích

tụ tại đáy của thiết bị tách muối Nước rửa bùn được trích ra từ một phần của nước rửa.2.3 Dãy tiền gia nhiệt nóng

Sau khi ra khỏi thiết bị tách muối, dầu thô được bơm bởi Booster bơm P1101A/Bđến dãy tiền gia nhiệt nóng (Hot Preheat Crude Train) (dãy thứ hai), nhiệt độ của dầuthô được nâng lên từ 136-131 đến 283-277 tương ứng với từng loại dầu thô Bạch℃) ℃)

Hổ và dầu Dubai Nhằm duy trì nhiệt độ đầu ra của dầu thô tại nhánh song song làtương đương nhau, dòng dầu vào được điều chỉnh bởi hai van điều khiển 011TV-015A

và 011-TV- 015B đặt tại đầu vào của các thiết bị trao đổi nhiệt 1105A-J và 1106A-F tương ứng

- Cấu tạo:

Lò gia nhiệt H-1101 được thiết kế với công suất 83740 kW Lò đốt bao gồm 02buồng đốt bức xạ và chỉ duy nhất 1 vùng đối lưu Khi đi vào vùng đối lưu, dòng dầuthô được chia ra làm 8 nhánh đối xứng nhau Sau khi ra khỏi vùng đối lưu, 4 nhánh

được chuyển tiếp về buồng đốt thứ nhất và 4 nhánh còn lại đi về buồng đốt thứ 2.Đường ra của mỗi nhánh đặt tại đỉnh của vùng bức xạ

Ngoài ra, một lượng nhiệt từ dòng khí thải còn được dùng để tạo hơi quá nhiệtthấp áp với 3 dãy ống trên vùng đối lưu

Mỗi đầu đốt được trang bị hệ thống đánh lửa tự động và thiết bị dò ngọn lửa.Dòng không khí cấp cho các đầu mồi (pilot) đựợc điều khiển bởi Venturi 011-FI-066,

là một cánh cửa đón gió và có thể điều chỉnh trực tiếp tại lò đốt Dòng không khí chophép đi vào đầu mồi (pilot) đựợc điều chỉnh phụ thuộc vào khối lựợng phân tử củanhiên liệu đốt Ở đây pilot cũng được mồi bằng fuel gas

Có 3 loại nhiên liệu có thể được sử dụng để đưa vào lò đốt là: fuel oil, fuel gas,off gas Hiện nay trong phân xưởng đang sử dụng fuel gas

Không khí được đưa vào lò đốt nhờ cưỡng bức bằng quạt Lượng O2 trong khôngkhí đưa vào phải luôn duy trì ở mức dư để đảm bảo hydrocacbon cháy hoàn toàn, nếukhông hydrocacbon tích tụ trong thiết bị có thể gây nổ và thoát ra môi trường gây ônhiễm Tuy nhiên, nếu O2 dư quá nhiều, gây lãng phí và mất nhiệt do cuốn theo khíthải Đối với từng loại nhiên liệu lượng O2 dư là khác nhau:

+ Với fuel gas lượng O2 dư duy trì ở khoảng 2.8 – 3.2% ( trong phân xưởng đangduy trì ở khoảng 2.8 – 2.9%

+ Với fuel oil lượng O2 dư duy trì ở khoảng 3.5%

Áp suất trong lò đốt phải duy trì ở áp suất âm để tạo dòng đối lưu trong lò, nếu ápsuất dương lửa trong lò sẽ có xu hướng tỏa ra xung quanh, đốt trực tiếp vào ống gâyảnh hưởng đến độ bền của ống và gây nguy hiểm ra vùng xung quanh

2.5 Tháp chưng cất dầu thô

Sơ đồ tháp chưng cất dầu thô

Tháp chưng cất chính có 48 đĩa được chia ra làm 2 vùng với đường kính tháp làkhác nhau: vùng thứ nhất từ đĩa số 1 đến đĩa 42 với đường kính trong tháp là 6700mm(đoạn luyện) và vùng thứ hai từ đĩa 43 đến đĩa 48 với đường kính là 4000mm (đoạnchưng) với tổng chiều cao của thân tháp là 42850 mm

Tháp được vận hành với áp suất nằm trong dải từ 1.5 (đỉnh tháp) đến 1.9 (đáytháp) kg/cm2.g và nhiệt độ nằm trong khoảng 130-124oC (trên đỉnh) đến 349-354oC(dưới đáy).

Tháp chưng cất có thể được chia thành 6 vùng :

 Vùng sản phẩm đỉnh

 Vùng Kerosene

 Vùng Light Gas Oil

 Vùng Heavy Gas Oil

 Vùng Overflash (Vùng nạp liệu)

 Vùng cặn (Residue)

Nguyên liệu dầu thô đã được gia nhiệt đến 364oC hóa hơi một phần đi vào Thápchưng cất chínhT-1101 (Main Fractionator), tại vùng nạp liệu nơi mà xảy ra quá trìnhphân tách giữa hai pha lỏng và hơi Dòng lỏng rời khỏi vùng nạp liệu được strip bởidòng hơi quá nhiệt nhằm thu hồi những cấu tử nhẹ từ đáy tháp Dòng hơi rời khỏivùng nạp liệu và được chưng tách thành các sản phẩm nhẹ hơn và 3 dòng sản phẩmcạnh sườn Heavy Gas Oil (HGO), Light Gas Oil (LGO) và Kerosene

Các sản phẩm nhẹ hơn (Gas, LPG va Naphtha) từ phần đỉnh của tháp chưng cấtđược ngưng tụ, dẫn đến bình tách 3 pha (Accumulator) để tách dòng Naphtha ra khỏinước và khí, sau đó Naphtha được làm cho tinh khiết hơn tại tháp ổn định xăng T-1107

và dòng LPG được thu hồi ở phần đỉnh tháp Các sản phẩm nặng hơn đựợc lấy ra bêncạnh sườn tháp bởi quá trình nội hồi lưu nội xảy ra bên trong tháp và dòng hơi quánhiệt đựợc sử dụng để tách các thành phần nhẹ tại các tháp stripper T-1102/1103/1104.Điểm sôi cuối của mỗi phân đoạn phụ thuộc nhiều vào lưu lựợng dòng được lấy ra từtháp chưng cất

Nhằm giảm lưu lượng hơi và lỏng lưu thông trong tháp, tận dụng thu hồi nhiệtcũng như tăng hiệu suất tách, có 4 dòng hồi lưu tuần hoàn được sử dụng đến: dòng hồilưu tuần hoàn đỉnh, dòng hồi lưu tuần hoàn Kerosene, dòng hồi lưu tuần hoàn LGO vàdòng hồi lưu tuần hoàn HGO

Đáy tháp được gia nhiệt bằng dòng hơi thấp áp được lấy ra từ dãy ống sản xuấthơi nước được tận dụng nhiệt ở trên đỉnh của lò đốt.

2.5.1 Vùng sản phẩm đỉnh (overhead section)

Dòng hồi lưu tuần hoàn đỉnh của tháp chưng cất cung cấp lượng hồi lưu đếnvùng đỉnh của T-1101 và giữ cho nhiệt độ tại đỉnh tháp ổn định Bơm hồi lưu tuầnhoàn đỉnh (Top pumparound pump) P-1102A/B rút dòng lỏng từ đĩa số 4 của tháp vàbơm đến thiết bị trao đổi nhiệt E-1112 được làm lạnh bằng không khí, sau đó quay trởlại tháp chưng cất chính tại đĩa số 1

Dòng hơi từ đỉnh tháp (124oC), sau khi được bổ sung hóa chất chống ăn mòn và

hóa chất trung hòa sẽ được ngưng tụ hoàn toàn tại thiết bị làm lạnh E-1111 (Main

Fractionator Condenser) đến 50oC Dòng sản phẩm sau khi ra khỏi cụm trao đổi nhiệt

được ngưng tụ chảy đến bình tách ba pha D-1103 (Main Fractionator Accumulator

Drum)

Tại bình tách ba pha D-1103, nước được tách ra từ dòng Naphtha chưa xử lý (unstabilised naphtha) và chảy đến bình D-1106 (Bình tách dầu nước ở cụm sấy sản

phẩm LGO, HGO) Dòng Naphtha chưa xử lý được gia nhiệt bởi dòng sản phẩm

Naphtha từ đáy của tháp ổn định xăng T-1107 tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1118A/B

(Stabiliser

feed/Bottom Exchanger) trước khi đưa vào làm nguyên liệu cho tháp ổn định xăng

T-1107 thông qua bơm P-1110A/B Áp suất duy trì không đổi là 1.3kg/cm2.g trong bìnhtách 3 pha

2.5.2 Vùng Kerosene (Kerosene Section)

Kerosene được lấy ra tại đĩa 15 và một phần tuần hoàn đến dãy các thiết bị gianhiệt sơ bộ (E-1102) thông qua bơm hồi lưu tuần hoàn dòng Kerosene P-1103A/B(Kerosene pumparound pump) Để đạt được hiệu quả tách tốt của quá trình chưng cấttrong tháp T-1101 cũng như đáp ứng được điểm cắt giữa hai phân đoạn Naphtha vàKerosene theo yêu cầu thì lượng nhiệt cần lấy ra từ dòng Kerosene tuần hoàn đượcđiều khiển bởi công suất của thiết bị trao đổi nhiệt E-1102 bằng các van điều khiển để

điều khiển dòng Kerosene đi qua thiết bị trao đổi nhiệt và đường nối tắt (bypass).

Sau đó dòng Kerosene quay trở lại tháp chưng cất chính T-1101 tại đĩa 12

Phần còn lại của dòng Kerosene được đưa đến tháp Kerosene Stripper T-1102.Tháp T-1102 này gồm có 10 đĩa và thiết bị tái đun sôi Kerosene (E-1110), là thiết bịtrao đổi nhiệt bằng cách dùng dòng hồi lưu tuần hoàn HGO để gia nhiệt Có thể sử

dụng dòng hơi quá nhiệt (Superheated LP Steam) tại đáy tháp nhưng không cần thiết

trong điều kiện vận hành bình thường

Dòng hơi từ đỉnh của tháp T-1102 quay trở lại tháp chưng cất chính tại đĩa 12.Sản phẩm Kerosene tại đáy tháp được bơm đến thiết bị làm lạnh bằng không khí E-

1114 (Kerosene Air Cooler), sau đó được làm nguội bởi nước làm lạnh tại E-1115 (Kerosene Water Cooler) đến khoảng 40oC thông qua bơm P-1107A/B ( Kerosene

Product Pump) trước khi đi đến làm nguyên liệu cho phân xưởng xử lý Kerosene

(Kerosene Treating Unit).

2.5.3.Vùng Light Gas Oil (Light Gas Oil Section)

Dòng Light Gas Oil (LGO) được lấy ra tại đĩa 26 của tháp chưng cất và một

phần được bơm hồi lưu tuần hoàn thông qua bơm P-1104A/B, phần còn lại được đưa

đến LGO Stripper.Bơm hồi lưu tuần hoàn LGO P-1104 (LGO Pumparound Pump) đưa một phầncủa dòng LGO đến dãy tiền gia nhiệt nóng (Hot Preheat Train) tại E-1106A-

F Để đạtđược hiệu quả tách tốt của quá trình chưng cất trong tháp T-1101 cũng nhưđáp ứngđược điểm cắt giữa hai phân đoạn LGO và HGO theo yêu cầu thì lượng nhiệt

Phần còn lại của dòng LGO được đưa đến tháp tách cạnh sườn LGO Stripper

T-1103 Tháp T-1103 gồm có 6 đĩa và dòng hơi quá nhiệt (Superheated LP Steam) phun

vào đáy tháp được điều khiển thông qua van điều khiển lưu lượng Dòng khí từ đỉnhcủa T-1103 quay trở lại tháp T-1101 tại đĩa 23 Sản phẩm LGO tại đáy tháp T-1103 đi

đến E-1103 để trao đổi nhiệt với dòng dầu thô trước khi đi đến tháp làm khô LGObằng chân không (T-1105).

2.5.4.Vùng Heavy Gas Oil (Heavy Gas Oil Section)

Dòng Heavy Gas Oil (HGO) được lấy ra tại đĩa 38 của tháp chưng cất, một phần được đưa đến bơm hồi lưu tuần hoàn HGO (HGO pumparound Pump) P- 1105A/B và phần còn lại chuyển đến tháp tách cạnh sườn T-1104 (HGO Stripper) Bơm hồi lưu tuần hoàn HGO P-1105 (HGO Pumparound Pump) đưa một phần của dòng HGO đến dãy tiền gia nhiệt nóng (Hot Preheat Train) tại E-1109 Sau đó

HGO được đưa đến thiết bị tái đun sôi E-1110 để cho để gia nhiệt cho dòng Kerosene

từ đáy của tháp T-1102 Để đạt được hiệu quả tách tốt của quá trình chưng cất trongtháp T-1101 cũng như đáp ứng được điểm cắt giữa hai phân đoạn HGO và phân đoạncặn theo yêu cầu thì lượng nhiệt cần lấy ra từ dòng HGO tuần hoàn được điều khiểnbởi công suất của thiết bị trao đổi nhiệt E-1109 thông qua bộ điều khiển công suấtnhiệt (điều khiển lượng nhiệt lấy ra ở thiết bị trao đổi nhiệt E-1109) vàđiều khiển lượng nhiệt tổng lấy ra của dòng hồi lưu tuần hoàn HGO) bằng cách sửdụng các van điều khiển để điều khiển dòng HGO đi qua thiết bị trao đổi nhiệt và

đường nối tắt (bypass) Sau đó dòng HGO quay trở lại tháp chưng cất chính T-1101 tại

đĩa 35 Phần còn lại của dòng HGO đi đến tháp tách cạnh sườn HGO Stripper T-1104

Tháp T-1104 gồm có 6 đĩa và dòng hơi nước quá nhiệt (Superheated LP Steam) phun

vào đáy tháp được điều khiển bởi van điều khiển lưu lượng

Dòng hơi từ đỉnh của tháp T-1104 quay trở lại tháp chưng cất chính tại đĩa 35.Sản phẩm HGO từ đáy của tháp tách cạnh sườn T-1104 chảy đến thiết bị trao đổi nhiệtE-1107 và E-1104 trước khi đưa đến tháp làm khô HGO bằng chân không T-1106.2.5.5 Vùng Nạp Liệu (Overflash Section)

Vùng nạp liệu là điểm mà nguyên liệu dầu thô đi vào tháp chưng cất sau khi rakhỏi lò gia nhiệt Vùng nạp liệu là khu vực nằm giữa đĩa thứ 42 và 43 Dòng nguyênliệu dầu thô đi vào tháp chưng cất thông qua các miệng ống đặt theo tiếp tuyến của

tháp (tangential nozzle) đảm bảo sự phân bố tốt cho cả hai pha lỏng và hơi tại vùng

nạp liệu Dòng hơi nóng đi lên phía trên của tháp và tiếp xúc pha với dòng lỏng hồi lưu

từ trên xuống dọc theo thân tháp Dòng lỏng từ vùng nạp liệu chảy tràn xuống đáy tháp

và dòng hơi quá nhiệt được đưa vào từ đáy tháp để tách các cấu tử nhẹ ra khỏi vùngcặn.

2.5.6 Vùng cặn chưng cất (Residue section)

Để tách những phần nhẹ ra khỏi dòng cặn chưng cất, hơi quá nhiệt (superheated

LP steam) được phun vào liên tục ở đáy tháp chưng cất chính Lưu lượng của dòng hơi

quá nhiệt được điều chỉnh bởi van điều khiển lưu lượng.Mức chất lỏng tại đáy của tháp chưng cất chính T-1101 được điều khiển thông qua các

van lưu lượng trên dòng cặn (residue) sau khi ra khỏi dãy tiền gia nhiệt nguội Quá

trình điều khiển được thực hiện theo yêu cầu cung cấp lượng dầu cặn đi đến làmnguyên liệu cho phân xưởng RFCC; phần còn lại của cặn chưng cất, sau khi được làmlạnh đến nhiệt độ 85oC tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1120A-D sẽ được đưa đến bể chứa.Cặn chưng cất từ đáy của tháp chưng cất chính (tại nhiệt độ 349-354oC) đượcbơm đến dãy các thiết bị trao đổi nhiệt bởi bơm cặn chưng cất (Residue Pump) P-1106A/B Cụ thể, dòng cặn chưng cất dầu thô được bơm đến các thiết bị trao đổi nhiệttheo trình tự như sau: E-1134A/B, E-1108A-D, E-1105 A-J, E-1101 A-H Nhiệt củadòng cặn được loại bỏ bởi quá trình trao đổi nhiệt với dòng nước ấm

(tempered water) tại cụm thiết bị trao đổi nhiệt E-1120 A-D (Residue /Tempered

Water Cooler) Sau đó dòng nước ấm được làm nguội lại tại thiết bị làm lạnh bằng

không khí E-1133 (Tempered Water Air Cooler) Bơm P-1122 A/B (Tempered Water

tuần hoàn dòng nước ấm được làm nguội từ thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1133

trong trường hợp cần thiết bổ sung nước từ bình chứa nước ấm D-1115 (Tempered

Water Drum), đến thiết bị trao đổi nhiệt E-1120A/B như một lưu chất làm lạnh.

2.6 Cụm tháp ổn định xăng (Stabilizer Section)

Xăng chưa ổn định (Unstabilised Naphtha) từ bình tách 3 pha D-1103 được tiền

gia nhiệt tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1118 trước khi đi vào tháp ổn định xăng T-1107

(Stabilizer Column), là nơi mà LPG được tách ra từ dòng Naphtha Tháp ổn định xăng

chia thành 2 vùng với các đường kính của tháp là:1500mm tại vùng đỉnh và 2600mm

tại đáy của tháp, với 32 đĩa cùng với thiết bị tái đun sôi E-1121 (Stabilizer Reboiler)

tại đáy và hệ thống hồi lưu ngoại tại đỉnh tháp Dòng hơi ở trên đỉnh tháp được ngưng

tụ một phần tại cụm thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1122 (stabiliser Condenser),

sau đó đi đến bình tách 3 pha D-1104 (Stabilizer Reflux Drum) Tại bình tách D-1104, dòng khí dư (off gas), LPG và nước được tách ra Áp suất tại tháp ổn định xăng T-

1107 áp suất là 7.9 kg/cm2.g (đỉnh) và 8.15 kg/cm2.g (đáy) Nước tại đáy của bình tách

D-1104 đưa đến bình tách D-1103 Một phần LPG được hồi lưu trở lại đỉnh của tháp

ổn định xăng T-1107 bởi bơm P-1114A/B (Stabilizer Reflux Pump) Phần còn lại của LPG được bơm P-1115A/B (stabilizer LPG pump) đưa đến cụm thu hồi khí tại phân

xưởng RFCC

Dòng lỏng từ đáy của tháp ổn định xăng T-1107 được đun nóng thông qua thiết

bị tái đun sôi E-1121 (Stabilizer Reboiler) Thiết bị này sử dụng hơi cao áp (High

Pressure Steam) như một dòng nóng để gia nhiệt Dòng hơi cao áp này được giảm sự

quá nhiệt tại thiết bị Desuperheater (DS-1101) bởi dòng nước cao áp cấp cho nồi hơi

(BFW)

Dòng Full Range Naphtha đi ra từ đáy tháp được dùng để gia nhiệt cho dòngnguyên liệu đầu vào của tháp ổn định xăng tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1118A/B

2.7 Cụm làm khô bằng chân không

Các dòng sản phẩm bên LGO và HGO từ quá trình chưng cất được đưa đếnthiết bị làm khô bằng chân không LGO Drier T-1105 và HGO Drier T-1106 tươngứng Mỗi tháp gồm có 4 đĩa

Sản phẩm LGO từ đáy của tháp làm khô bằng chân không T-1105 được bơm

đến thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1116 (LGO Product Air Cooler) bởi bơm

P-1112A/B Thiết bị này sẽ làm lạnh dòng sản phẩm LGO đến nhiệt độ 55oC trước khiđưa đến bể chứa (TK-5115)

Sản phẩm HGO từ đáy của tháp làm khô bằng chân không T-1106 được bơm

đến thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1117 (HGO Product Air Cooler) bởi bơm

P-1113A/B Thiết bị này cùng với thiết bị trao đổi nhiệt bằng nước làm lạnh E-1119 sẽgiảm nhiệt độ của dòng sản phẩm HGO đến 55oC trước khi đưa đến bể chứa (TK-5109)

Áp suất vận hành được duy trì ở giá trị -0.9kg/cm2.g tại 2 tháp làm khô bằng

chân không (T-1105 và T-1106) bởi hệ thống tạo chân không A-1102 (Vacuum

Package).

Hệ thống tạo chân không duy trì áp suất chân không tại các tháp làm khô dựatrên nguyên lý của hiệu ứng Ventury Hệ thống này bao gồm một thiết bị ngưng tụ sơ

cấp 1102-E-30 (Pre-condenser) và hai thiết bị ngưng tụ thứ cấp 1102-E-31 và 1102-E-32 (After-Condenser) Mỗi thiết bị ngưng tụ thứ cấp có một dãy gồm 3 Ejector

A-nối song song nhau: A-1102-J-01 A/B/C cho cấp thứ nhất và A-1102-J-02 A/B/C chocấp thứ hai

Mục đích của các Ejector này là để cuốn các dòng hơi sản phẩm đỉnh và các khí

không ngưng theo dòng hơi trung áp (middle pressure motive steam) Mục đích của

các thiết bị ngưng tụ là để ngưng tụ càng nhiều hơi nước và khí Hydrocarbon càng tốt.Nước làm lạnh được sử dụng như một lưu chất làm lạnh trong các thiết bị ngưng tụ.Phần ngưng tụ thu được từ các thiết bị ngưng tụ được xả đến bình tách 3 pha

nước/dầu D-1106 (Drier Oil/Water Separator), nơi mà nước được tách ra từ pha Hydrocarbon Pha Hydrocarbon được bơm đến hệ thống dầu thải (Slop) bởi bơm P- 1120A/B (Drier Slop Oil Pump), còn nước được bơm bởi bơm P-1121A/B (Ejector

Condensate Pump) đến phân xưởng xử lý nước chua SWS (Stripped Water System).

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

dầu thô H-1101

2.8 Hóa chất bổ sung

2.8.1 Chất trung hòa (Neutralizer)

+ Hóa chất trung hòa được sử dụng để tránh tối đa sự ăn mòn bởi quá trìnhtrung hòa các axit HCl và điều chỉnh độ pH của dòng xăng Naphtha bị ngưng tụ trongdòng hơi củng như trên thiết bị ngưng tụ dòng sản phẩm đỉnh

+ Trong trường hợp này lượng hóa chất trung hòa liên tục đưa vào trên đườnghơi sản phẩm đỉnh của tháp chưng cất chính T-1101, trước thiết bị làm lạnh E-1111vào khoảng 5ppm (tương đương với 0.002 m3/h)

+ Dòng này được điều chỉnh thủ công bởi người vận hành ngoài hiệntrường Hóa chất được bơm từ bể lưu trữ dung dịch trung hòa A-1104-D-10

(Neutralizer Storage Drum) đến điểm phun hóa chất bởi bơm A-1104-P-26A/B (Neutralizer Injection Pump).

2.8.2 Hóa chất ức chế ăn mòn (Corrosion Inhibitor)

Chất ức chế ăn mòn được cung cấp nhằm chống lại hiện tượng ăn mòn thépcarbon bởi sự tấn công từ các axit: H2S, HCl, CO2, axit hữu cơ, các axit SOx và HCN.Chất ức chế ăn mòn được đưa vào tại 2 điểm sau:

+ Trên dòng hơi sản phẩm đỉnh của tháp tách chính T-1101

+ Tại đầu hút của bơm hồi lưu tuần hoàn đỉnh Top Pumparound Pump P-1102A/

B

Hóa chất được bơm từ bình chứa hóa chất ức chế ăn mòn A-1104-D-11

(Corrosion Inhibitor Storage Drum) đến các điểm tiếp nhận hóa chất bởi bơm P-25A/B (Corrosion Inhibitor Pump) và được điểu tiết bởi van và thiết bị đo lưu lượng

A-1104-dòng đặt tại mỗi điểm phun hóa chất Tổng lưu lượng A-1104-dòng hóa chất ức chế ăn mònđưa vào dòng công nghệ là 2ppm (tương đương với 0.002 m3/h)

2.8.3 Chất phá nhũ (Demulsifier)

Chất phá nhũ làm tăng hiệu quả tách nước và muối trong thiết bị tách muối đểgiảm sự ăn mòn trong phân xưởng Chất phá nhũ làm tăng tối đa lưu lượng dòng dầuthô bởi điều chỉnh lớp nhũ tương tạo thành tại bề mặt phân cách nước/dầu của thiết bịtách muối Chất phá nhũ được đưa vào tại 2 điểm:

+ Tại đường dầu thô trước khi đi vào dãy tiền gia nhiệt nguội (Cold Preheat

Crude Train)

+Tại đường dầu thô trước khi đi vào thiết bị tách muối cấp thứ hai Dòng hóachất này được cấp theo yêu cầu trong quá trình khởi động phân xưởng

Hóa chất này được bơm từ bình chứa chất phá nhũ A-1104-D-12 (Demulsifier

Storage Drum) đến các điểm tiếp nhận bởi bơm A-1104-P-23A/B (Demulsifier Injection Pump) và được điểu tiết bởi van và thiết bị đo lưu lượng dòng đặt tại mỗi

điểm phun hóa chất Tổng lưu lượng dòng chất phá nhũ đưa vào dòng công nghệ là1.5ppm (tương đương với 0.002 m3/h)

2.8.4 Chất chống đóng cặn (Antifoulant)

Chất chống đóng cặn làm giảm quá trình tạo cặn bên trong dòng công nghệ bởi

coke, polymers, cặn bùn, các chất hình thành từ quá trình ăn mòn, nhựa và các thành

phần khác

Chất chống đóng cặn được đưa vào tại 2 điểm:

+ Tại đường dầu thô trước khi đi vào dãy tiền gia nhiệt nguội (Cold Preheat

CrudeTrain)

+ Tại đường dầu thô trước khi đi vào dãy tiền gia nhiệt nóng, phía trước đầu hútcủa Booster bơm P-1101A/B

Hóa chất này được bơm từ bình chứa chất chống tạo cặn A-1104-D-13A/B

(Antifoulant Storage Drum) đến các điểm tiếp nhận thông qua bơm A-1104-P24A/B (Antifoulant Injection Pump) và được điểu tiết bởi van và thiết bị đo lưu lượng dòng

đặt tại mỗi điểm phun hóa chất Tổng lưu lượng dòng chất chống ăn mòn đưa vàodòng công nghệ là 5ppm (tương đương với 0.005 m3/h)

3.2 Vận hành với chỉ một thiết bị tách muối

Trong vận hành bình thường, dòng nguyên liệu dầu thô đi qua cả hai thiết bịtách muối được mắc nối tiếp nhau để giảm thiểu lượng muối bị mang đến dãy tiền gianhiệt nóng và vào tháp chưng cất chính cũng như đáp ứng tiêu chuẩn về hàm lượngmuối trong nguyên liệu của phân xưởng RFCC Dòng nước rửa muối sẽ phun vào

ngược chiều với dòng dầu thô cho cả hai thiết bị tách muối trước khi được đưa đến

phân xưởng xử lý nước thải ETP (Effluent Treatment Plant).

Các thiết bị tách muối được thiết kế cho việc sục rửa bùn trực tiếp Nó có thể trởnên thực sự cần thiết trong khi vận hành cũng như bảo dưỡng mà một trong hai thiết bịtách muối dừng hoạt động Cả hệ thống đường ống dầu thô và nước rửa phải được bốtrí để thiết bị tách muối này có thể hoạt động trong khi thiết bị tách muối kia có thể xả,cách ly và cô lập

3.3 Nối tắt qua tháp làm khô LGO bằng chân không (LGO Drier bypass)

Điều này là cần khi cô lập thiết bị làm khô nhằm bảo dưỡng hay vì nhữngnguyên nhân khác Việc cô lập bắt buộc phải được thực hiện theo trình tự như sau:

* Chắc chắn rằng đường ống LGO-110227 đã tháo sạch bởi việc mở các điểm

* Chuyển đổi bộ tự ngắt 011-UX-012 từ việc lấy tín hiệu của bộ 011-LXA-020sang bộ 011-LXA-080 để đảm bảo rằng bơm P-1112A/B sẽ dừng khi tại tháp táchcạnh

sườn T-1103 ở mức quá thấp (Low Low Level).

* Chuyển bộ điều khiển LIC-019 sang chế độ Manual và tín hiệu ra là bằng 0

* Khóa đường ra của tháp T-1105 bằng cách đóng van trên đường 110218

LGO-* Chuyển dòng sản phẩm LGO đến đầu thu gom dầu tuần hoàn (Crude

Recirculation Header).

* Tháo tất cả các Hydrocarbon còn lại ở trong tháp T-1105 bằng cách mở đường

xả kín (Closed Drain) CD-118548.

* Cô lập tất cả các đường công nghệ đến tháp T-1105 bằng Blind

* Van xả hơi của tháp phải được mở, sục rửa tháp bằng hơi nước (steam out) và

xả dầu ngưng tụ theo hệ thống xả kín

* Tiếp tục rửa bằng hơi nước (Steaming) và kiểm tra thường xuyên hàm lượngHydrocarbon ở trong tháp

* Sau khi đã được kiểm tra một cách kỹ lưỡng, ngừng việc Steaming, mở các

đường vào thao tác trong tháp (Manhole) để làm lạnh tháp Kiểm tra lại hàm lượng

Oxy và các Hydrocarbon có trong tháp và chuyển giao để bảo dưỡng, sửa chữa

2.9.4 Nối tắt qua tháp làm khô HGO bằng chân không (HGO Drier bypass

Quy trình ngừng tháp làm khô HGO được thực hiện giống như ở tháp làm khôLGO như đã mô tả ở phần trên

* Chắc chắn rằng đường ống HGO-110191 đã tháo sạch bởi việc mở các điểm

* Chuyển đổi bộ tự ngắt 011-UX-010 từ việc lấy tín hiệu của bộ 011-LXA-023sang bộ 011-LXA-081 để đảm bảo rằng bơm P-1113A/B sẽ dừng khi tại tháp tách

cạnh sườn T-1104 ở mức quá thấp (Low Low Level).

* Chuyển bộ điều khiển LIC-022 sang chế độ Manual và tín hiệu ra là bằng 0.

* Khóa đường ra của tháp T-1106 bằng cách đóng van trên đường 110186

HGO-* Chuyển dòng sản phẩm HGO đến đầu thu gom dầu tuần hoàn (Crude

Recirculation Header).

* Tháo tất cả các Hydrocarbon còn lại ở trong tháp T-1106 bằng cách mở đường

xả kín (Closed Drain) CD-118543.

* Cô lập tất cả các đường công nghệ đến tháp T-1106 bằng Blind

* Van xả hơi của tháp phải được mở, sục rửa tháp bằng hơi nước (steam out) và

xả dầu ngưng tụ theo hệ thống xả kín

* Tiếp tục rửa bằng hơi nước (Steaming) và kiểm tra thường xuyên hàm lượngHydrocarbon ở trong tháp

* Sau khi đã được kiểm tra một cách kỹ lưỡng, ngừng việc Steaming, mở các

đường vào thao tác trong tháp (Manhole) để làm lạnh tháp Kiểm tra lại hàm lượng

Oxy và các Hydrocarbon có trong tháp và chuyển giao để bảo dưỡng, sửa chữa

2.9.5 Cô lập cụm thiết bị trao đổi nhiệt E-1102 và E-1104

Điều này là cần khi tiến hành làm sạch cụm trao đổi nhiệt E-1102 và E-1104trong khi phân xưởng chưng cất dầu thô vẫn hoạt động Các yêu cầu hoạt độngphải được tuân theo các chỉ dẫn dưới đây:

 Giảm công suất của phân xưởng xuống còn 50% công suất bình thường

 Dừng bơm hồi lưu tuần hoàn đỉnh P1102A/B Lượng nhiệt lấy ra từ dònghồi lưu đỉnh có thể bù được do một lượng lớn nhiệt dư ra từ việc giảm côngsuất của phân xưởng

 Cô lập thiết bị trao đổi nhiệt E-1102 bằng van cổng nằm trên các đường

K-110257 và K-110258

 Mở đường nối tắt (bypass) HGO qua thiết bị trao đổi nhiệt E-1104 110185).

(HGO- Đóng đường tuần hoàn HGO đi vào thiết bị trao đổi nhiệt E-1104 bằng cácvan cổng nằm trên các đường HGO-110181 và HGO-110198

 Sau đó giảm dòng dầu thô tuần hoàn đến cả hai thiết bị trao đổi nhiệt trênbởi van điều khiển 011-TV-007B

 Cô lập đường dầu thô vào hai thiết bị trao đổi nhiệt trên

 Xả tất cả các dòng công nghệ nằm trong hai thiết bị trao đổi nhiệt trên đến

hệ thống xả kín (closed drain)

 Cô lập các thiết bị trao đổi nhiệt

 Đảm bảo rằng van xả khí được mở, dùng hơi nước sục rửa (steam out) vàđưa phần dầu ngưng tụ đến hê thống xả kín

 Tiếp tục rửa bằng hơi nước (steaming), kiểm tra thường xuyên để xem còntồn tại Hydrocarbon nào hay không

 Sau khi kiểm tra đã đạt yêu cầu, ngừng đưa hơi nước vào (steaming), làmnguội thiết bị trao đổi nhiệt, kiểm tra lại hàm lượng oxy và hydrocarbon đãđạt yêu cầu chưa trước khi chuyển giao để bảo dưỡng, sửa chữa

4 MỘT SỐ SỰ CỐ THƯỜNG GẶP CỦA PHÂN XƯỞNG

- Mất hơi thấp áp

Mất hơi thấp áp sẽ làm mất dòng hơi quá nhiệt dùng để tách thành phần nhẹ vànhư vậy sản phẩm sẽ không đạt chất lượng Việc khắc phục sự cố dựa trên thời gian dựđoán sẽ xảy ra sự cố Nếu trường hợp sự cố kéo dài, cần giảm công suất của phânxưởng Các sản phẩm được tuần hoàn còn LPG thì đưa về bể chứa không đạt tiêuchuẩn Nếu mất hơi thấp áp lâu hơn nữa thì sẽ dừng toàn bộ phân xưởng Sự cố nàykéo theo việc mất dòng hơi đi qua vùng đối lưu của lò gia nhiệt, mà không gây hậuquả nghiêm trọng gì bởi vì ống quá nhiệt được thiết kế cho trường hợp không có dòng

đi qua