Mô phỏng phân xưởng chưng cất khí quyển bằng phần mềm PROII

Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
MỤC LỤC
LỜI MỞ ĐẦU 4
Chương 1 TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT 5
1.1 Tổng quan: 5
1.2 Các phân xưởng trong nhà máy lọc dầu: 7
1.2.1 Các phân xưởng công nghệ: Bao gồm 14 phân xưởng công nghệ: 7
1.2.2 Các phân xưởng phụ trợ: Bao gồm 11 phân xưởng phụ trợ: 8
1.2.3 Phân xưởng ngoại vi: 8
1.3 Sản phẩm: 8
1.4 Sơ lược về các phân xưởng công nghệ: 9
1.4.1 Phân xưởng chưng cất khí quyển (U011): 9
1.4.2 Phân xưởng NHT (U012) 10
1.4.3 Phân xưởng Reforming xúc tác liên tục CCR (U013) 10
1.4.4 Phân xưởng xử lý Kerosene KTU (U014) 11
1.4.5 Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi cặn (RFCC-U015) 11
1.4.6 Phân xưởng xử lý LPG (U 016) 12
1.4.7 Phân xưởng xử lý Naphtha của phân xưởng RFCC (U017) 12
1.4.8 Phân xưởng xử lý nước chua SWS (U018) 12
1.4.9 Phân xưởng tái sinh amine (U019) 13
1.4.10 Phân xưởng trung hòa kiềm thải (U020) 13
1.4.11 Phân xưởng thu hồi Propylen (U021) 13
1.4.12 Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (U022) 14
1.4.13 Phân xưởng đồng phân hóa (U023) 14
1.4.14 Phân xưởng xử lý LCO bằng hydro (U024) 14
1.5 Các công nghệ tiên tiến được sử dụng trong nhà máy lọc dầu Dung Quất: 14
Chương 2 GIỚI THIỆU VỀ PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN15
2.1 Tổng quan: 15
2.2 Mô tả quá trình công nghệ: 17
2.2.1 Hệ thống tiền gia nhiệt cho dầu thô: 18
2.2.2 Cụm thiết bị tách muối: 20

Trang: 1
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
2.2.3 Lò đốt: 21
2.2.4 Chưng cất dầu thô: 23
2.2.5 Cụm tháp ổn định xăng (Stabilizer Section): 28
2.2.6 Các thiết bị làm khô bằng chân không: 29
2.2.7 Vùng tạo chân không cho tháp làm khô (Vacuum Section): 30
2.2.8 Hóa chất bổ sung: 30
2.3 Nguyên lý công nghệ: 32
2.3.1 Gói thiết bị tách muối: 32
2.3.2 Gói thiết bị tạo chân không: 33
2.4 Công nghệ thiết bị: 33
2.5 Các biến công nghệ: 33
2.5.1 Lưu lượng nguyên liệu CDU: 34
2.5.2 Nhiệt độ đầu ra của lò gia nhiệt: 34
2.5.3 Nhiệt độ tại đỉnh của tháp phân tách chính T-1101: 34
2.5.4 Áp suất của tháp phân tách chính: 34
2.5.5 Các dòng hồi lưu tuần hoàn: 35
2.5.6 Sự điều chỉnh về chỉ tiêu chất lượng sản phẩm: 35
2.5.7 Hơi quá nhiệt dùng để tách phần nhẹ trong tháp tách chính T-1101: 36
2.5.8 Overflash: 36
2.5.9 Nhiệt độ của tháp ổn định xăng T-1107: 36
Chương 3 SƠ LƯỢC VỀ PRO/II 37
3.1 Sơ lược về phần mềm Pro/II: 37
3.2 Các bước tiến hành mô phỏng: 38
Chương 4 MÔ PHỎNG PHÂN XƯỞNG CDU CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT
BẰNG PHẦN MỀM MÔ PHỎNG PRO/II 40
4.1 Nguyên liệu: 40
4.2 Sơ đồ mô phỏng bằng phần mềm PRO/II 9.0: 42
4.3 Mô hình nhiệt động: 42

4.4 Xây dựng mô hình và các thông số mô phỏng cần thiết: 42
4.4.1 Lưu lượng dòng nguyên liệu và các dòng sản phẩm chính: 43
4.4.2 Các điều kiện vào tháp của dầu thô: 43
4.4.3 Thông số các dòng hơi nước quá nhiệt: 43
Trang: 2
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
4.4.4 Các thông số thiết kế và vận hành của tháp chính T-1101: 44
4.4.5 Các thông số thiết kế và vận hành của tháp stripping: 45
4.4.6 Các tiêu chuẩn kỹ thuật: 46
4.4.7 Mô hình tháp T-1101 trong mô phỏng bằng phần mềm Pro/II: 47
4.5 Tiến hành mô phỏng: 47
4.5.1 Thiết kế cho tháp chính T-1101: 47
4.5.2 Nhập các thông số cho các stripper: 53
4.5.3 Nhập các thông số cho bình tách: 53
4.6 Tháp ổn định xăng T-1107: 54
4.6.1 Mô phỏng tháp: 54
4.6.2 Phân tích kết quả mô phỏng của tháp: 56
4.6.3 Sử dụng công cụ Optimizer tối ưu đĩa nạp liệu cho tháp: 56
4.6.4 Sử dụng Case study nghiên cứu ảnh hưởng của vị trí đĩa nạp liệu đến công suất
Reboiler 57
4.7 Phân tích kết quả mô phỏng tháp chính: 61
4.7.1 Cân bằng vật chất của tháp: 61
4.7.2 Chất lượng sản phẩm: 62
4.7.3 Khảo sát một số thông số của tháp: 66
DANH MỤC BẢNG
Trang: 3
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
DANH MỤC HÌNH
LỜI MỞ ĐẦU
Mô hình hóa và mô phỏng là một phương pháp được ứng dụng rất rộng rãi từ khâu

thiết kế, chế tạo đến khâu vận hành máy móc - thiết bị, các dây chuyền công nghệ sản
xuất sản phẩm. Ngày nay, trong hầu hết các lĩnh vực kỹ thuật của con người đều sử dụng
phương pháp mô hình hóa ở những mức độ khác nhau. Điều này đặc biệt quan trọng đối
với lĩnh vực điều khiển các hệ thống kỹ thuật bởi vì điều khiển chính là quá trình thu nhận
thông tin từ hệ thống theo một mô hình nào đó và đưa ra quyết định để điều khiển hệ
thống. Lĩnh vực chế biến dầu khí không là một ngoại lệ.
Trong một nhà máy lọc dầu (NMLD) hoặc khu liên hợp lọc – hóa dầu bao gồm
nhiều phân xưởng thực hiện các chức năng khác nhau. Tùy theo nguồn nguyên liệu dầu
Trang: 4
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
thô và nhu cầu thị trường đối với từng sản phẩm mà mỗi nhà máy có một cấu hình riêng.
Tuy nhiên, ngoài đáp ứng nhu cầu thị trường thì yếu tố kinh tế khi xây dựng và vận hành
nhà máy cũng rất quan trọng. Với các số liệu sau bước khảo sát nhu cầu thị trường, nhiệm
vụ của người kỹ sư là phải thiết kế nhà máy với cấu hình phù hợp, mang lại hiệu quả kinh
tế cao nhất. Mô hình hóa và mô phỏng là một công cụ mạnh trong việc giải bài toán trên.
Ngày nay với sự trợ giúp của máy tính tốc độ cao kết hợp với các thuật toán làm cho việc
tối ưu hóa, quy hoạch và mô phỏng thuận lợi hơn.
Bất kỳ NMLD nào cũng không thể thiếu phân xưởng chưng cất dầu thô ở áp suất
khí quyển (Cruide Distillation Unit - CDU). Đây là phân xưởng đầu tiên của nhà máy, sản
phẩm của phân xưởng này là nguyên liệu cho các phân xưởng khác. Việc thiết kế hệ
thống thiết bị như nào, vận hành hệ thống ra sao để có được hiệu quả cao nhất là một bài
toán khó luôn đặt ra cho các kỹ sư. Đó cũng là lí do và hướng giải quyết của đề tài: "Mô
phỏng phân xưởng chưng cất khí quyển bằng phần mềm PRO/II".
Bản đồ án trình bày kiến thức tổng quan về phân xưởng chưng cất dầu thô ở áp
suất khí quyển, giới thiệu phần mềm mô phỏng Pro/II và tiến hành mô phỏng với các số
liệu của NMLD Dung Quất - NMLD đầu tiên ở Việt Nam. Do kiến thức cơ bản về kỹ
thuật còn hạn chế và thời gian tiếp xúc với phần mềm mô phỏng còn ít nên chắc chắn nội
dung trình bày còn nhiều thiếu sót, tôi rất mong nhận được sự góp ý và sửa chữa của thầy
cô cùng bạn bè.
Chương 1 TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT

1.1 Tổng quan:
Nhà máy lọc dầu Dung Quất đặt tại huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi. Mặt bằng dự
án gồm có 4 khu vực chính: các phân xưởng công nghệ và phụ trợ, khu bể chứa sản phẩm,
cảng xuất sản phẩm và phao rót dầu không bến, hệ thống lấy và xả nước biển. Những khu
vực này được nối với nhau bằng hệ thống ống với đường phụ liền kề.
Trang: 5
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
Hình 1.1 Sơ đồ tổng thể vị trí nhà máy lọc dầu Dung Quất.
Tổng thể nhà máy lọc dầu Dung Quất bao gồm 7 gói thầu chính:
- EPC 1: Các phân xưởng công nghệ và phụ trợ.
- EPC 2: Khu bể chứa dầu thô.
- EPC 3: Khu bể chứa trung gian, bể chứa và khu vực xuất sản phẩm.
- EPC 4: Phao rót dầu không bến SPM.
- EPC 5A: Đê chắn sóng.
- EPC 5B: Cảng xuất Sản phẩm.
- EPC 7: Khu nhà hành chính.
Trong đó, EPC (1+2+3+4) là 4 hợp đồng lớn nhất và quan trọng nhất, chiếm 80% mức
đầu tư.
Diện tích sử dụng: Diện tích tổng nhà máy được tính toán xấp xỉ là 338 hecta mặt đất
và 471 hecta mặt biển, bao gồm như sau:
- Nhà máy chính ( toàn bộ các phân xưởng công nghệ, phụ trợ và khu vực ngoại vi):
110 ha.
- Khu bể chứa dầu thô : 42 ha.
- Khu bể chứa sản phẩm: 44 ha.
Trang: 6
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
- Tuyến ống lấy nước biển và xả nước thải: 4 ha.
- Hành lang an toàn cho tuyến ống dẫn sản phẩm:40 ha.
- Cảng xuất sản phẩm: 135 ha ( mặt đất và mặt biển).
- Hệ thống phao rót dầu không bến ( SPM), đường ống ngầm dưới biển và khu vực

vòng quay tàu: 336 ha ( mặt biển).
1.2 Các phân xưởng trong nhà máy lọc dầu:
Hình 1.2 Sơ đồ các cụm phân xưởng nhà máy lọc dầu Dung Quất
1.2.1 Các phân xưởng công nghệ: Bao gồm 14 phân xưởng công nghệ:
- Phân xưởng 011: Chưng cất khí quyển (CDU)
- Phân xưởng 012: Xử lý Naphtha bằng Hydro (NHT)
- Phân xưởng 013: Reforming xúc tác liên tục (CCR)
- Phân xưởng 014: Xử lý Kerosene (KTU)
- Phân xưởng 015: Cracking xúc tác tầng sôi cặn chưng cất khí quyển (RFCC)
- Phân xưởng 016: Xử lý LPG (LTU)
- Phân xưởng 017: Xử lý Naphtha của phân xưởng RFCC (NTU)
- Phân xưởng 018: Xử lý nước chua (SWS)
- Phân xưởng 019: Tái sinh Amine (ARU)
- Phân xưởng 020: Trung hòa kiềm thải (CNU)
- Phân xưởng 021: Thu hồi Propylene (PRU)
Trang: 7
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
- Phân xưởng 022: Thu hồi lưu huỳnh (SRU)
- Phân xưởng 023: Đồng phân hóa Naphtha nhẹ (ISOMER)
- Phân xưởng 024: Xử lý LCO bằng hydro (LCO-HDT)
- Ngoài ra, Nhà máy Poly Propylen cũng là 1 phân xưởng thuộc nhà máy lọc dầu,
Phân xưởng 025: Poly Propylen (PP).
1.2.2 Các phân xưởng phụ trợ: Bao gồm 11 phân xưởng phụ trợ:
- Hệ thống cấp nước sinh hoạt, nước công nghệ, nước khử khoáng U031
- Hệ thống hơi nước và nước ngưng U032
- Phân xưởng nước làm mát U033
- Hệ thống lấy nước biển U034
- Phân xưởng khí điều khiển + khí công nghệ U035
- Hệ thống sản xuất Nitơ U036
- Hệ thống cung cấp khí nhiên liệu U037

- Hệ thống dầu nhiên liệu U038
- Hệ thống cung cấp kiềm U039
- Hệ thống nhà máy điện U040
- Hệ thống lọc nước thẩm thấu RO (Reverse Osmosic) U100
1.2.3 Phân xưởng ngoại vi:
- Khu bể chứa trung gian U051 (gồm 23 bể)
- Khu bể chứa sản phẩm U052 (gồm 22 bể)
- Trạm xuất sản phẩm bằng đường bộ U053
- Phân xưởng phối trộn sản phẩm U054
- Hệ thống phân phối dầu rửa (Flushing Oil) U055
- Phân xưởng thu hồi dầu thải U056
- Hệ thống đuốc đốt U057
- Phân xưởng xử lý nước thải PP U058
- Khu bể chứa dầu thô U060
- Đường ống dẫn sản phẩm U071
- Phao rót dầu không bến 1 điểm neo SPM U082
1.3 Sản phẩm:
• Khí hóa lỏng LPG (cho thị trường nội địa)
• Propylene
• Xăng Mogas 92/95
Trang: 8
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
• Dầu hỏa
• Nhiên liệu phản lực Jet A1
• Diesel ô tô
• Dầu đốt (FO).
1.4 Sơ lược về các phân xưởng công nghệ:
1.4.1 Phân xưởng chưng cất khí quyển (U011):
1.4.1.1 Công suất thiết kế:
6.5 triệu tấn/năm (tương đương 148.000 thùng/ngày trường hợp dầu ngọt và 141.000

thùng/ngày trường hợp dầu chua).
1.4.1.2 Mô tả chung:
Dầu thô được đưa vào phân xưởng chưng cất dầu thô, được gia nhiệt sơ bộ bằng các
dòng sản phẩm và dòng bơm tuần hoàn trước khi vào lò gia nhiệt. Dầu thô được tách phân
đoạn thành một số sản phẩm trong tháp chưng cất chính và các tháp stripper bên cạnh
sườn tháp chính. Sản phẩm Naphtha ở đỉnh được xử lý thêm trong một tháp ổn định và
một thiết bị tách.
Các sản phẩm của tháp chưng cất dầu thô:
Bảng 1.1 Các phân đoạn của CDU
Sản phẩm Đến
Full range Naphtha
Kerosene
LGO
HGO
Cặn chưng cất khí quyển RA
NHT (U 012)
KTU (U 014)
Bể chứa (qua hệ thống pha trộn)
Bể chứa hoặc LCO-HDT (hoặc đi qua hệ thống pha trộn)
Phân xưởng RFCC
Sản phẩm nhẹ từ đỉnh tháp chưng cất CDU được đưa qua cụm xử lý khí của cụm phân
xưởng RFCC, sau đó qua phân xuởng xử lý khí hóa lỏng LPG.
Full range naphtha được đưa qua phân xưởng xử lý Naphtha bằng Hydro, sau đó được
đưa đến tháp spliter và được phân tách thành 2 dòng: Light Naphtha và Heavy Naphtha.
- Light Naphtha làm nguyên liệu cho phân xưởng ISOME.
- Heavy Naphtha được dùng làm nguyên liệu cho phân xưởng CCR.
Dòng Kerosene từ phân xưởng chưng cất khí quyển được đưa trực tiếp tới bể chứa
Kerosene hoặc được sử dụng làm nguyên liệu trộn để sản xuất Diesel, hoặc nó được đưa
tới phân xưởng xử lý Kerosene. Tại đây dòng nguyên liệu được xử lý để loại bỏ thành
phần mercaptan (RSH), Hydrosulfide (H

2
S), acid Naphthenic (RCOOH) và nước.
Trang: 9
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
Kerosene sau khi xử lý và phun phụ gia chống tĩnh điện (anti-static) vào sẽ được đưa tới
bể chứa sản phẩm, và được dùng làm nhiên liệu phản lực JetA1.
LGO được bơm trực tiếp đến phân xưởng LCO-HDT hoặc đến hệ thống pha trộn
Diesel để cho ra Diesel thương phẩm và được bơm đến bể chứa sản phẩm.
HGO được bơm trực tiếp đến phân xưởng LCO-HDT hoặc đến bể chứa trung gian và
làm cấu tử để phối trộn Diesel/Dầu đốt.
Cặn chưng cất khí quyển làm nguyên liệu cho RFCC để nâng cấp thành các sản phẩm
có giá trị thương phẩm cao hơn.
1.4.2 Phân xưởng NHT (U012)
1.4.2.1 Công suất: 23.500 thùng/ngày.
1.4.2.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP.
1.4.2.3 Mô tả chung:
Phân xưởng xử lí Naphtha bằng Hydro xử lý toàn bộ phân đoạn Naphtha của CDU.
Phân xưởng gồm 1 lò phản ứng xúc tác tầng chặt, tuổi thọ xúc tác tối thiểu 2 năm. Phân
xưởng còn có thiết bị tái sinh xúc tác. Sản phẩm lỏng đi qua tháp tách LN và HN. Còn khí
của NHT sẽ được đưa qua cụm xử lý khí của phân xưởng RFCC, được làm sạch bằng quá
trình hấp thụ bằng Amine.
1.4.3 Phân xưởng Reforming xúc tác liên tục CCR (U013)
1.4.3.1 Công suất thiết kế: 21.100 thùng/ngày.
1.4.3.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP.
1.4.3.3 Mô tả chung:
Phân xưởng CCR xử lý nguyên liệu là Heavy Naphtha (HN) đã xử lý bằng Hydro tại
phân xưởng NHT. Nguyên liệu đi vào thiết bị phản ứng tiếp xúc với các tầng xúc tác tuần
hoàn, chúng được tái sinh liên tục để duy trì hoạt tính xúc tác. Sản phẩm đi ra từ thiết bị
phản ứng được tách thành 2 dòng.
Dòng khí giàu H

2
được tuần hoàn để trộn chung với dòng nguyên liệu, một phần đi
cung cấp cho NHT, ISOME, LCO-HDT và phân xưởng PP.
Dòng lỏng đi qua một loạt các thiết bị phân tách để thu hồi LPG, reformate thu được
qua bể chứa trung gian để làm cấu tử phối trộn xăng Mogas 92/95 thương phẩm.
Trang: 10
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
1.4.4 Phân xưởng xử lý Kerosene KTU (U014)
1.4.4.1 Công suất: 10.000 thùng/ngày.
1.4.4.2 Nhà cung cấp bản quyền: Merichem.
1.4.4.3 Mô tả chung:
Phân xưởng xử lý Kerosene được thiết kế để xử lý phân đoạn Kerosene từ phân xưởng
chưng cất dầu thô với mục đích loại bỏ thành phần mercaptan (RSH), hydrosulfide (H
2
S),
acid naphthenic (RCOOH) và nước.
Dung dịch kiềm với nồng độ 20
o
Be và 20
o
Be được cung cấp từ khu vực phụ trợ
(U039).
Sản phẩm từ phân xưởng xử lý Kerosene sẽ được phun phụ gia chống tĩnh điện (anti-
static) vào và được đưa tới bể chứa sản phẩm để dùng làm nhiên liệu phản lực JetA1 hoặc
được đưa đến bể chứa trung gian làm nguyên liệu phối trộn Diesel thương phẩm. Dung
dịch Amine loãng (MEA) sẽ được sử dụng trong phân xưởng KTU theo từng mẻ gián
đoạn để tái sinh.
1.4.5 Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi cặn (RFCC-U015)
1.4.5.1 Công suất: 69.700 thùng/ngày
1.4.5.2 Nhà cung cấp bản quyền: IFP

1.4.5.3 Chế độ vận hành:
- Max Naphtha RFCC ( Tối đa xăng)
- Max Distillat ( Tối đa LCO )
1.4.5.4 Mô tả chung:
Phân xưởng RFCC nhận trực tiếp phần cặn chưng cất khí quyển nóng từ phân xưởng
chưng cất khí quyển, hoặc phần cặn nguội từ bể chứa.
Cụm chuyển hóa và phân tách: gồm có thiết bị phản ứng, thiết bị tái sinh, tháp chưng
cất chính, thiết bị kiểm soát xúc tác và các thiết bị phụ trợ khác.
Bộ phận chuyển hóa của phân xưởng RFCC sẽ chế biến ra các dòng sau:
- Dòng khí ướt được dẫn tới cụm xử lý khí RFCC
- Dòng naphta được dẫn tới phân xưởng NTU
- Dòng dầu nhẹ (LCO) được đưa đến bể chứa và phân xưởng LCO-HDT.
- Dòng dầu cặn (DCO) được đưa tới hệ thống pha trộn dầu đốt hoặc bồn chứa dầu
đốt dùng cho nhà máy.
Cụm xử lý khí RFCC: Cụm xử lý khí RFCC gồm có hai tháp hấp thụ bằng Amine và
một thiết bị stripping để xử lý khí nhiên liệu và khí hóa lỏng LPG trước khi chúng ra khỏi
thiết bị và sẽ sử dụng dòng Amine sạch từ tháp tái sinh Amine (ARU). Dòng Amine bẩn
sẽ được đưa trở lại ARU để tái sinh.
Trang: 11
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
Dòng khí ướt và sản phẩm đỉnh từ tháp chưng cất chính được đưa tới cụm xử lý khí
của phân xưởng RFCC, sẽ tạo ra các dòng sau:
-Dòng FG chưa bão hòa đi ra từ tháp hấp thụ bằng Amine.
-Dòng hỗn hợp C3/C4 được đưa tới phân xưởng xử lý LPG (LTU) trước khi phân
tách ra trong phân xưởng thu hồi Propylene (PRU).
-Toàn bộ dòng Naphtha thu hồi được đưa tới phân xưởng xử lý Naphtha của phân
xưởng RFCC (NTU).
1.4.6 Phân xưởng xử lý LPG (U 016)
1.4.6.1 Công suất: 21.100 thùng/ngày.
1.4.6.2 Nhà cung cấp bản quyền: Merichem.

1.4.6.3 Công nghệ: tiếp xúc màng sợi Fiber-film contractor.
1.4.6.4 Mô tả chung:
Phân xưởng xử lý LPG được thiết kế để xử lý dòng C3/C4 từ cụm xử lý khí RFCC
trước khi đưa tới phân xưởng thu hồi Propylene. Phần lớn H
2
S trong dòng LPG được tách
ra trong tháp hấp thụ bằng Amine nằm trong cụm xử lý khí RFCC.
Phân xưởng xử lý LPG được thiết kế làm giảm hàm lượng mercaptan, carbonyl sulfide
và H
2
S trong dòng C3/C4.
1.4.7 Phân xưởng xử lý Naphtha của phân xưởng RFCC (U017)
1.4.7.1 Công suất: 45.000 thùng/ngày.
1.4.7.2 Nhà cung cấp bản quyền: Merichem.
1.4.7.3 Công nghệ: Tiếp xúc màng-sợi
1.4.7.4 Mô tả chung:
Phân xưởng xử lý Naphtha bằng được thiết kế để xử lý Naphtha sinh ra từ RFCC, mục
đích là làm giảm hàm lượng Mercaptan, S đến mức tối thiểu.
Sản phẩm từ phân xưởng NTU được đưa tới hệ thống pha trộn xăng.
Bể chứa sản phẩm không đạt chất lượng được đặt ở cuối đầu ra của phân xưởng NTU.
Kiềm sạch ở nồng độ thích hợp được cung cấp cho phân xưởng để dùng cho xử lý. Kiềm
đã qua sử dụng từ tháp xử lý được dẫn tới phân xưởng trung hòa kiềm.
1.4.8 Phân xưởng xử lý nước chua SWS (U018)
Mô tả chung:
Nước chua từ các phân xưởng CDU, NHT và RFCC được đưa tới bình ổn định, tại
đây các hydrocarbon được tách khí. Dòng khí chua này được đưa tới đầu đuốc đốt khí
chua. Hỗn hợp nước chua được bơm qua thiết bị trao đổi nhiệt nguyên liệu và sản phẩm
đáy tới cột tách, tại đây ammoniac và H
2
S hòa tan được loại ra khỏi nước chua. Khí chua

Trang: 12
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
ở đỉnh của tháp tách được ngưng tụ và hồi lưu, và phần khí chua còn lại với nồng độ cao
được dẫn tới đuốc đốt khí chua.
Nước đã khử chua được làm mát bằng dòng nguyên liệu và không khí trước khi dẫn
tới phân xưởng xử lý nước thải (ETP). Một phần nước đã khử chua được sử dụng làm
nước tách muối trong phân xưởng CDU.
1.4.9 Phân xưởng tái sinh amine (U019)
Dòng amine bẩn từ phân xưởng RFCC được đưa đến bình ổn định để loại bỏ
hydrocacbon và khí khỏi amine. Dầu tràn ra được dẫn đến bể chứa dầu thải nhẹ, khí chua
được làm sạch và dẫn đến hệ thống khí nhiên liệu.
Dòng amine bẩn được đưa đến thiết bị trao đổi nhiệt giữa nguyên liệu và sản phẩm, rồi
đến tháp tái sinh để tách H
2
S. Khí chua ở đỉnh tháp tách được ngưng tụ và hồi lưu, khí
chua còn lại được đưa qua hệ thống đốt khí chua.
Dòng Amine sạch tách ra được làm mát bằng dòng nguyên liệu và không khí. Amine
sạch sau đó được xử lý bằng tác nhân chống tạo bọt và bơm ngược trở lại các tháp hấp thụ
H
2
S trong phân xưởng RFCC. Một phần dòng Amine được lọc để loại bỏ tạp chất.
Trong trường hợp phân xưởng dừng hoạt động, một bể có khả năng chứa toàn bộ
lượng Amine đã qua sử dụng. Amine sạch được chứa trong một bể nhỏ bổ sung để pha
chế dung dịch Amine ban đầu và dung dịch Amine bổ sung.
1.4.10 Phân xưởng trung hòa kiềm thải (U020)
Phân xưởng trung hòa Kiềm thải dùng để trung hòa và loại bỏ dầu phenolic và
naphthenic ra khỏi các dòng kiềm thải.
Kiềm thải được tách khí và sau đó được trung hòa bằng acid sulfuric. Nước muối
trung hòa được đưa tới phân xưởng xử lý dòng thải. Khí chua sinh ra từ phân xưởng được
đưa đến đuốc đốt khí chua. Các dòng đưa tới phân xưởng trên cơ sở từng mẻ và liên tục.

Phân xưởng được thiết kế để tạo ra nước muối trung tính có pH nằm trong khoảng từ
6-8, với nguyên liệu theo thiết kế. Acid sulfuric sạch được cung cấp từ bể chứa nằm trong
phạm vi phân xưởng.
1.4.11 Phân xưởng thu hồi Propylen (U021)
Phân xưởng thu hồi Propylene được thiết kế để xử lý dòng hỗn hợp C3/C4 từ phân
xưởng xử lý LPG. Phân xưởng PRU sẽ tách và tinh chế Propylene để đạt được đặc tính kỹ
thuật của loại Propylene độ sạch polymer hóa 99.6% khối lượng. Giai đoạn đầu trong quá
trình loại C4 ra khỏi LPG trong một tháp tách C3/C4. Thiết bị tách chính
Propane/Propylene có hai cấp.
Cấp một là giai đoạn tách C
2
-
.
Trang: 13
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
Cấp hai là cột tách propane/Propylene. Sản phẩm Propylene từ cột tách
Propane/Propylene tiếp tục được tinh chế thêm. Giai đoạn thứ nhất sẽ là loại bỏ carbonyl
sulfur bằng xúc tác khô. Giai đoạn thứ hai thông thường bao gồm việc loại bỏ Asen,
Phosphor và antimoan bằng tầng xúc tác khô. Các giai đoạn tinh chế được kết hợp trong
cùng một tháp.
1.4.12 Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (U022)
Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh bằng phương pháp Claus (SRU), công suất xử lý 3 tấn
lưu huỳnh/ngày để xử lý khí acid từ phân xưởng ARU, khí thoát ra từ phân xưởng SWS
và khí thải từ CNU. Khí acid từ ARU được đưa tới lò phản ứng, khí thoát ra từ phân
xưởng SWS và khí thải từ CNU được đưa tới lò đốt.
Sản phẩm lưu huỳnh thu hồi tối thiểu là 99.9% và hiệu suất thu hồi lưu huỳnh của
phân xưởng Claus không nhỏ hơn 92.6%.
Nồng độ phát tán các khí NOx, SOx, và CO từ lò đốt của phân xưởng sẽ đáp ứng tiêu
chuẩn chất lượng khí Việt Nam (TVCN 5939-1995).
1.4.13 Phân xưởng đồng phân hóa (U023)

1.4.13.1 Công suất: 65000 thùng/ngày
1.4.13.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP
1.4.13.3 Mô tả chung:
Phân xưởng Isomer với mục đích tạo ra các sản phẩm đồng phân có chỉ số octane cao
hơn, nguyên liệu được sử dụng là phân đoạn Naphtha nhẹ đã xử lý hydro từ phân xưởng
NHT.
1.4.14 Phân xưởng xử lý LCO bằng hydro (U024)
1.4.14.1 Công suất: 1.320.000 tấn/năm
1.4.14.2 Nhà cung cấp bản quyền: IFP (Axens)
1.4.14.3 Mô tả chung:
Phân xưởng LCO-HDT xử lý dòng LCO từ phân xưởng RFCC bằng hydro nhằm tăng
độ ổn định cho LCO để làm nguyên liệu phối trộn vào Diesel thương phẩm.
1.5 Các công nghệ tiên tiến được sử dụng trong nhà máy lọc dầu Dung Quất:
NMLD Dung Quất sử dụng các công nghệ hiện đại, mua bản quyền công nghệ từ các
công ty rất nổi tiếng như UOP (Mỹ), MERICHEM (Mỹ) và IFP (Pháp), cho các phân
xưởng:
- Cụm phân xưởng xử lý bằng hydro nguyên liệu và phân xưởng Reforming xúc tác
liên tục (NHT-CCR): phân xưởng CCR này nhằm nâng cao chỉ số octane (RON) của xăng
nặng đi ra từ quá trình chưng cất khí quyển dầu thô (CDU), làm nguyên liêụ để phối trộn
Trang: 14
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
xăng thương phẩm. Mặc khác phân xưởng này còn cung cấp một lượng H
2
cho các phân
xưởng xử lý bằng H
2
của nhà máy như NHT (xử lý nguyên liệu cho phân xưởng
Reforming xúc tác liên tục (CCR), LCO-HDT, PP). Ưu điểm của công nghệ UOP đối với
phân xưởng CCR là tăng hiệu suất sản phẩm, khả năng tái sinh xúc tác cao và yêu cầu về
bảo dưỡng thấp.

- Phân xưởng cracking xúc tác tầng sôi nguyên liệu cặn (RFCC), sử dụng công nghệ
R2R của IFP (Pháp) để chuyển hóa nguyên liệu cặn của phân xưởng chưng cất khí quyển
(CDU) thành các sản phẩm như: khí đốt (FG), khí hóa lỏng (LPG), Gasoline, LCO, HCO
+ Slurry và cốc. Phân xưởng bao gồm hệ thống phun nguyên liệu, thiết bị phản ứng dạng
ống đứng riser, hệ thống tách đầu ra của riser, bộ phận bốc các hydrocarbon nhẹ trên xúc
tác, bậc thiết bị tái sinh thứ nhất, bậc thiết bị tái sinh thứ hai, bộ phận rút xúc tác, các
đường vận chuyển xúc tác, hệ thống điều khiển…Công nghệ R2R có ưu điểm là làm tăng
độ linh động của quá trình trong một khoảng rộng của nguyên liệu, tăng hiệu suất các
phân đoạn nhẹ như gasoline, distillate đồng thời giảm hiệu suất cốc và khí nhiên liệu.
- Công nghệ thiết bị tiếp xúc dưới dạng màng film xảy ra trên sợi kim loại được sử
dụng trong các phân xưởng như: phân xưởng xử lý Kerosene (KTU), phân xưởng xử lý
xăng Naphtha của RFCC (NTU), phân xưởng xử lý LPG (LTU) và phân xưởng trung hòa
kiềm (CNU) nhằm mục đích xử lý H
2
S và mercaptan có mùi khó chịu và ăn mòn (KTU,
LTU, NTU) và trung hòa kiềm (CNU).
Chương 2 GIỚI THIỆU VỀ PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ
QUYỂN
2.1 Tổng quan:
Phân xưởng CDU có thể xem là phân xưởng “cửa ngõ” của nhà máy lọc dầu với
nhiệm vụ phân tách dầu thô thành những phân đoạn nhỏ hơn theo những khoảng nhiệt
độ sôi khác nhau.
Phân xưởng CDU của nhà máy lọc dầu Dung Quất được thiết kế với công suất 6.5
(triệu tấn dầu thô/năm) tương đương với 812500 (kg/h) (tính theo 8000h làm việc trong 1
năm). Dự kiến đến năm 2015, nhà máy sẽ tăng công suất lên 9 triệu tấn/năm, trong đó
CDU sẽ sản xuất 7.5 triệu tấn/năm, còn lại phân xưởng VDU 1.5 triệu tấn/năm. Nhiệm vụ
của đề tài là “Thiết kế hệ thống chưng cất tại 100% năng suất (6.5 triệu tấn/năm) của nhà
máy lọc dầu Dung Quất bằng phần mềm mô phỏng PRO/II”.
Trang: 15
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng

Hình 2.1 Mô hình 3D của phân xưởng CDU nhà máy lọc dầu Dung Quất theo
hướng Đông Nam
Trang: 16
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
Hình 2.2 Mô hình 3D của phân xưởng CDU nhà máy lọc dầu Dung Quất theo
hướng Tây Nam
2.2 Mô tả quá trình công nghệ:
Quá trình phân tách thực hiện trong tháp chưng cất khí quyển có 48 đĩa, có thiết bị
ngưng tụ đỉnh nhưng không có thiết bị đun sôi lại ở đáy tháp, hoạt động dưới áp suất từ
1÷ 3 (bars). Các dòng sản phẩm được trích ra từ các tháp tách cạnh sườn (strippers), các
tháp strippers gồm:
- Stripper Kerosene dùng lưu chất HGO để đun sôi lại tại đáy tháp.
- Strippers LGO, HGO: dùng hơi nước để bay hơi các cấu tử nhẹ của các dòng sản
phẩm LGO, HGO.
Các phần nhẹ bay hơi từ các Strippers được đưa lại tháp chính tại vị trí phía trên đĩa
lấy sản phẩm (Draw-off tray).
Chiều cao tổng thể của tháp chưng cất khí quyển khoảng 50 mét, được trang bị qui
ước từ 30÷50 đĩa van, còn các tháp tách cạnh sườn (strippers) có từ 2÷10 đĩa cùng loại
với tháp chính.
Dầu thô được nâng nhiệt sơ bộ thông qua các thiết bị trao đổi nhiệt sử dụng nhiệt thu
hồi từ các sản phẩm và từ các dòng hồi lưu tuần hoàn đến nhiệt độ khoảng 140
O
C, tại
nhiệt độ này dầu thô được khử muối. Công đoạn này được thực hiện ở áp suất đủ lớn (10
÷13 kg/cm
g
2
) nhằm mục đích giữ cho hỗn hợp dầu thô và nước tồn tại ở trạng thái lỏng
Trang: 17
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng

tại nhiệt độ mong muốn. Dầu thô sau khi tách muối sẽ tiếp tục được nâng nhiệt thông qua
các thiết bị gia nhiệt khác nhằm thu hồi tối đa lượng nhiệt từ các dòng sản phẩm có nhiệt
độ sôi cao hơn và sau đó đưa vào lò đốt nhằm nhằm tăng nhiệt độ của dầu thô lên đến
nhiệt độ mong muốn (khoảng 340-360
o
C) trước khi đưa vào tháp phân tách chính. Hơi tại
đỉnh tháp được ngưng tụ thông qua hệ thống làm nguội bằng quạt rồi vào bình hồi lưu.
Tại đây dòng naphtha lấy ra sẽ được đưa qua tháp ổn định xăng nhằm loại bỏ các thành
phần nhẹ và nước. Naphtha sau khi xử lý sẽ được đưa trực tiếp sang phân xưởng NHT
hoặc qua bể chứa trung gian. Các dòng sản phẩm tách cạnh sườn sẽ qua các thiết bị
strippers để loại bỏ các thành phần nhẹ (dùng hơi nước hoặc thiết bị đun sôi lại). Phần nhẹ
tách ra sẽ quay về thân tháp (đây được coi là dòng hồi lưu trung gian), còn phần nặng
được xem là sản phẩm của phân xưởng.
Trước khi đi đến bể chứa, các dòng sản phẩm được cho qua thiết bị thu hồi nhiệt để
tận dụng lượng nhiệt thừa, đồng thời làm giảm nhiệt độ của sản phẩm trước khi vào bể
chứa.
Sản phẩm đáy (RA) mang một lượng nhiệt khá lớn được đem đi trao đổi nhiệt với
dòng nguyên liệu. Sau đó, chia làm 2 dòng: 1 dòng đi qua làm nguyên liệu cho phân
xưởng RFCC ở nhiệt độ 90
0
C, áp suất 5,5 kg/cm
2
g; dòng còn lại đi qua các thiết bị trao
đổi nhiệt để tiếp tục làm lạnh ở nhiệt độ 70
0
C rồi mới đưa vào bể chứa.
2.2.1 Hệ thống tiền gia nhiệt cho dầu thô:
Dầu thô được bơm từ bể chứa đến phân xưởng chưng cất dầu thô bởi bơm nguyên liệu
P-6001A/B/C. Sau khi đi vào cụm phân xưởng, dầu thô được gia nhiệt tại 2 dãy thiết bị
trao đổi nhiệt (mỗi dãy bao gồm 2 nhánh song song nhau) bị phân cách bởi thiết bị tách

muối để thu hồi nhiệt nhằm nâng nhiệt độ của dầu thô.
Tại dãy trao đổi nhiệt đầu tiên (dãy tiền gia nhiệt nguội), nhiệt độ của dầu thô từ 50
o
C
được nâng lên 140–133
o
C 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-TV-007A và 011-TV-007B
đặt tại đầu vào của các thiết bị trao đổi nhiệt E-1101 và E-1102 tương ứng.
Sau khi ra khỏi thiết bị tách muối, dầu thô được bơm bởi Booster bơm P-1101A/B đến
dãy tiền gia nhiệt nóng (Hot Preheat Crude Train) (dãy thứ hai), nhiệt độ của dầu thô
được nâng lên từ 140-133
o
C đến 283-277
o
C 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 là tương đương
nhau, dòng dầu vào được điều chỉnh bởi hai van điều khiển 011-TV-015A và 011-TV-
015B đặt tại đầu vào của các thiết bị trao đổi nhiệt E-1105A-J và E-1106A-F tương ứng.
Trang: 18
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
Bảng 2 tóm tắt các thiết bị trao đổi nhiệt cũng như các dòng sản phẩm nóng được sử
dụng trong mỗi thiết bị trao đổi nhiệt.
Bảng 2: Dãy các thiết bị trao đổi nhiệt

Nhánh A Nhánh B
Dãy tiền gia nhiệt nguội
E-1101 A-H*
Trao đổi với dòng cặn chưng cất từ

E-1105.
E-1102
Trao đổi với dòng Kerosene hồi lưu
tuần hoàn đi từ bơm P-1103.
E-1103A/B
Trao đổi với dòng Light Gas Oil
đi từ tháp T-1103.
E-1104**
Trao đổi với dòng Heavy Gas Oil đi từ
E-1107.

Dãy tiền gia nhiệt nóng
E-1105A-J*
Trao đổi với dòng cặn chưng cất từ
E-1108.
E-1107**
Trao đổi với dòng Heavy Gas Oil đi
từ
tháp T-1104.
E-1109
Trao đổi với dòng Heavy Gas Oil
hồi
lưu tuần hoàn từ bơm P-1105.
E-1108A-D*
Trao đổi với dòng cặn chưng cất
đi từ E-1134.
E-1134 A/B*
Trao đổi với dòng cặn chưng cất đi
từ
bơm P-1106.

Trang: 19
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
* Cặn chưng cất qua các thiết bị trao đổi nhiệt nối tiếp nhau (E-1101, E-1105, E1108,
E-1134).
** Dòng HGO đi qua các thiết bị trao đổi nhiệt nối tiếp nhau (E-1104, E-1107).
2.2.2 Cụm thiết bị tách muối:
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 mắc nối tiếp nhau
(A-1101-D-01/02), tại đó hàm lượng muối hòa tan được tách ra cùng với nước nhằm đạt
tiêu chuẩn là 2.0 ppm khối lượng (tối đa) và nước tự do là 0.2% thể tích (tối đa) tại nhiệt
độ vận hành của thiết bị tách muối.
Dầu thô có chứa các chất cặn đến từ dãy tiền gia nhiệt nguội (E-1101A/H, E-1102, 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 (A-1101-M-01) như là thiết bị
phân tán dầu thô/nước nhằm tăng diện tích tiếp xúc bề mặt giữa hai chất lỏng để đạt đến
giá trị tối ưu. Sau khi ra khỏi thiết bị trộn, hỗn hợp dầu và nước được hợp nhất ở trạng
thái nhũ tương tại van trộn 011-PDV-503 đặt ở dòng vào của thiết bị tách muối cấp thứ
nhất A-1101-D01. Dòng lưu thể đi vào thiết bị tách muối cấp thứ nhất và được tách ra làm
2 pha khác nhau (dầu thô và nước) dưới tác động của lực tĩnh điện. Dầu thô đã được tách
muối dịch chuyển lên phần đỉnh của bình tách còn nước hòa tan muối đi xuống phần đáy
của bình tách và được đưa đến phân xưởng xử lý nước thải ETP.
Dầu thô từ thiết bị tách muối cấp thứ nhất A-1101-D-01 được trộn với nước rửa muối
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 tách muối thứ hai
có thể được đưa trở lại trước thiết bị trộn tĩnh thứ hai thông qua van FV-164 nhờ bơm
nước tuần hoàn P-1118A/B nhằm cải thiện quá trình tách muối).
Độ nhũ trong mỗi thiết bị tách muối được điều chỉnh và kiểm soát bằng bộ điều khiển
chênh áp ở 011-PDIC-503/506.
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 đỉnh của bể tách
còn nước đi ra từ đáy của thiết bị tách muối, tuần hoàn trở lại ở thiết bị tách muối thứ nhất
bởi bơm P-1118 A/B.
Trang: 20
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
Hệ thống tách muối được thiết kế có thể vận hành với chỉ một cấp (một trong hai thiết
bị tách có thể ngừng). Ngoài ra, không cho phép việc ngừng hoàn toàn cả hai thiết bị tách
muối cùng lúc, các van tại đầu hút của Booster bơm P-1101 sẽ đóng lại khi cả hai van ở
đường bypass đều mở thông qua khóa liên hợp 011-SP-815.
Nhằm tăng hiệu quả tách muối và nước ở thiết bị tách muối cũng như giảm thiểu
lượng dầu cuốn theo dòng nước thải, hóa chất phá nhũ từ bể chứa A-1104-D-12 được
bơm A-1104-P-23A/B đưa đến cho cả dòng nguyên liệu dầu thô trước dãy tiền gia nhiệt
nguội và trước khi vào thiết bị tách muối cấp thứ hai.
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 muối đi
từ E-1128 để sục vào phần chất rắn tích tụ tại đáy của bể tách và các chất rắn được rửa đi
ra khỏi bể cùng với dòng nước thải.
Nước thải trong quá trình rửa muối bao gồm nước rửa bùn, nước trong nguyên liệu
dầu thô ban đầu cũng như nước thải ra từ quá trình tách muối, muối và các tạp chất thải ra
trong quá trình tách muối. Nước thải được làm nguội, đầu tiên là gia nhiệt cho dòng nước
sạch cung cấp cho quá trình tách muối tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1128 A-E và tiếp tục
được làm nguội sâu hơn tại thiết bị làm nguội bằng không khí (E-1129). Cuối cùng dòng
nước thải được đưa đến phân xưởng xử lý nước thải ETP.
Bơm nước rửa muối P-1119A/B được sử dụng để bơm nước sạch từ bình chứa nước
rửa muối D-1109 đến các thiết bị trao đổi nhiệt E-1128 A-E nhằm nâng nhiệt độ của nước
rửa muối lên 120
o
C trước khi đi vào thiết bị tách muối thứ nhất (A-1101-D-01).
Nguồn nước sạch dùng cho quá trình rửa muối được đưa đến bình D-1109 có thể được
cấp bởi nước từ phân xưởng xử lý nước chua Sour Water Stripper Unit (Unit 18), nước

sinh hoạt hoặc nước công nghệ từ bơm P-1121A/B. Tuy nhiên, việc sử dụng dòng nước
công nghệ để rửa muối bị hạn chế trong trường hợp chế biến dầu ngọt.
2.2.3 Lò đốt:
Để nâng nhiệt độ của dầu thô đến nhiệt độ cần thiết cho quá trình chưng cất (340-
364
o
C tương ứng với trường hợp vận hành dầu Bạch Hổ hay dầu Dubai) và hóa hơi một
phần dầu thô, lò đốt H-1101 được đặt sau dãy tiền gia nhiệt nóng.
Lò gia nhiệt H-1101 được thiết kế với công suất 83740 kW. Lò đốt bao gồm 02 buồng
đốt bức xạ hình trụ và chỉ duy nhất 1 vùng đối lưu. Khi đi vào vùng đối lưu, dòng dầu thô
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.
Trang: 21
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
Ngoài ra, một lượng nhiệt từ dòng khí thải còn được dùng để tạo hơi quá nhiệt thấp áp
với 3 dãy ống trên vùng đối lưu.
Vùng bức xạ được bố trí hai buồng đốt giống hệt nhau với hệ thống ống gia nhiệt cho
dầu thô đặt thẳng đứng. Có 72 ống trong mỗi buồng đốt, mỗi ống có chiều dài là 17.9m.
Những ống này có các giá đỡ đặt tại đỉnh, các điểm neo ở khoảng giữa và đáy của ống.
Bước chuyển tiếp của các ống từ vùng đối lưu đến vùng bức xạ đặt ở bên ngoài lò đốt và
được hàn kín.
Vùng đối lưu đặt ở phía trên 2 buồng đốt bao gồm 18 lớp ống của 8 dãy ống dầu thô
và 3 lớp ống để sản xuất hơi quá nhiệt. 3 lớp ống công nghệ tại cuối vùng đối lưu là các
ống trần còn 15 dãy ống còn lại ở phía trên cũng như 3 dãy ống để sản xuất hơi quá nhiệt
đều được lắp thêm các cánh tản nhiệt với chiều cao ¾” dọc theo thân ống nhằm tăng bề
mặt hấp thu nhiệt từ quá trình đốt nhiên liệu (Fuel Gas và Fuel Oil).
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) được 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 cho phép đi vào

đầu mồi (pilot) được điều chỉnh phụ thuộc vào khối lượng phân tử của nhiên liệu đốt. Khi
dùng LPG để mồi thì Venturi sẽ được mở một phần và điều chỉnh bằng cách quan sát màu
sắc của ngọn lửa. Tuy nhiên, khi sử dụng nhiên liệu với khối lượng phân tử thấp hơn,
Venturi sẽ đóng không cho dòng không khí đi vào đầu mồi. Đầu mồi được sử dụng nhiên
liệu có khối lượng phân tử thấp với khí dư quá nhiều, sẽ phát ra tiếng ồn và người vận
hành trong trường hợp này phải đóng Venturi lại.
Có 3 damper đặt ở phía trên vùng đối lưu nhằm điều chỉnh mức độ lưu thông khí
(draft) trong lò đốt. Để điều chỉnh draft một cách hợp lý, người vận hành phải kiểm tra
draft tại đỉnh của vùng bức xạ thông qua số đo của thiết bị hiển thị áp suất 011-PG-511
(giá trị thích hợp là -2.5 mm wc.g).Người vận hành có thể tác động đến draft trong lò đốt
bằng 3 hệ thống điều khiển bằng tay 011-HIC-510 A/B/C được lắp đặt ở ngoài field cũng
như xử lý tình trạng dòng khí thải phân phối không đồng đều trong lò đốt. Các damper
được thiết kế với chế độ ngừng hoàn toàn để cho dòng khí thải có thể đi ra ngoài một cách
thông suốt. Vị trí của damper mở hoàn toàn trong trường hợp dòng không khí hoặc dòng
điện bị hư hỏng.
Lò đốt H-1101 được thiết kế để vận hành với chế độ lưu thông cưỡng bức. Lò đốt có 2
quạt thổi (blower) (B-1101A/B) được đặt song song nhau (1 blower hoạt động và 1
damper còn lại dự phòng). Cả hai blower được thiết kế với 120% công suất thiết kế cho
dòng không khí. Lưu lượng dòng không khí được điều chỉnh bởi các cánh dẫn lưu không
Trang: 22
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
khí ở mỗi blower. Có một thiết bị chuyển hướng (011-XV-500) được lắp đặt nhằm cách ly
giữa blower dự phòng và blower đang chạy. Vị trí của thiết bị chuyển hướng được điều
chỉnh bằng tay và bảng điều chỉnh 011-XZL-500 được lắp đặt nhằm cho biết thông tin về
vị trí hiện tại của thiết bị chuyển hướng.
Công suất của lò đốt được điều khiển bởi nhiệt độ của dầu thô ra khỏi lò. Nhiệt độ dầu
thô đi vào tháp chưng cất chính được điều khiển thông qua bộ điều khiển 011-TIC-070.
Bộ điều khiển này sẽ thông qua bộ tính toán nhằm đặt ra giá trị mong muốn (setpoint) cho
thiết bị điều khiển dòng dầu đốt, khí đốt cũng như dòng không khí cần cung cấp. Nói một
cách khác, khi muốn tăng công suất của lò đốt theo yêu cầu, dòng không khí cấp vào sẽ

tăng trước khi tăng dòng khí nhiên liệu. Ngược lại, khi giảm công suất của lò đốt, dòng
khí đốt phải giảm trước khi giảm dòng không khí. Dòng không khí phải luôn được cung
cấp một cách đầy đủ và đảm bảo trong suốt quá trình vận hành.
Nguyên tắc điều khiển lò đốt phải được tuân thủ trong suốt quá trình vận hành bình
thường. Tuy nhiên, khi khởi động, nguyên tắc này có thể được chuyển sang chế độ vận
hành bằng tay dưới sự giám sát chặt chẽ của người vận hành.
Không khí dư theo tính toán (tối ưu) phải được duy trì tại mọi thời điểm. Điều này có
thể thực hiện được bằng cách điều chỉnh tỷ lệ không khí/nhiên liệu (air/fuel ratio) bởi bộ
điều khiển 011-HIC-077 trong suốt quá trình vận hành.
Dòng hơi thấp áp đi vào các ống hơi quá nhiệt được điều khiển để đạt được giá trị
nhiệt độ đầu ra của dòng hơi quá nhiệt theo mong muốn. Các giá trị cần điều chỉnh được
thực hiện thông qua vòng điều khiển 011-TT/TIC/TV-063.
2.2.4 Chưng cất dầu thô:
Nguyên liệu dầu thô hóa hơi một phần đi vào Tháp chưng cất chính T-1101 (Main
Fractionator), tại vùng nạp liệu nơi mà xảy ra quá trình phân tách giữa hai pha lỏng và
hơi. Dòng lỏng rời khỏi vùng nạp liệu được strip bởi dòng hơi quá nhiệt nhằm thu hồi
những cấu tử nhẹ từ đáy tháp. Dòng hơi rời khỏi vùng nạp liệu và được chưng tách thành
các sản phẩm nhẹ hơn và 3 dòng sản phẩm cạnh 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 cất được
ngưng tụ, dẫn đến bình tách 3 pha (Accumulator) để tách dòng Naphtha ra khỏi nước 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.
Trang: 23
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng
Các sản phẩm nặng hơn được lấy ra bên cạnh sườn tháp bởi quá trình hồi lưu nội xảy
ra bên trong tháp và dòng hơi quá nhiệt được sử dụng để tách các thành phần nhẹ tại các
tháp stripper T-1103/1104. Riêng tháp T-1102 sử dụng Reboiler để bốc hơi phần nhẹ.
Đặc tính của mỗi phân đoạn có thể được thay đổi theo yêu cầu nhưng sẽ làm ảnh
hưởng đến phân đoạn liền kề nó. Về cơ bản, hầu hết các tiêu chuẩn về sản phẩm chưng cất

dầu thô xuất phát từ phương pháp ASTM. Phương pháp này cho biết nhiệt độ và thành
phần cấu tử bay hơi tương ứng. Một cách khác nhằm điều chỉnh các chỉ tiêu của sản phẩm
đó là xác định điểm sôi cuối tối đa cho phép (ASTM End Point) đối với mỗi phân đoạn.
Điểm sôi cuối của mỗi phân đoạn phụ thuộc nhiều vào khối lượng dòng được lấy ra từ
tháp chưng cất. Thay đổi lưu lượng sản phẩm lấy ra là một phương thức nhằm giữ cho
điểm sôi cuối của sản phẩm đạt tiêu chuẩn. Nhiệt độ của đĩa mà tại đó dòng sản phẩm bên
được rút ra hiển thị điểm sôi cuối của sản phẩm và người vận hành có kinh nghiệm sẽ
thay đổi lưu lượng dòng sản phẩm được rút ra nhằm giữ nhiệt độ tại đĩa rút sản phẩm là
không đổi và vì thế sản phẩm sẽ đạt tiêu chuẩn.
Nhằm giảm lưu lượng hơi và lỏng lưu thông trong tháp, tận dụng thu hồi nhiệt cũng
như tăng hiệu suất tách, có 4 dòng hồi lưu tuần hoàn được sử dụng đến: dòng hồi lưu tuần
hoàn đỉnh, dòng hồi lưu tuần hoàn Kerosene, dòng hồi lưu tuần hoàn LGO và dòng hồi
lưu tuần hoàn HGO.
Tháp chưng cất chính có 48 đĩa được chia ra làm 2 vùng với đường kính tháp là khác
nhau: vùng thứ nhất từ đĩa số 1 đến đĩa 42 với đường kính trong tháp là 6700mm và vùng
thứ hai từ đĩa 43 đến đĩa 48 với đường kính là 4000mm với tổng chiều cao của thân tháp
là 42850 mm.
Tháp chưng cất có thể được chia thành 6 vùng như sau:
- Vùng sản phẩm đỉnh
- Vùng Kerosene.
- Vùng Light Gas Oil.
- Vùng Heavy Gas Oil.
- Vùng Overflash (vùng nạp liệu).
- Vùng cặn.
2.2.4.1 Vùng sản phẩm đỉnh (overhead section):
Dòng hồi lưu tuần hoàn đỉnh của tháp chưng cất cung cấp lượng hồi lưu đến vùng đỉnh
của T-1101 và giữ cho nhiệt độ tại đỉnh tháp ổn định. Bơm hồi lưu tuần hoàn đỉnh (Top
pumparound pump) P-1102A/B rút dòng lỏng từ đĩa số 4 của tháp và bơm đến thiết bị trao
Trang: 24
Đồ án Công nghệ 2 GVHD: TS.Đặng Kim Hoàng

đổi nhiệt E-1112. Tại E-1112, dòng lỏng được làm lạnh bằng không khí, sau đó quay trở
lại tháp chưng cất chính tại đĩa số 1. Quá trình tách nhiệt từ dòng hồi lưu tuần hoàn đỉnh ở
cụm trao đổi nhiệt bằng không khí (E-1112) được điều chỉnh để kiểm soát nhiệt độ tại
đỉnh thông qua các van điều khiển UV-079 và UV-080.
Dòng hơi từ đỉnh tháp 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 khoảng 45
o
C. 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 thông qua van điều khiển mức 011-LV-
040. 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.
Bộ điều khiển 011-PIC-064 duy trì áp suất không đổi là 0.98 kg/cm2g trong bình tách
3 pha D-1103 bởi van điều khiển PV-064 A/B/C. Trong trường hợp áp suất tại bình tách 3
pha D-1103 thấp, van điều kiển 011-PV-064A sẽ mở để đưa dòng khí nhiên liệu đi vào
bình nhằm nâng áp suất của bình. Trong trường hợp áp suất trong bình cao, dòng khí dư
(off gas) từ bình sẽ được đưa đến phân xưởng RFCC (phân xưởng Cracking xúc tác) bởi
van điều khiển 011-PV-064B. Ngoài ra, khi van điều khiển 011-PV-064B được mở hoàn
toàn nhưng áp suất tại bình tách vẫn tăng lên, dòng khí dư (off gas) được dẫn đến hệ thống
đốt đuốc (flare system) thông qua van điều khiển 011-PV-064C.
2.2.4.2 Vùng Kerosene (Kerosene Section):
Kerosene được lấy ra tại đĩa 15 và một phần tuần hoàn đến dãy các thiết bị gia nhiệt 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 cất trong tháp T-
1101 cũng như đáp ứng được điểm cắt giữa hai phân đoạn Naphtha và Kerosene theo yêu
cầu thì lượng nhiệt cần lấy ra từ dòng Kerosene tuần hoàn được điều khiển bởi công suất

của thiết bị trao đổi nhiệt E-1102 thông qua bộ điều khiển công suất nhiệt 011-UIC-029
bằng cách sử dụng các van điều khiển 011-UV-083/084 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 thông
qua van điều khiển 011-LV-011. Tháp T-1102 này gồm có 10 đĩa và thiết bị tái đun sôi
Trang: 25