BÀI BÁO CÁO THỰC TẬP-GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU BÌNH SƠN

Báo cáo thực tập tốt nghiệp
LỜI MỞ ĐẦU
Sau gần 5 năm học, được các thầy cô truyền đạt cho những kiến thức chuyên
ngành và trong đợt thực tập tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất này đã củng cố và
tăng thêm cho chúng em những hiểu biết về chuyên môn từ kiến thức đến kinh
nghiệm thực tế.
Đây là lần đâu tiên chúng em được thực tập tại Nhà máy lọc dầu lớn nhất Việt
Nam, được tiếp xúc với công nghệ hiện đại, với môi trường làm việc đầy áp lực và
tác phong công nghiệp cũng như những quy định an toàn nghiêm ngặt của nhà máy
lớn ….tuy thời gian chỉ 3 tuần nhưng nó đã mang lại cho chúng em rất nhiều kiến
thức bổ ích về chuyên môn, về cách định hướng cho công việc của mình sau này.
Vì vậy chúng em xin chân thành cảm ơn bộ môn Công Nghệ Hữu cơ-Hóa dầu
trường ĐHBK Hà Nội cùng ban lãnh đạo và các anh chị Kỹ sư làm việc trong Nhà
máy Lọc hóa dầu Dung Quất đã tạo điều kiện cho chúng em có đợt thực tập này.

Hà nội, tháng 3 năm 2012
Sinh viên thực hiện:
La Tiến Nam
Phạm Sỹ Đăng
UOP CCR Page 1
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Chương 1:
GIỚI THIỆU CHUNG VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU BÌNH SƠN
1.1 LỊCH SỬ HÌNH THÀNH NHÀ MÁY BÌNH SƠN
1.1.1 Giai đoạn 1977-1991
Năm 1977 dự án Liên hợp lọc hóa dầu đầu tiên được thực hiện tại Nghi Sơn
- Thanh Hóa do Công ty Beicip của Pháp trên cơ sở nguồn tài trợ từ quỹ UNICO,
với công suất 6 triệu tấn/năm.
Nhưng đến năm 1979 dự án bị dừng lại do gặp khó khăn về nguồn vốn.
Năm 1980 Việt nam hợp tác vói Liên Xô hai bên quyết định chọn Tuy Hạ- Long
Thành - Đồng Nai làm nơi đặt dự án liên hợp lọc hóa dầu.

Đầu năm 1990, tuy đã tiến hành san lấp 3000 ha mặt bằng nhưng do sự thay
đổi tình hình chính trị và thể chế của Liên Xô nên dự án lại không thể tiếp tục.
1.1.2 Giai đoạn 1992-1996
Sau khi dự án Khu Liên hợp lọc - hóa dầu tại thành Tuy Hạ gặp trở ngại,
việc tiếp tục chuẩn bị xây dựng NMLD đầu tiên của Việt Nam được Chính phủ chỉ
đạo khẩn trương hơn. Công tác khảo sát và nghiên cứu lựa chọn địa điểm xây dựng
nhà máy được tiến hành tại nhiều khu vực dọc bờ biển Việt Nam.
Năm 1992, Chính phủ chủ trương mời một số đối tác nước ngoài liên doanh
đầu tư xây dựng nhà máy lọc dầu, trong đó có Liên doanh
Petrovietnam/Total/CPC/CIDC do Total (Pháp) đứng đầu; CPC (Chinese
Petroleum Corp) và CIDC (Chinese Investment Development Corp) của Đài Loan
(Trung Quốc). Total đề xuất địa điểm xây dựng NMLD tại Long Sơn, tỉnh Bà Rịa -
Vũng Tàu.
Tháng 2-1994, Tổng công ty Dầu khí Việt nam(PV) cùng các đối tác trên dự
kiến đặt nhà máy tại Đầm Môn – Văn Phong – Khánh Hòa.
Cũng trong năm 1994, sau những khảo sát tình hình địa chất, địa hình các dự án
xây dựng nhà máy lọc dầu số 1 được dự kiến đặt tại:
UOP CCR Page 2
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
- Nghi Sơn – Thanh Hóa
- Hòn La – Quảng Bình
- Dung Quất – Quảng Ngãi
- Văn Phong – Khánh Hòa
- Long Sơn – Bà Rịa – Vũng Tàu
Sau khi đưa ra các địa điểm đặt nhà máy các nhà chức trách bắt đầu phân
tích các ưu nhược điểm của từng địa điểm;
Ngày 9 – 11 – 1994 Thủ Tướng Chính Phủ Võ Văn Kiệt quyết định chọn Dung
Quất– Quảng Ngãi làm địa điểm đặt nhà máy, vì những lý do sau:
 Do nó nằm giữa hai ngọn đồi tạo thành gọng kìm tránh được thiên tai, gió
bão

 Dung Quất là khu đồi núi nên giảm được kinh phí cho việc san lấp mặt bằng
và san lấp cũng dễ dàng
 Nhằm thúc đẩy đời sống kinh tế khu vực miền Trung đặc biệt là Quảng
Ngãi.
 Thuận lợi cho việc cập cảng của các tàu trọng tải lớn vì ở đây có cảng nước
sâu.
Dự án được thực hiện với tổ hợp các đối tác, gồm PetroVietnam, Total, CPC và
CIDC.
Tháng 9 – 1995 Total đã rút khỏi dự án do không đạt được thỏa thuận về vị
trí đặt nhà máy. Để tiếp tục triển khai dự án, theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính
phủ, Tổng công ty dầu khí Việt Nam đã khẩn trương soạn thảo và trình Chính phủ
phê duyệt hướng dẫn đầu bài Nhà máy lọc dầu số I và mời các đối tác khác thay
thế Total tham gia dự án.
Ngày 15/02/1996, Tổng công ty Dầu khí và các đối tác nước ngoài là LG
(Hàn Quốc), Stone & Webster (Mỹ), Petronas (Malaysia), Conoco (Mỹ), CPC và
CIDC (Đài Loan) đã ký tắt thỏa thuận lập Luận chứng khả thi chi tiết Nhà máy lọc
dầu số I.
Ngày 05/03/1996, lễ ký chính thức thỏa thuận lập Luận chứng khả thi chi tiết Nhà
máy lọc dầu số I được tiến hành.
Đến cuối năm 1996 các đối tác nước ngoài xin rút khỏi dự án do không được
phê chuẩn một số yêu cầu về kinh tế.
UOP CCR Page 3
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
1.1.3 Giai đoạn 1997-1998
Ngày 3- 1997, được sự đồng ý của Thủ tướng Chính phủ, để đảm bảo khách
quan và độ tin cậy của Luận chứng nghiên cứu khả thi, Tổng công ty dầu khí Việt
Nam đã thuê Công ty Foster Wheeler Energy Limited (Anh) và UOP (Mỹ) làm tư
vấn trong quá trình xây dựng Luận chứng.
Ngày 10- 7-1997 Thủ tướng Chính phủ đã ra Quyết định phê duyệt dự án
Nhà máy lọc dầu số I - Dung Quất theo hình thức Việt Nam tự đầu tư với công suất

chế biến 6,5 triệu tấn dầu thô/năm, tổng vốn đầu tư 1,5 tỷ USD, bao gồm cả chi phí
tài chính. Tổng Công ty dầu khí Việt Nam được Chính phủ giao làm Chủ đầu tư
của dự án.
Ngày 08-01-1998, Lễ động thổ khởi công xây dựng Nhà máy lọc dầu số I đã
được tiến hành tại xã Bình Trị, huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi.
Năm 1998, trong lúc PV đang triển khai dự án thì cuộc khủng hoảng kinh tế
khu vực châu Á diễn ra làm ảnh hưởng đến nền kinh tế của các nước trong khu
vực, vì vậy việc huy động vốn thực hiện dự án gặp khó khăn. Trước tình hình đó,
Chính phủ đã quyết định chọn đối tác nước ngoài để đầu tư thực hiện dự án theo
hình thức liên doanh.
1.1.4 Giai đoạn 1999 - 2003
Ngày 25 – 8 – 1998 Chính phủ Việt Nam và Chính phủ Nga thiết lập hợp
đồng Việt – Nga với vốn đầu tư 50 – 50%.
Ngày 28-12-1998, Công ty Liên doanh Nhà máy lọc dầu Việt - Nga
(Vietross) chính thức được thành lập.
Song trong quá trình thực hiện, hai bên không đạt sự đồng thuận đối với một
số vấn đề quan trọng như việc thuê tư vấn quản lý dự án, quyết định sử dụng các
nhà thầu phụ, các nhà cung cấp thiết bị, phương án phân phối sản phẩm và một số
giải pháp hoàn thiện cấu hình công nghệ, nâng cao chất lượng và chủng loại sản
phẩm của nhà máy v…v. Nên phía Nga chấp thuận phương án rút khỏi dự án để
chuyển giao lại toàn bộ quyền lợi và nghĩa vụ của mình trong Liên doanh sang phía
Việt Nam.
Ngày 5 – 1 – 2003 Công ty liên doanh Vietross chấm dứt hoạt động.
UOP CCR Page 4
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
1.1.5 Giai đoạn 2003 đến 2005
Sau khi phía Nga rút khỏi Liên doanh Vieross, dự án xây dựng NMLD Dung
Quất trở lại với phương án tự đầu tư. Ngày 12 tháng 02 năm 2003, Tổng công ty
dầu khí Việt Nam đã thành lập Ban QLDA NMLD Dung Quất để triển khai dự án
xây dựng NMLD theo phương án Việt Nam tự đầu tư.

Ngày 17 – 5 – 2005 hợp đồng EPC 1+4(gồm công nghệ, hệ thống nhập dầu
thô ) đã được ký kết giữa Petrovietnam và Tổ hợp nhà thầu Technip (Công
ty Technip France (Pháp), Technip Geoproduction (Malaysia), JGC (Nhật Bản),
Tecnicas Reunidas (Tây Ban Nha) thực hiện, trong đó Technip France (Pháp) đứng
đầu). Quá trình thực hiện dự án, tổng thầu Technip đã sử dụng hơn 100 nhà thầu
phụ và nhà cung cấp thiết bị, dịch vụ của Việt Nam.
Ngày 24-8-2005, Hợp đồng EPC 2+3 bao gồm khu bể chứa dầu thô, đường
ống dẫn sản phẩm, khu bể chứa và cảng xuất sản phẩm được Petrovietnam ký kết
với Tổ hợp nhà thầu Technip. Tổng mức đầu tư của dự án theo Quyết định là 2,501
tỷ USD (chưa bao gồm chi phí tài chính).
Ngày 28-11-2005, Lễ khởi công các gói thầu EPC 1+2+3+4 được Tổ hợp
Nhà thầu Technip phối hợp với Petrovietnam tổ chức tại hiện trường xây dựng nhà
máy.
1.1.6 Giai đoạn 2008 đến 2009
Ngày 9 – 6 – 2008 ra mắt Công ty TNHH một thành viên Lọc – Hóa dầu
Bình Sơn.
Đến ngày 30 – 11 – 2008 nhà máy đã đón chuyến tàu dầu thô đầu tiên đưa
vào chế biến.
1.1.7 Giai đoạn 2009 đến nay
Ngày 22 – 2 – 2009 nhà máy đón dòng dầu thương mại đầu tiên.
Ngày 27 – 5 – 2009 nhà máy giao nhận lô sản phẩm đầu tiên.
Ngày 30 – 5 – 2010 ban nhà thầu Technip bàn giao công nghệ.
Ngày 23 – 10 – 2009 các nhà thầu thông báo tất cả các phân xưởng kết nối
vận hành thành công 14/14 phân xưởng.
Ngày 14 – 7 – 2010 phân xưởng polypropylene cho ra hạt nhựa đầu tiên.
Ngày 6 – 1 – 2011 lễ khánh thành nhà máy Lọc-Hóa dầu Bình Sơn.
UOP CCR Page 5
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Ngày 13 – 9 – 2011 tiến hành khởi động lại nhà máy sau 2 tháng bảo dưỡng.
1.2 GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU BÌNH SƠN

1.2.1 Giới thiệu các gói thầu trong Nhà máy.
Cả nhà máy chia làm 8 gói thầu, trong đó gói thầu số 6 là san lắp mặt bằng do thi
công từ đầu nên đã bỏ.
- Gói thầu EPC số 1: Các phân xưởng công nghệ, năng lượng phụ trợ trong
hàng rào nhà máy.
- Gói thầu EPC số 2 : Khu bể chứa dầu thô.
- Gói thầu EPC số 3 : Hệ thống ống dẫn sản phẩm, khu bể chứa sản phẩm, các
bến xuất đường biển và đường bộ.
- Gói thầu EPC số 4 : Hệ thống nhập dầu thô, gồm phao rót dầu một điểm neo
(SPM) và hệ thống ống ngầm dẫn dầu thô đến khu bể chứa dầu thô.
- Gói thầu EPC số 5A : Đê chắn sóng bảo vệ bến xuất sản phẩm.
- Gói thầu EPC số 5B : Bến xuất sản phẩm bằng đường biển.
- Gói thầu EPC số 7 : Khu nhà hành chính, điều hành.
1.2.2 Địa điểm,vị trí và diện tích sử dụng của nhà máy
• Địa điểm: Đặt tại Khu kinh tế Dung Quất, thuộc địa bàn các xã Bình Thuận
và Bình Trị, huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi
• Diện tích sử dụng: Mặt đất khoảng 338 ha; mặt biển khoảng 471 ha.
Trong đó:
 Khu nhà máy chính = 110 ha
 Khu bể chứa dầu thô = 42 ha
 Khu bể chứa sản phẩm = 43,83 ha
 Khu tuyến dẫn dầu thô, cấp và xả nước biển = 17 ha
 Tuyến ống dẫn sản phẩm = 77,46 ha
 Cảng xuất sản phẩm = 135 ha
 Hệ thống phao rót dầu không bến, tuyến ống ngầm dưới biển và khu vực
vòng quay tàu = 336 ha
UOP CCR Page 6
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Sơ đồ vị trí đặt nhà máy
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 hệ thống ống với đường phụ liền kề.
1.2.3 Công suất và nguyên liệu của nhà máy
• Công suất chế biến: 6,5 triệu tấn dầu thô/năm; tương đương 148.000
thùng/ngày).
• Nguyên liệu: dầu Bạch Hổ, dầu Đại Hùng, Dragon, Tê Giác Trắng, Yellow
Tuna, Champion.
UOP CCR Page 7
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Chương 2:
GIỚI THIỆU KHÁI QUÁT VỀ CÁC PHÂN XƯỞNG CỦA NHÀ MÁY
2.1 Giới thiệu công nghệ và mặt bằng bố trí các phân xưởng trong nhà máy
2.1.1 Các phân xưởng trong Nhà máy
Phân xưởng công nghệ là phân xưởng quan trọng nhất trong các gói thầu, nó
bao gồm 9 khu vực.
• Các khu vực được phân chia như sau:
Khu vực Các phân xưởng
Khu 1A
12 – NHT: naphta hydro treating
13 – CCR: reforming xúc tác
23 – ISOM: isome hóa; 2 phân xưởng 13 và 23 là phân xưởng thu
xăng trị số octan cao.
Khu 1B
11 – CDU: chưng cất khí quyển
14 – KTU :xử lý kerosene
37 – Fuel-gas: khí nhiên liệu được đốt để gia nhiệt cho các phân
xưởng
Khu 2
15 – RFCC: Cracking xúc tác tầng sôi

16 – TLU : xử lý khí hóa lỏng
17 – NTU : Xử lý naphta của RFCC, đây cũng là phân xưởng nhận
xăng
21 – PRU : thu hồi propylene, trong đó tháp tách propanpropylene
cao 81.3m
Khu 3
18 – SWS: xử lý nước chua
19 – ARU : Tái sinh amin
20 – CNU : trung hòa kiềm trước khi thải ra môi trường(PH=6.5-7.5)
22 – SRU : thu hồi lưu huỳnh
UOP CCR Page 8
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
24 – LCO-HDT: xử lý diezel bằng hydro.
58 – ETP : khu xử lý nước thải
Khu
Cold
Utility
31 – water: nước sinh hoạt, nước deion, nước uống
33 – Cooling water
34 – Sea water intake: lấy nước biển làm mát
35 – Instrument/Plant air
36 – Nitrogent plant
37 – Fuel gas
39 – Caustic supply
57 – Flare: đuốc cao 115m
59 – Fire water: có 2 bể
100 – RO: tách silic
Hot
Utility
32 – Steam: - Low pressure steam(LPS): 3–6 kg/cm

2
- MPS: 14-16 kg/cm
2
- HPS: 40-42 kg/cm
2
- HHPS: 100-105 kg/cm
2
40 – STG: trạm điện; có 4 máy phát trong đó 3 máy phát chạy với
công suất 50%,50%, 100%, máy còn lại dự phòng
Offsite
P1
38 – Fuel oil
51 – Intermediate tankge: có 23 bể chứa trung gian
54 – Blending Unit: bộ phận phối trộn
55 – Flushing oil: sử dụng LGO từ CDU để rửa sạch đường ống
56 – Slops oil: là nơi thu gom dầu thải từ các phân xưởng sau đó dùng
làm nguyên liệu cho quá trình CDU, RFCC
60 – Crude oil tankge: gồm 8 bể, mỗi bể dung tích 65000m
3
, cao
22.4m, đường kính 69m
52 – Product tankge: gồm 22 bể trong đó có: 5 bể chứa xăng, 3 bể
propylene, 5 bể cầu LPG, 1 slops oil
53 – Truck loading: xuất đường bộ, chỉ xuất cho những khu vực xung
UOP CCR Page 9
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Offsite
P3/Jetty
quanh, mỗi xe chỉ được khoảng 12 m
3

81 – Jetty Topside: có 6 cầu cảng: 4 cầu cảng gần mỗi tàu chở được
1000-5000m
3
, 2 cầu cảng xa mỗi tàu chở được 15000-30000m
3
82 – SPM(single point mooring): d=12m, cao 5m(3,75m dưới mặt
biển)
71 – Interconnecting pipleline P1 P3: có12 tuyến ống: 8 tuyến ống
dẫn sản phẩm và 4 tuyến ống phụ trợ, dài 7km.
72 - Interconnecting pipleline P3 Jetty: có 15 tuyến ống: 10 tuyến
ống dẫn sản phẩm, 5 tuyến ống phụ trợ dẫn dầu thải và nước dằn tàu,
dài 3km
UOP CCR Page 10
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
2.1.2 Sơ đồ bố trí các phân xưởng theo mặt bàng nhà máy
UOP CCR Page 11
Admin Utility Process
Biển
60 34 57
32 58
KV2 21 16
17 15
SS1(Trạm điện
trung tâm)
KV1B 11
37 14
CCC(phòng điều
khiển trung tâm)
KV1A 12
23

13
38 59
36 39
35
31
KV3 19 18
20 24
51 KVPP PP
RO
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
UOP CCR Page 12
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
2.2 CÁC PHÂN XƯỞNG TRONG NHÀ MÁY
2.1.1 Phân xưởng Chưng cất dầu thô (Unit 011 – CDU)
Mục đích: Phân xưởng chưng cất dầu thô có nhiệm vụ phân tách dầu thô nguyên
liệu thành các phân đoạn thích hợp cho các quá trình chế biến tiếp theo trong Nhà
máy.
Nguyên liệu:
Dầu thô: từ Khu bể chứa dầu thô (Unit 060).
UOP CCR Page 13
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Sản phẩm:
(1) LPG: đến phân xưởng Cracking xúc tác (Unit 015 – RFCC);
(2) Naphtha: đến phân xưởng Xử lý naphtha bằng hydro (Unit 012-NHT);
(3) Kerosene: đến phân xưởng Xử lý kerosene (Unit 014 – KTU);
(4) LGO: đến phân xưởng Pha trộn sản phẩm (Unit 054);
(5) HGO: đến phân xưởng Pha trộn sản phẩm (Unit 054);
(6) Cặn chưng cất: đến phân xưởng Cracking xúc tác (Unit 015 – RFCC).
2.1.2 Phân xưởng xử lý Naphtha bằng Hydro (Unit 012 – NHT)
Mục đích: Phân xưởng xử lý Naphtha bằng Hydro sử dụng thiết bị phản ứng một

tầng xúc tác cố định để khử các tạp chất Lưu huỳnh, Nitơ có trong FRN từ phân
xưởng CDU, chuẩn bị nguyên liệu cho phân xưởng ISOM và CCR.
Nguyên liệu:
(1) Naphtha: từ phân xưởng CDU;
(2) Hydro: từ phân xưởng CCR.
Sản phẩm:
(1) Naphtha nhẹ: đến phân xưởng Isomer hóa (Unit 023 – ISOM);
(2) Naphtha nặng: đến phân xưởng Reforming xúc tác (Unit 013-CCR).
2.1.3 Phân xưởng Reforming xúc tác (Unit 013 - CCR)
Mục đích: Phân xưởng Reforming sử dụng thiết bị phản ứng lớp xúc tác động để
chuyển hóa các Parafin trong nguyên liệu Naphtha nặng từ phân xưởng NHT thành
hợp chất thơm có chỉ số octane cao làm phối liệu pha trộn xăng.
Nguyên liệu:
Naphtha nặng: từ phân xưởng NHT;
Sản phẩm:
(1) Reformate: có chỉ số Octane cao, là cấu tử pha trộn xăng có chất lượng cao;
UOP CCR Page 14
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
(2) Hydro: hình thành từ quá trình thơm hóa Hydrocacbon, đáp ứng toàn bộ nhu
cầu Hydro trong nhà máy;
(3) LPG: phối trộn với các nguồn LPG khác trước khi được đưa sang bể chứa.
2.1.4 Phân xưởng xử lý Kerosene (Unit 014 - KTU)
Mục đích: phân xưởng KTU được thiết kế sử dụng kiềm để trích ly, làm giảm hàm
lượng Mercaptan, H2S, Naphthenic acide trong dòng Kerosene đến từ CDU đồng
thời tách loại toàn bộ nước có trong Kerosene trước khi đưa sang bể chứa.
Nguyên liệu:
Kerosene: từ phân xưởng CDU.
Sản phẩm:
Kerosene: đáp ứng tiêu chuẩn nhiên liệu phản lực Jet A1. Ngoài ra một phần
Kerosene thành phẩm có thể được sử dụng làm phối liệu cho để pha trộn DO/FO

khi cần.
2.1.5 Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi (Unit 015 - RFCC)
Mục đích: phân xưởng Cracking xúc tác được thiết kế để cracking dòng nguyên
liệu nặng là cặn chưng cất thành nhiều dòng sản phẩm nhẹ có giá trị cao hơn như
naphtha, LCO
Nguyên liệu:
Cặn chưng cất: từ phân xưởng CDU.
Sản phẩm:
(1) Off gas: sử dụng làm khí nhiên liệu trong nhà máy;
(2) Hỗn hợp C3/C4: làm nguyên liệu cho phân xưởng LTU trước khi được đưa
sang phân xưởng thu hồi Propylene;
(3) RFCC Naphtha: được đưa đi xử lý ở phân xưởng NTU sau đó đưa đi đến
bể chứa trung gian để pha trộn xăng;
UOP CCR Page 15
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
(4) Light Cycle Oil (LCO): được đưa đi xử lý ở phân xưởng LCO HDT sau đó
đưa đi đến bể chứa trung gian để pha trộn dầu Diesel;
(5) Decant Oil (DCO): làm nguyên liệu pha trộn FO hoặc làm dầu nhiên liệu
cho Nhà máy.
2.1.6 Phân xưởng xử lý LPG (Unit 016 - LTU)
Mục đích: phân xưởng LTU được thiết kế sử dụng kiềm để trích ly, làm giảm hàm
lượng Mercaptan, H2S, COS, CO2 khỏi dòng LPG nguyên liệu đến từ Gas Plant
của phân xưởng RFCC. Quá trình trích ly được tiến hành trong hai thiết bị mắc nối
tiếp trong đó dòng LPG và dòng kiềm di chuyển ngược chiều. LPG đã xử lý được
đưa sang phân xưởng thu hồi Propylene. Kiềm thải được đưa sang phân xưởng
trung hòa kiềm thải (CNU).
Nguyên liệu:
LPG: từ Gas Plant của phân xưởng RFCC.
Sản phẩm:
LPG: đã xử lý, được đưa sang phân xưởng thu hồi Propylene (PRU).

2.1.7 Phân xưởng xử lý Naphtha (Unit 017 - NTU)
Mục đích: NTU được thiết kế để loại bỏ các tạp chất của lưu huỳnh (chủ yếu là
Mercaptan) và phenol của phân đoạn Naphtha từ RFCC dựa trên nguyên tắc trích
ly giữa dòng RFCC Naphtha và dòng kiềm tuần hoàn. Dòng Naphtha sản phẩm
được đưa vào bể chứa trung gian để pha trộn xăng. Kiềm thải được đưa sang phân
xưởng trung hòa kiềm thải (CNU).
Nguyên liệu:
RFCC Naphtha: từ phân xưởng RFCC.
Sản phẩm:
RFCC Naphtha: đã xử lý, đưa đến bể chứa trung gian để pha trộn xăng.
UOP CCR Page 16
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
2.1.8 Phân xưởng xử lý nước chua (Unit 018 - SWS)
Mục đích: Phân xưởng bao gồm một bình tách sơ bộ và hai tháp chưng cất có
nhiệm vụ loại bỏ NH3 và H2S khỏi dòng nước chua thải ra từ các phân xưởng
công nghệ trước khi nước thải được đưa đi xử lý ở phân xưởng xử lý nước thải
(ETP). Một phần nước chua sản phẩm của phân xưởng SWS được đưa về thiết bị
tách muối trong phân xưởng CDU. Khí chua được đưa về phân xưởng thu hồi lưu
huỳnh. Khí chua từ bình tách sơ bộ được đưa đi đốt tại đuốc đốt khí chua.
Nguyên liệu:
Dòng nước chua: thải ra từ các phân xưởng công nghệ.
Sản phẩm:
Nước thải: đưa đi xử lý ở phân xưởng xử lý nước thải (ETP).
2.1.9 Phân xưởng tái sinh Amin (Unit 019 - ARU)
Mục đích: Phân xưởng được thiết kế để loại bỏ khí chua khỏi dòng Amine bẩn từ
phân xưởng RFCC và LCO HDT. Amine bẩn được đưa vào bình ổn định, tại đây
xảy ra quá trình tách loại Hydrocacbon lỏng khí, trước khi vào tháp tái sinh. Sau
khi được loại bỏ khí chua, amine được đưa trở lại các tháp hấp thụ trong phân
xưởng RFCC và LCO HDT. Một phần dòng amine sạch này sẽ đi qua thiết bị lọc
để loại bỏ các tạp chất cơ học. Khí chua sẽ được đưa qua phân xưởng thu hồi lưu

huỳnh SRU.
Nguyên liệu:
Dòng Amine bẩn: từ phân xưởng RFCC và LCO HDT.
Sản phẩm:
Amine sạch: được đưa trở lại các tháp hấp thụ trong phân xưởng RFCC và LCO
HDT.
UOP CCR Page 17
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
2.1.10 Phân xưởng trung hòa kiềm (Unit 020 - CNU)
Mục đích: Kiềm được trung hòa bởi axit sulfuric đến độ pH nằm trong khoảng 6 -
8 trước khi đưa sang xử lý ở phân xưởng xử lý nước thải. Khí chua tạo thành được
đốt ở Incinerator trong phân xưởng SRU.
Nguyên liệu:
(1) Phenolic Caustic từ phân xưởng NTU và phân xưởng ETP (gián đoạn);
(2) Alkaline water từ NHT (gián đoạn);
(3) Naphthenic Caustic: từ các phân xưởng LCO HDT, KTU, LTU.
Sản phẩm:
(1) Nước thải: đưa sang xử lý ở phân xưởng xử lý nước thải ETP;
(2) Khí chua: được đốt ở Incinerator trong phân xưởng SRU;
(3) Acid oil/Kerosene: đến bể chứa dầu nhiên liệu FO (Unit 038).
2.1.11 Phân xưởng thu hồi Propylene (Unit 021 - PRU)
Mục đích: Phân xưởng PRU được thiết kế để phân tách và thu hồi Propylene trong
dòng LPG đến từ phân xưởng LTU. Propylene sản phẩm phải được làm sạch đến
phẩm cấp Propylene dùng cho hóa tổng hợp (99,6 % wt).
Nguyên liệu:
LPG: từ phân xưởng xử lý LPG (Unit 016 – LTU).
Sản phẩm:
(1) Propylene: đến phân xưởng PP;
(2) LPG: đến bể chứa sản phẩm (Unit 052);
(3) Hỗn hợp C4: đến bể chứa trung gian (Unit 051) để pha trộn xăng.

2.1.12 Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (Unit 022 - SRU)
Mục đích: Tại phân xưởng SRU, các dòng khí chua từ ARU, SWS, CNU sẽ được
xử lý bằng công nghệ Claus để thu hồi Lưu huỳnh hoặc được đốt ở Incinerator.
Lưu huỳnh sản phẩm ở trạng thái rắn và được xuất bán bằng xe tải.
UOP CCR Page 18
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Nguyên liệu:
Các dòng khí chua: từ các phân xưởng ARU, SWS, CNU.
Sản phẩm:
Lưu huỳnh: ở trạng thái rắn được xuất bán bằng xe tải.
2.1.13 Phân xưởng Isome hóa (Unit 023 - ISOM)
Mục đích: Phân xưởng ISOM được thiết kế để chuyển hóa dòng naphtha nhẹ từ
phân xưởng NHT thành dòng naphtha có chỉ số Octane cao để pha trộn xăng.
Nguyên liệu:
Naphtha nhẹ: từ phân xưởng NHT.
Sản phẩm:
Isomerate: đến bể chứa trung gian để pha trộn xăng.
2.1.14 Phân xưởng Xử lý LCO bằng Hydro (Unit 024 – LCO HDT)
Mục đích: phân xưởng LCO HDT sử dụng Hydro và xúc tác để làm sạch các tạp
chất như kim loại, Lưu huỳnh, Nitơ và oxy đồng thời làm bảo hòa các hợp chất
olefin trong nguyên liệu LCO.
Nguyên liệu:
LCO: từ phân xưởng RFCC.
Sản phẩm:
HDT LCO: đã xử lý, được đưa đến bể chứa trung gian để pha trộn Diesel và FO.
2.1.15 Phân xưởng Dầu nhiên liệu – Unit 038
Hệ thống bao gồm hai bể chứa dầu nhiên liệu dùng trong Nhà máy, bơm,
thiết bị gia nhiệt và hệ thống ống cung cấp, hồi lưu dầu nhiên liệu. Phân xưởng
được thiết kế để cung cấp dầu nhiên liệu cho các lò gia nhiệt ở các phân xưởng
công nghệ và cho nồi hơi ở nhà máy điện – bổ sung cho khí nhiên liệu.

UOP CCR Page 19
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
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 FG. Vì vậy, nhu cầu tiêu thụ dầu nhiên
liệu là không ổn định.
Thông thường dầu nhiên liệu được sử dụng là DCO của phân xưởng RFCC.
2.1.16 Khu bể chứa trung gian – Unit 051
Khu bể chứa trung gian được thiết kế để tồn chứa các sản phẩm trung gian
và các thành phẩm của nhà máy, nằm trong phạm vi nhà máy, bao gồm:
- Các bể chứa các sản phẩm không đạt tiêu chuẩn: Off-spec Propylene, off-
spec LPG;
- Các bể chứa các sản phẩm trung gian: Cặn khí quyển, Naphtha tổng,
Naphtha nặng, RFCC Naphtha, LCO;
- Các bể chứa các cấu tử pha trộn: Isomerate, reformate, Mixed C4’s, SR
Kerosene, LGO, HGO, HDT LCO;
- Các bể chứa các sản phẩm cuối (bể kiểm tra): Xăng 92, xăng 95, dầu Diesel.
2.1.17 Khu bể chứa sản phẩm – Unit 052
Khu bể chứa sản phẩm nằm cách Nhà máy 7 km về phía Bắc và cách cảng
xuất sản phẩm 3 km. Khu bể chứa sản phẩm được thiết kế để tiếp nhận, tồn chứa
và xuất các sản phẩm sau ra cảng xuất và trạm xuất xe bồn:
- Xăng 92
- Xăng 95/Full Range Naphtha
- Jet A1/Kerosene
- Dầu Diesel
- Dầu FO
- LPG
- Propylene
UOP CCR Page 20
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Ngoài ra trong Khu bể chứa sản phẩm còn có hệ thống xử lý nước thải riêng,

không chỉ có nhiệm vụ xử lý nước thải của khu vực này mà còn xử lý nước thải từ
Khu xuất xe bồn và nước dằn tàu nhận từ cảng xuất sản phẩm.
2.1.18 Trạm Xuất xe bồn – Unit 053
Trạm xuất xe bồn được thiết kế để xuất các sản phẩm sau từ khu bể chứa sản
phẩm đến xe bồn:
- Xăng 92
- Xăng 95
- Jet A1/Kerosene
- Dầu Diesel
- Dầu FO
2.1.19 Phân xưởng pha trộn sản phẩm – Unit 054
Phân xưởng pha trộn sản phẩm bao gồm một số hệ thống độc lập để cung
cấp các cấu tử pha trộn với lưu lượng được điều khiển đến các bộ trộn. Từ các bộ
trộn các sản phẩm 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.
2.1.20 Phân xưởng Dầu rửa – Unit 055
Phân xưởng dầu rửa bao gồm 2 hệ thống dầu rửa riêng biệt:
(1) Dầu rửa trong nhà máy cho khu vực công nghệ và khu vực ngoại vi: được
cung cấp để rửa các thiết bị công nghệ, đường ống, chân thiết bị điều khiển. Các
UOP CCR Page 21
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
đường ống dầu rửa được kết nối tới các vị trí mà sản phẩm có hạt xúc tác hay có
nhiệt độ đông đặc cao.
(2) 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.

2.1.21 Phân xưởng dầu thải – Unit 056
Phân xưởng dầu thải được thiết kế để thu gom, tồn chứa và vận chuyển dầu
thải đến các phân xưởng công nghệ để chế biến lại.
Dầu thải được chia thành hai loại: dầu thải nhẹ và dầu thải nặng:
(1) Hệ thống thu gom và tồn trữ dầu thải nhẹ sau đó đưa đi chế biến lại ở phân
xưởng CDU hoặc phân xưởng RFCC;
(2) Hệ thống thu gom và tồn trữ dầu thải nặng sau đó đưa đi chế biến lại ở phân
xưởng CDU hoặc phân xưởng RFCC hoặc đưa đi làm dầu nhiên liệu cho nhà máy.
2.1.22 Khu bể chứa dầu thô – Unit 060
Khu bể chứa dầu thô được thiết kế để thực hiện các nhiệm vụ sau:
- Tiếp nhận dầu thô từ SPM (Unit 082)
- Tồn chứa và tách nước khỏi dầu thô trong các bể có gia nhiệt
- Cung cấp dầu thô cho phân xưởng chưng cất khí quyển (CDU - unit 011)
- Tiếp nhận cặn chưng cất từ CDU trong trường hợp sự cố ở phân 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 6 bể chứa, mỗi bể có thể tích chứa 65000 m3.
UOP CCR Page 22
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
2.1.23 Phao nhập dầu thô – Unit 082 (SPM)
Mục đích của phao nhập dầu thô là để cung cấp điểm neo cho tàu dầu thô và
nhập dầu thô vào khu bể chứa dầu thô. Phao SPM được đặt trong vịnh Việt Thanh
ở vị trí cách bờ khoảng 3,2km về phía đông với độ sâu mực nước khoảng 30m.
Hệ thống SPM bao gồm: phao SPM, hệ thống ống góp dưới phao (Pipeline End
Manifold – PLEM), các ống mềm trung gian, đường ống ngầm dưới đáy biển nối
PLEM với bể chứa dầu thô, bộ phận phóng và nhận dầu thô.
Chương 3:
PHÂN XƯỞNG CCR
3.1 UOP CCR Platforming

3.1.1 Nguyên liệu của quá trình.
UOP CCR Page 23
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Nguyên liệu là phần nặng của Hydrotreated Heavy Naphtha (NHT) U12.Với
thành phần lưu huỳnh và nitơ nhỏ hơn 0.5ppm khối lượng.nhiệt độ của nguyên liệu
đi vào thiết bị phản ứng là 549
o
C với lưu lượng là 133255kg/h.
Thành phần cất của nguyên liệu ảnh hưởng đến hiệu suất xăng, để đánh giá
chất lượng nguyên liệu reforming xúc tác thông qua thành phần hoá học của
nguyên liệu , hãng UOP đã đưa ra một chuẩn số tương quan K
UOP
được xác định
theo biểu thức sau :
K
UOP
= 12,6 - ( N + 2A
r
) /100
N- hàm lượng % của naphten;
A
r
- hàm lượng % của hydrocacbon thơm.
Trong nguyên liệu reforming xúc tác , K
UOP
và đặc biệt là tổng số N+ 2A
r
thay đổi trong một khoảng rộng ( tổng N + 2A
r
có thể từ 30 đến 80 ) . Nếu K

UOP
=
10 thì nguyên liệu chứa nhiều hydrocacbon thơm hơn .Nếu K
UOP
= 11 thì nguyên
liệu chứa nhiều naphten và hydrocacbon thơm một vòng . Còn nếu bằng 12 là
nguyên liệu chứa một hỗn hợp bằng nhau giữa hydrocacbon vòng và hydrocacbon
parafin , còn nếu bằng 13 thì nguyên liệu chứa chủ yếu là hydrocacbon parafin .
Như vậy,nếu K
UOP
thấp hay tổng số N + 2A
r
trong nguyên liệu càng cao thì
nguyên liệu càng chứa nhiều naphten và nguyên liệu đó càng thuận lợi để nhận
reformat có trị số octan cao .
3.1.2 Các phản xảy ra trong quá trình Reforming xúc tác.
Bao gồm các phản ứng:
 Dehydro hóa các hydrocacbon Naphten.
 Dehydro vòng hóa các các hydrocacbon paraphin
 Đồng phân hóa và hydrocracking.
Ngoài ra trong điều kiện tiến hành quá trình reforming còn các phản ứng phụ, tuy
không làm ảnh nhiều đến cân bằng của phản ứng chính , nhưng lại ảnh hưởng lớn
đến độ hoạt động và độ bền của xúc tác . Đó là các phản ứng:
UOP CCR Page 24
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
 Phản ứng phân huỷ và khử các hợp chất có chứa oxy, nitơ ,lưu huỳnh thành
H
2
S ,NH
3

, H
2
O.
 Phản ứng phân huỷ các hợp chất trung gian không bền như
Olefin, diolefin với các hydrocacbon thơm , dẫn đến tạo thành hợp chất nhựa và
cốc bám trên bề mặt xúc tác .
3.1.2.1 Phản ứng dehydrohóa naphten thành hydrocacbon thơm.
Phản ứng dehydrohóa là loại phản ứng chính để tạo ra hydrocacbon thơm.
Phản ứng này xảy ra đối với naphten thường là xyclopentan và xyclohexan
(xyclopentan thường nhiều hơn xyclohexan), xyclohexan bị dehydro hóa trực tiếp
tạo ra hợp chất thơm.
CH
3
CH
3
Đây là phản ứng thu nhiệt mạnh. Khi càng tăng nhiệt độ và giảm áp suất thì
hiệu suất hydrocacbon thơm sẽ tăng lên. Theo các số liệu và nghiên cứu cho thấy,
việc tăng tỷ số H
2
/RH nguyên liệu có ảnh hưởng không nhiều đến cân bằng của
phản ứng dehydro hóa naphten và sự ảnh hưởng này có thể bù lại bằng việc tăng
nhiệt độ của quá trình. Khi hàm lượng hydrocacbon naphten trong nguyên liệu cao,
quá trình reforming sẽ làm tăng rõ ràng hàm lượng của hydrocacbon thơm.
3.1.2.2 Phản ứng dehydro vòng hoá n-parafin:
Phương trình tổng quát có dạng:
UOP CCR Page 25
+ 3H
2
(+50 KCal/mol)

R