Tìm hiểu về khu bể chứa sản phẩm của nhà máy lọc dầu Nghi Sơn

MỤC LỤC
Chưong 1: Tổng quan chung về nhà máy lọc dầu Nghi Sơn……………….……7
1.1. Lịch sử thành lập……………………………………………………..…………7
1.2. Nguyên liệu, công suất và sản phẩm……………………………………………9
1.3. Các phân xưởng công nghệ……………………………………………………12
Chương 2: Công nghệ bồn bể chứa dầu khí…………….………………………24
2.1. Nạp và trữ sản phẩm trong bể chứa…………………………………………...24
2.2. Phân loại bể chứa …………………….………..…………….………………..25
2.2.1 Bể chứa áp lực thấp…………………………………….…………………….26
2.2.1.1. Bể chứa trụ đứng mái tĩnh………………………….….…………………..26
2.2.1.2 Bể chứa mái phao………………………………………….……………….28
2.2.1.3. Bể chứa trụ ngang…………………………………………………………31
2.2.2. Bể chứa áp lực cao. …………………………………………………………31
2.2.2.1. Bể trụ mái cầu. ………………………………...……………………….…31
2.2.2.2. Bể trụ nằm ngang………………………..………………….….…………33
2.3. Cấu tạo bồn chứa………………………………………………………………34
2.4. Công thức tính toán thiết kế bể chứa………………………...………………..35
Chương 3: Bể chứa trong nhà máy lọc dầu Nghi Sơn…..………….….….……41
3.1. Tổng quan chung về bể chứa trong nhà máy………………………………….41
3.2. Bể chứa trong quá trình tiếp và trữ dầu thô…………………………………...43
3.3. Bể trong quá trình phối trộn và vận chuyển xăng…………………………….43
3.4. Bể trong quá trình phối trộn và vận chuyển dầu diesel……………………….47

1


3.5. Bể trong quá trình phối trộn và vận chuyển LPG……………………………50

2

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
CDU

Phân xưởng chưng cất dầu thô

LPGRU

Phân xưởng thu hồi LPG

NHT

Phân xưởng xử lý naphta

KHDS

Phân xưởng xử lý lưu huỳnh trong phân đoạn kerosene

GOHDS

Phân xưởng xử lý lưu huỳnh trong phân đoạn gas oil

RHDS

Phân xưởng xử lý lưu huỳnh trong cặn chưng cất khí

quyển
RFCC

Phân xưởng cracking xúc tác tầng sôi

Penex

Phân xưởng isomer hóa

InAlk

Phân xưởng alkyl hóa

CCR

Phân xưởng reformer

BTX

Phân xưởng tách các hydrocarbon thơm

GASPA

Phân xưởng xử lý LPG

SRU

Phân xưởng xử lý lưu huỳnh

PSA

Phân xưởng thu hồi hydro

H2 Plant

Phân xưởng sản xuất hydro

PPU

Phân xưởng sản xuất polypropylene

RFG

Fuel gas

Losses

Hao hụt

LPG

Khí hóa lỏng

Gasoline 92

Xăng RON 92

Gasoline 95

Xăng RON 95

CDU-naph

Phân đoạn naphta của phân xưởng CDU

CDU-Kero

Phân đoạn kerosene của phân xưởng CDU

CDU-GO

Phân đoạn gas oil của phân xưởng CDU

CDU-RA

Phân đoạn cặn của phân xưởng CDU

3


LPGRU-Naph

Naphta của phân xưởng LPGRU

LPGRU-LPG

LPG của phân xưởng LPGRU

LPGRU-Sour FG

Fuel gas của phân xưởng LPGRU

NHT-LNA

Naphta nhẹ của phân xường NHT

NHT-HNA

Naphta nặng của phân xưởng NHT

NHT-offgas

Off-gas của phân xưởng NHT

KHDS-Kero

Kerosene của phân xưởng KHDS

KHDS-offgas

Off-gas của phân xưởng KHDS

GOHDS-DO

Diesel của phân xưởng GOHDS

GOHDS-offgas

Offgas của phân xưởng GOHDS

GOHDS-naph

Naphta của phân xưởng GOHDS

RHDS-DO

Diesel của phân xưởng RHDS

RHDS-naphta

Naphta của phân xưởngRHDS

RHDS-offgas

Off-gas của phân xưởng RHDS

RHDS-RE

Cặn của phân xưởng RHDS

RFCC-LCO

LCO của phân xưởng RFCC

RFCC-CLO

CLO của phân xưởng RFCC

DRT

Dome Roof Tank

Kl

kiloliter

M1

đường thông vỏ

M2

đường thông mái

K

thiết bị đo múc LT, và áp suất PT

N1

cửa nạp của bể

N2

shift inlet to tank

N3

Cửa nạp khởi đầu

N4

đầu ra để hút chính

N5

đầu ra để hút thay đổi

4


N6

thu gom mẫu

N7

trả mẫu thu gom

N8

cửa máy đo

N9

tháo nước mưa

N10

giảm áp nước mưa

N11

lớp phủ nitơ

5


LỜI MỞ ĐẦU
Bộ Công thương vừa chính thức đề nghị bổ sung dự án nhà máy lọc dầu Nhơn
Hội (Bình Định) vào quy hoạch. Như vậy, cho đến thời điểm này VN đã có gần 10
dự án lọc hóa dầu. Nếu nhìn trên bản đồ VN, với những nét chấm nơi dự án nhà
máy lọc dầu dự kiến sẽ đặt, có thể thấy VN sẽ trở thành “cường quốc” lọc dầu nếu
các dự án đều trở thành sự thật.
Ngoài dự án Nhà máy lọc dầu Dung Quất của Tập đoàn Dầu khí VN (PVN),
hiện đang còn rất nhiều dự án lọc dầu khác như Nhà máy lọc dầu Nghi Sơn (Thanh
Hoá) đang được PVN và liên doanh triển khai xây dựng, dự án hóa dầu Long Sơn
(Bà Rịa - Vũng Tàu) cũng đang được PVN nghiên cứu đầu tư, dự án lọc dầu Cần
Thơ do Công ty CP đầu tư thương mại Viễn Đông và Công ty Semtech Limited đầu
tư đã được Thủ tướng chấp thuận từ năm 2008. Dự án lọc dầu Vũng Rô (Phú Yên)
vừa được triển khai. Tại Khánh Hòa, từ năm 2008 Petrolimex và các đối tác đã tính
toán đầu tư dự án tổ hợp lọc hóa dầu Nam Vân Phong.
Trước sự lớn mạnh của ngành lọc - hóa dầu ở Việt Nam hiện nay thì sự cấp
thiết phải có muồn nguồn nhân lực chất lượng cao đáp ứng được yêu cầu phát triển
nói trên.
Trong quá trình chế biến dầu mỏ thì khu bể chứa chiếm một phần diện tích khá
lớn trong nhà máy với rất nhiều về số lượng và kiểu bể. Vì thế việc nghiên cứu tìm
hiểu về bồn bể chứa dầu khí là cực kì quan trọng trong vận hành nhà máy, đặc biệt
với nhà máy Nghi Sơn sắp sửa đi vào hoạt động. Chính vì điều đó, em quyết định
chọn đề tài là “Tìm hiểu về khu bể chứa sản phẩm của nhà máy lọc dầu Nghi
Sơn”.
Đồ án được trình bày thành 3 chương. Chương 1 tổng qua về nhà máy lọc hóa
dầu nghi sơn, chương 2 giới thiệu tổng quan về bồn bể chứa dầu khí, chương 3 giới
thiệu về bồn bể chứa của nhà máy lọc hóa dầu Nghi Sơn.

6


Chương 1
Tổng quan chung về nhà máy lọc dầu Nghi Sơn
1.1. Lịch sử thành lập
Dự án lọc dầu Nghi Sơn là một dự án lọc hóa dầu đang được triển khai tại khu
kinh tế Nghi Sơn, Thanh Hóa. Dự án này có tổng mức đầu tư lên tới hơn 9 tỷ USD
và có công suất 8,4 triệu tấn dầu thô trong một năm giai đoạn đầu và có thể nâng
cấp lên 10 triệu tấn dầu thô một năm. Chủ đầu tư này là một công ty liên
doanh gồm: Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (25,1% vốn), Công ty Dầu mỏ
Kuwait (KPI) (35,1%), Công ty Idemitsu Kosan (IKC) 35,1% và Công ty Hóa chất
Mitsui (MCI) 4,7%.
Công việc chuẩn bị cho dự án này đã được triển khai từ năm đầu thập niên
2000 nhưng đến ngày 7 tháng 4 năm 2008 thì liên doanh mới chính thức được ký
kết và nhà máy đã được khởi công xây dựng vào 23/10/2013. Dầu thô nhiên liệu sẽ
được cung cấp trực tiếp từ Kuwait cho nhu cầu của dự án bởi phía Kuwait.
Sản phẩm gồm khí hóa lỏng LPG, Xăng (RON 92, 95), Dầu Diesel (cao cấp,
thường), Dầu hỏa/Nhiên liệu phản lực, nhựa Polypropylene, Para-xylene, Benzene
và lưu huỳnh.
Mặt bằng Nhà máy 400ha trên bờ đã được GPMB và san lấp hoàn thiện. Hoàn
thành đấu thầu EPC tháng 04/2011. Nhà thầu EPC là liên danh nhà thầu do công ty
JGC Corporation (Nhật Bản) đứng đầu và các nhà thầu: Chiyoda Corporation (Nhật
Bản), GS Engineering & Construction Corporation (Hàn Quốc), SK Engineering &
Construction Co., Ltd (Hàn Quốc), Technip France (Pháp), và Technip
Geoproduction (M) Sdn. Bhd (Malaysia). Nhà thầu nạo vét lần đầu các công trình
biển là liên danh Nhà thầu PTSC-PVC-Vinawaco.
Tiến độ Dự án: Ký hợp đồng EPC 27/1/2013; Thời gian thực hiện Hợp đồng
EPC 40 tháng; Ngày thực hiện Hợp đồng EPC tháng 22/7/2013; Dự kiến vận hành
thương mại vào quý III/2017.

7


Hình 1.1. Vị trí nhà máy.

Hình 1.2. layout chung của phương tiện đường biển.

8


1.2. Nguyên liệu, công suất và sản phẩm
1.2.1. nguyên liệu
Dầu thô Kuwait đã được chọn làm nguyên liệu đầu vào cho nhà máy lọc hóa
dầu nghi sơn. Bảng 1.1 bên dưới thể hiện đặc tính kĩ thuật của dầu thô Kuwait.
Dựa vào bảng 1.1, ta thấy dầu thô Kuwait thuộc loại dầu trung bình vì có
0.875dầu chua vì có hàm lượng lưu huỳnh (2.65%kl) >2%kl.Vì vậy, trong quá trình chế
biến dầu thô, nhà máy cung cấp thêm các phân xưởng HDS để khử lưu huỳnh trong
các phân đoạn.
Bảng 1.1. Đặc tính kỹ thuật của dầu Kuwait.
Thông số
Trọng lượng
Trọng lượng riêng
Tỉ trọng
Hệ số K
Sulfur
Mercaptan Sulfur
H2S
Nitrogen

Basic Nitrogen
Con Carbon
Tro
Asphaltenes
Hàm lượng sáp
Iron
Nickel
Vanadium
Sodium
Pour Pt.
Muối
Áp suất hơi Reid
TAN
Nước
Kin.Viscosity@
15.5oC
20oC
37.8oC
o

40 C
o

50 C
60oC

Đơn vị
API
60/60
Kg/dm3

Dầu thô
29.9
0.8765
0.8760
11.84
2.65
135.0
<1
930.0
372.0
6.11
0.00
2.50
3.80
0.7
10.1
31.1
3.3
<-36
10.5
26.2
0.18
0.000

WT%
ppm
ppm
ppm
ppm

WT%
WT%
WT%
WT%
ppm
ppm
ppm
ppm
Deg C
PTB
kPa
mgKOH/g
VOL%

Cân bằng*
30.2
0.8752
2.64
956.2
394.6
6.21

10.9
31.5

27.02
22.73

cSt
cSt

22.65
12.36

cSt

11.41

11.57

cSt
cSt

8.88

8.79
6.89

9


1.2.2. Công suất
Cân bằng vật liệu tổng của nhà máy dựa trên chế biến 100% nguyên liệu dầu thô
dầu xuất khẩu Kwait với 200,000 barrels-per-stream-day (BPSD). Cân bằng vật liệu
cho trường hợp cơ bản – trường hợp tối đa hóa sản phẩm propylen (RFCC) thể hiện
ở bảng 1.2.
Bảng 1.2. Cân bằng vật liệu tổng cho trường hợp – tối đa hóa sản phẩm propylen
(RFCC).
Thông số

Đầu ra (Tấn/ngày)

Dầu thô
Khí nhiên liệu cho lò đốt phân xưởng sản xuất
LPG xuất khẩu
LPG cho turbin khí
LPG cho turbin thu hôi nhiệt
Benzene
Paraxylene
Xăng 92 RON
Xăng 95 RON
Kerosene / Jet
Polypropylene
Diesel – Cao cấp
Diesel – thường
Dầu nhiên liệu cho nồi hơi và nồi hơi RFCC
CO
Carbon on RFCC Catalyst
Sản phẩm Sulphur
Mất mát

27,867
1,242
104
555
115
710
1,974
3,314
3,314

1,707
1,075
6,357
4,238
1,003
805
717
637

Công suất các phân xưởng được tính toán dựa trên điều kiện tiêu tại 15 oC với công
xuất thiết bị hoạt động tối đa khi các phân xưởng hoạt động liên tục dưới điều kiện
thiết kế. Công xuất thiết bị chính thể hiện ở bảng 1.3.

10


Bảng 1.3. Công xuất thiết bị chính của tổ hợp lọc-hóa dầu nghi sơn.
Công
xuất
Hàng
ngày
(BPSD)
200,000
6,500

9,660
2,413
201

20,000

872

60,000
105,000

2,906
5,695

80,000

4,135

43,000
24,000
21,500
54,100
23,400
39,700
1,154 TPD
195.8
Nm³/h

1,326
888
707
2,130
843
1,615
248

794
400

Dựa trên đầu vào
Incl. raffinate recycle
Incl. DIH recycle
Dựa trên HN FEED
Sản phẩm Benzene
Sản phẩm PX
Sản phẩm PP

145

Sản phẩm Hydrogen

Phân xưởng tái sinh Amine

789 m³/h

-

Tuần hoàn amine

Bộ tách nước chua – Bộ 1

184.4 m³/h

-

Bộ tách nước chua – Bộ 2

90.2 m³/h

-

Phân xưởng

Phân xưởng CDU
Phân xưởng thu hồi LPG
Bộ xử lý LPG bão hòa
Kerosene
Hydrodesulphuriser
Gas Oil Hydrodesulphuriser
Residue Hydrodesulphuriser
Residue Fluid Catalytic
Cracker
Bộ xử lý RFCC LPG
Bộ xử lý xăng nhẹ RFCC
Alkylation gián tiếp
Naphtha Hydrotreater
Isomerisation (Penex)
Reformer xúc tác
Aromatics (Benzene)
Aromatics (Paraxylene)
Polypropylene
Phân xưởng sản xuất hydro

Phân xưởng thu hồi Sulphur
Phân xưởng xử lý khí thải

3 x 320
TPD
2 x 640
TPD

Ghi chú
Hàng năm
(KTA)

-

Nguyên liệu nước
chua
Nguyên liệu nước
chua
Sản phẩm Sulphur

-

Dự kiến, dự án sẽ đi vào vận hành thương mại vào giữa năm 2017, có công
suất lọc dầu là 200 nghìn thùng/ngày (tương đương với 10 triệu tấn/năm); nguyên
liệu dầu thô nhập khẩu từ Kuwait.

11


Với các sản phẩm: Khí hóa lỏng LPG: 32 nghìn tấn/năm; Xăng RON 92:
1.131 nghìn tấn/năm; Xăng RON 95: 1.131 tấn/năm; Nhiên liệu phản lực: 580 nghìn
tấn/năm; Diesel cao cấp: 2.161 nghìn tấn/năm; Diesel thường: 1.441 nghìn tấn/năm;
Paraxylene: 670 nghìn tấn/năm; Benzene: 238 nghìn tấn/năm; Polypropylene: 366

nghìn tấn/năm; Lưu huỳnh rắn: 244 nghìn tấn/năm.
1.1.3. Sản phẩm
Sản phẩm của nhà máy lọc hóa dầu Nghi Sơn (NSRP) gồm:
• LPG
• Xăng – RON 92 & 95
• Kerosene and nhiên liệu phản lực
• Diesel – loại thường và loại cao cấp
• Fuel Oil
• Benzene
• Paraxylene
• Polypropylene
• Sulphur
Về tổng thể, nồng độ chất phát thải ô nhiễm trong sản phẩm của dự án là thấp hơn
tiêu chuẩn nhiên liệu Việt Nam.
Bảng 1.4. Tiêu chuẩn chất lượng sản phẩm của dự án.
Đặc tính
LPG

S
RON
S

Gasoline
Kerosene
Diesel
Fuel Oil

Pb
Benzene
S

S
S

Tiêu chuẩn dự án
100

ppm
weight
ppm
weight
g/l
% volume
% weight
ppm weight
% weight

1.3. Các phân xưởng công nghệ
1.3.1. Các phân xưởng quá trình lọc dầu

12

TCVN
140

92/95
50

90/92/95
500

0
1.0
0.1
50/350
1.0

0.013
2.5
0.3
500/2,500
2.0/3.5


1.3.1.1. Phân xưởng chưng cất dầu thô
Thiết kế tháp CDU được cân nhắc với mục đích lọc dầu toàn phần sản phẩm
cất tối đa và cặn nhỏ nhất. Thiết kế linh hoạt chặt chẽ trong sản phẩm cất, sẽ cho
phép thay đổi nhỏ trong chất lượng nguyên liệu, và sẽ làm cho linh hoạt trong vận
hành phối trộn sản phẩm lọc.
CDU được thiết kế dựa trên 100% dầu Kuwait xuất khẩu. Tối đa 0.5% thể tích
nước giả định có trong dầu thô. Những trường hợp thiết kế được cân nhắc như sau:
• Trường hợp cơ bản: CDU sẽ được thiết kế dựa trên đường TBP cut point và
những sản phẩm xác định.
• Trường hợp tối đa kerosen: CDU sẽ có năng lực sản xuất cho một khoảng
rộng kerosen với chất lượng chấp nhận được để tận dụng những thuận lợi
của thay đổi thị trường.
• Trường hợp kerosen tối thiểu: CDU sẽ có khả năng tăng sản xuất naphtha tự
nhiên ở phần kerosen không có lợi nhằm tối đa hóa lợi nhuận trong tổ hợp
aromatic.
• Trường hợp hồi lưu nguội: CDU sẽ có khả năng điều chỉnh để vận hành với
5% tỉ lệ hồi lưu lạnh. Cơ sở này gồm dòng naphtha không ổn định từ đỉnh

tháp
Naphth

Kerosen
KW crude
AGO

AR

Hình 1.3: Sơ đồ phân xưởng CDU.
Nguyên liệu dầu thô được gia nhiệt sơ bộ bằng nhiệt từ dòng sản phẩm và
dòng hồi lưu trước khi đưa đến lò nung. Sự phân tách chủ yếu được thực hiện trong

13


bình preflash / cột phân tách dầu thô chính và cột chưng cất các dòng trích ngang.
Sản phẩm đỉnh là Naphta tiếp tục được ổn định trong cột ổn định naphta của Phân
xưởng thu hồi LPG. Sau đó được làm lạnh và đem đi phối trộn, lưu trữ trung gian
hoặc chế biến cho phù hợp.
1.3.1.2. Xưởng xử lý lưu hình trong phân đoạn gasoil (GCHDS)
Phân xưởng GOHDS có nhiệm vụ làm giảm nồng độ lưu huỳnh, nitơ và axit
naphthenic từ Gasoil nhẹ và gasoil nặng thu được từ phân xưởng chưng cất dầu thô
(CDU) và dầu nhẹ hồi lưu (LCO) từ phân xưởng RFCC.
Gasoil sau khi được xử lí sẽ đáp ứng yêu cầu chất lượng để sản xuất nhiên liệu
động cơ diesel với nồng độ lưu huỳnh thấp (50 ppmwt).

Hình 1.4: Phân xưởng GOHDS
Xưởng GOHDS xử lý 5934 tấn/ngày gasoil cất trực tiếp nóng (CDU trường
hợp cơ sở) và 2251 tấn/ngày của dầu hồi lưu nhẹ lạnh (RFCC trường hợp tối đa

Propylene). LCO chiếm 29,9% khối lượng trong tổng nguyên liệu.
Ngoài sản phẩm chính là diesel, phân xưởng GOHDS cũng cho ra một số sản
phẩm phụ khác: Naphta chưa ổn định; Khí ngọt được đưa đến phân xưởng HCDS
cho việc thu hồi H2 trong PSA; Off gas được đi bão hòa khí; Nước chua được đưa
đến thiết bị khử chua trong nước; Nước nhiễm dầu được đưa đi xử lý như nước thải.
Xưởng GOHDS được thiết kế để hoạt động trong phạm vi 50 – 100% tỷ lệ
nguyên liệu trong trường hợp nguyên liệu đáp ứng đủ các yêu cầu kĩ thuật. Xưởng
GOHDS phải được thiết kế có vòng chu kì tối thiểu 4 năm dựa trên các nguyên liệu.
Hệ thống chất xúc tác được thiết kế để hoạt động trong ít nhất 4 năm mà không cần
tái sinh hoặc thay đổi chất xúc tác. Thiết bị gia nhiệt có công suất 30 MW trở lên
cùng với không khí đã được gia nhiệt trước (APH) tạo điều kiện sử dụng nhiệt thải
từ khói thải để đáp ứng mục tiêu 92% hiệu suất nhiệt. Các lò gia nhiệt dưới 30 MW
14


phải được tối đa hiệu suất – Khí thoát khỏi lò gia nhiệt thông qua ống khói sẽ trao
đổi nhiệt với dòng đầu vào có nhiệt độ đầu vào tối thiểu là 550C.
1.3.1.3. Xưởng xử lý lưu hình trong phân đoạn kerosen (KHDS)
Phân xưởng KHDS có vai trò làm giảm nồng độ lưu huỳnh và nito và loại bỏ
hoàn toàn acid naphtenic trong phân đoạn kerosene được chưng cất trực tiếp từ
phân xưởng CDU. Xưởng KHDS cần xử lý kerosene phải đáp ứng các yêu cầu về
chất lượng để sản xuất Jet A1.Phân xưởng KHDS được thiết kế để chạy với 100%
công suất với nguyên liệu kerosene từ CDU. Nguyên liệu kerosene được dự trữ tại
thiết bị chứa trung gian đủ để phân xưởng KHDS tiếp tục sản xuất khi CDU ngừng
hoạt động.

Hình 1.5: Sơ đồ phân xưởng KHDS.
Nguyên liệu của xưởng là nguồn kerosene được lấy từ tháp chưng cất CDU. Trong
đó, Hydro và nước rửa có tính chất tương tự xưởng GOHDS nhưng có một điểm
khác so với xưởng GOHDS là hàm lượng nito trong hydro của xưởng KHDS là

50ppmwt (hàm lượng nito bằng 0.1 là thiết kế riêng cho phân xưởng GOHDS).
Cũng như phân xưởng GOHDS, phân xưởng KHDS được thiết kế để có chu kì
hoạt động tối thiểu 4 năm. Hệ thống chất xúc tác có thể hoạt động trong ít nhất 4
năm mà không cần tái sinh xúc tác hoặc thay chất xúc tác mới.
Thiết bị gia nhiệt có công suất 30 MW trở lên cùng với không khí đã được gia
nhiệt trước (APH) tạo điều kiện sử dụng nhiệt thải từ khói thải để đáp ứng mục tiêu
92% hiệu suất nhiệt. Các lò gia nhiệt dưới 30 MW phải được tối đa hiệu suất – Khí
thoát khỏi lò gia nhiệt thông qua ống khói sẽ trao đổi nhiệt với dòng đầu vào có
nhiệt độ đầu vào tối thiểu là 550C.
1.3.1.4. Phân xưởng thu hồi LPG (LPGRU)
Nguyên liệu của phân xưởng thu hồi LPG (LPGRU) là phân đoạn nhẹ (phân
đoạn naphta và các phân đoạn nhẹ hơn) từ xưởng chưng cất dầu thô (CDU) và các
15


xưởng khác (hình 1.6).
Nguyên tắc hoạt động: Các dòng off-gas được thu lại, nén và kết hợp với các
dòng naphta chưa ổn định hình thành 1 dòng mới. Dòng này được làm lạnh trước
khi được đưa đến bình phân tách nguyên liệu.Dòng khí tách ra từ bình phân tách
được đưa đến đáy của thiết bị hấp thụ amin để loại bỏ H2S trong off-gas bằng cách
hấp thụ trong dòng MDEA tuần hoàn. Off-gas sau khi được khử chua sẽ đi ra từ
đỉnh thiết bị hấp thụ và kết hợp với off-gas ra từ đỉnh tháp khử etan và sau đó được
chuyển đến hệ thống thu thập fuel gas.
Dòng lỏng tách ra từ bình phân tách nguyên liệu được bơm lên tháp khử
butan.Ở đây, naphta được ổn định bằng cách loại bỏ C4 và các thành phần nhẹ
hơn.Naphta tù tháp khử butan được chuyển tới phân xưởng xử lý naphta bằng hydro
(NHT) hoặc lưu trữ.Sản phẩm lỏng từ tháp khử butan là dòng LPG chưa ổn định và
chưa làm ngọt (bao gồm etan và các cấu tử nhẹ hơn, H2S và RSH). Dòng LPG hỗn
hợp này được đưa đến thiết bị hấp thụ amin LPG để khử H2S trong LPG và sau đó
đưa đến xưởng bão hòa LPG (SGLM) để loại bỏ RSH sau khi đã rửa nước.

Phân xưởng LPGRU không thể hoạt động độc lập, vì thiết bị ngưng tụ đỉnh
tháp chưng cất dầu thô của xưởng CDU được sử dụng như thiết bị làm mát chống
sự giãn nở quá mức của khí trong máy nén LP. Ngoài ra, bất kì nguyên liệu nào bị
ngưng tụ từ hai bình tách của xưởng LPGRU đều được đưa trở vể đỉnh tháp chưng
cất CDU. Hơn nữa, hai thiết bị hấp thụ amin cần kết hợp với hoạt động của thiết bị
tái sinh amin (ARU) vì thiết bị hấp thụ tiếp nhận amin từ ARU.
LPG ngọt và chưa ổn định từ thiết bị xử lý LPG kết hợp với LPG chưa ổn định
từ CCR PSA. Dòng LPG kết hợp sau đó được đưa trở lại tháp khử Etan của LPGRU
để ổn định và dòng off-gas lấy từ đỉnh tháp sẽ được đưa đến hệ thống thu hồi fuel
gas, không có sản phẩm lỏng trong tháp tách etan. Dòng LPG ổn định ra từ đáy tháp
tách etan được đưa đến tháp tách propan để tách riêng C3 và C4.Sau đó được làm
lạnh trước khi đưa đi lưu trữ sau.

16


Hình 1.6: Sơ đồ phân xưởng LPGRU.

Phân xưởng LPGRU được thiết kế để:
• Thu hồi lượng off-gas, LPG, naphta từ phân xưởng CDU và các phân
xưởng khác.
• Sản xuất off-gas để cung cấp cho hệ thống thu thập fuel gas sau khi đã
khử H2S.
• Sản xuất LPG hỗn hợp, sau khi đã loại bỏ H2S và rửa nước, được đưa
đến SGLM để khử mercaptan sulfur
• Tiếp nhận dòng LPG ngọt từ SGLM để ổn định trong tháp khử propan
để sản xuất ra C3 và C4, sau đó được lưu trữ.
• Sản xuất phân đoạn naphta ổn định để đưa đến phân xưởng NHT hoặc
làm để lưu trữ.
• Dòng nước chua sẽ được đưa đến thiết bị tách nước chua.

• Amin giàu khí sẽ được đưa đến thí bị tái sinh amin.
Phân xưởng LPGRU có thể hoạt động tốt ở mức tối đa là 50% nguyên liệu

17


thiết kế, đảm bảo các đặc tính kĩ thuật của sản phẩm đều đạt yêu cầu. Phân xưởng
LPGRU không tích hợp nhiệt với CDU.Dòng HP cung cấp nhiệt cho reboiler của
tháp tách butan, dòng LP cấp nhiệt cho reboiler của tháp tách propan.
1.3.1.5. Phân xưởng ankyl hóa (InAlk)
Phân xưởng Alkyl hóa có nhiệm vụ tối đa sản xuất xăng paraffin có chỉ số
octan cao, áp suất hơi thấp, có chất lượng tương tự như alkylat thông thường, sử
dụng xúc tác rắn để isobutene phản ứng với olefin nhẹ từ dòng C4s của phân xưởng
RFCC.
Mục đích của phân xưởng InAlk là: Sản xuất xăng pha trộn alkylat và Thu hồi
butan để phối trộn LPG .
Phân xưởng InAlk có thể hoạt động với 100% công suất tùy thuộc vào lượng
nguyên liệu sẵn có, hydro và các thiết bị phụ trợ.

Hình 1.7: Sơ đồ phân xưởng InAlk.
Phân xưởng InAlk được thiết kế để hoạt động tốt trong tất cả các chế độ vận
hành. Ở mức tối thiểu là 40% cho đến 100% lượng nguyên liệu trong khi vẫn đảm
bảo đáp ứng các thông số kĩ thuật của sản phẩm. Phân xưởng InAlk được thiết kế để
có hoạt động liên tục tối thiểu 4 năm.Việc bố trí lò phản ứng PSA giúp thay xúc tác
mới trong khi phân xưởng vẫn hoạt động bình thường.
Nhiệt độ phản ứng alkyl hóa được tối đa hóa để tối đa sản xuất sản phẩm có
chỉ số octan cao. Phân xưởng InAlk phải có khả năng hoạt động ở chế độ max
alkylat nếu có yêu cầu. Cơ sở vật chất để kiểm soát và điều chỉnh sang chế độ max
alkylat đều sẵn có. Phân xưởng InAlk được thiết kế để giảm thiểu sự thất thoát khi
sản xuất ra alkylat và gồm các thiết bị cần thiết cho phép tái chế.Phân xưởng còn

sản xuất khí hóa lỏng bão hòa.
18


Có hai trường hợp thiết kế cho phân xưởng InAlk: trường hợp 1 dựa vào việc
sản xuất tối đa propylene trong phân xưởng RFCC (0.9% khối lượng butadien).
Trường hợp 2 dựa vào việc sản xuất tối đa xăng trong RFCC.
Phân xưởng InAlk có thể hoạt động với 100% công suất khi các nguyên với
nguyên liệu từ thùng chứa trong khi sản phẩm vẫn đáp ứng các yêu cầu kĩ thuật.
Phân xưởng InAlk được thiết kế để xử lý C4s từ phân xưởng RFCC với lưu lượng
85 tấn/h.
1.3.1.6. Phân xưởng xử lý lưu hình trong phân đoạn cặn (RHDS)
Phân xưởng RHDS được thiết kế để xử lý lượng cặn từ phân xưởng chưng cất
dầu thô (CDU). Nguyên liệu thường là dòng cặn nóng được cung cấp trực tiếp từ
phân xưởng CDU. Nhưng cũng có thể chấp nhận một phần nguyên liệu lạnh từ
thùng dự trữ.

Hình 1.8: Sơ đồ phân xưởng RHDS.
Phân xưởng RHDS phải có khả năng hoạt động độc lập.Tức là phân xưởng
RHDS vẫn hoạt động một cách bình thường khi một vài hoặc tất cả các phân xưởng
khác trong nhà máy ngừng hoạt động. Điều đó tùy thuộc vào: Lượng hydro sẵn có;
Nguyên liệu sẵn có; Cơ sở vật chất sẵn có (bao gồm amin).
Toàn bộ sản phẩm cặn của phân xưởng RHDS đưa thùng dự trữ nguyên liệu
cho phân xưởng RFCC.Ngoài ra, nhà cung cấp cũng cho phép toàn bộ hoặc một
19


phần sản phẩm cặn (lạnh) được đưa trực tiếp đến phân xưởng RFCC.
Phân xưởng RHDS sản xuất các dòng sản phẩm sau:
• Cặn khí quyển đã được khử lưu huỳnh được đưa đến phân xưởng RFCC.

• Naphta chưa ổn định được đưa đến phân xưởng LPGRU.
• Diesel đã được khử lưu huỳnh được đưa đến bể chứa diesen.
Phân xưởng đồng thời cũng sản xuất ra những sản phẩm phụ sau: Off-gas
thu hồi từ sản phẩm được đưa đến phân xưởng LPGRU; Off-gas từ lò phản
ứng được đưa đến máy nén và hệ thống phân phối khí hydro.
1.3.1.7. Phân xưởng cracking xúc tác tầng sôi (RFCC)
Phân xưởng RFCC xử lý cặn chưng cất khí quyển đã qua xử lý bằng hydro từ
phân xưởng RHDS, để sản xuất propylene làm nguyên liệu cho phân xưởng sản
xuất polypropylene (PPU), gasoline nhẹ và gasoline nặng được chuyển đến bồn
chứa xăng, propane, hỗn hợp butane làm nguyên liệu cho phân xưởng InAlk, LCO
làm nguyên liệu cho phân xưởng GOHDS và CLO.
Phân xưởng RFCC vận hành ở 2 chế độ: max propylene và max gasoline.
Khi vận hành ở chế độ max propylene, phân xưởng sản xuất được propylene
với lưu lượng khoảng 48 tấn/h. Chế độ này được thiết kế để phù hợp với công suất
tối đa của phân xưởng PPU.
Phân xưởng RFCC bao gồm:
• RFCC (bao gồm lò phản ứng, thiết bị tái sinh xúc tác, dự trữ và xử lý xúc tác,
tháp cất phân đoạn chính, tháp tách,…).
• GCU (bao gồm máy nén khí ẩm, tháp tách, tháp tách butane, tháp tách
naphta, tháp hấp thụ chính và phụ và thiết bị xử lý amine).
• Hấp thụ LPG.
• Tái sinh amin.
• Tách riêng C3 và C4.
• Thu hồi propylene.

20


Hình 1.9: Sơ đồ phân xưởng RFCC.
Phân xưởng RFCC sản xuất ra các dòng sản phẩm sau:

• Dòng LPG đã được xử lý bằng amin. Dòng LPG này sẽ được xử lý tiếp tục
bằng xút để loại mercaptan sau đó được đưa đến tháp tách riêng propane và
butane.
Sau khi đã được loại bỏ mercaptan, dòng LPG sẽ được tách ra. Một dòng
C3 được đưa đi làm nguyên liệu cho xưởng thu hồi propylene (PRU) để sản
xuất propylene, C4s được đưa đến phân xưởng InAlk, và một dòng C 3 sẽ
được đưa đi phối trộn LPG thương phẩm.
• Gasoline nhẹ (LFG) được đưa đến bồn chứa sau khi đã qua xử lý bằng xút.
• Gasoline nặng (HFG) được đưa trực tiếp đến bồn chứa.
• LCO được đưa đi làm nguyên liệu cho phân xưởng GOHDS hoặc được đưa
đi phối trộn FO.
• CLO được đưa đi phối trộn FO.
• Phân xưởng RFCC cũng sản xuất ra những dòng sản phẩm phụ sau: Off-gas
được đưa đi làm fuel gas làm nhiên liệu đốt; Nước chua được đưa đi khử
chua.

21


Phân xưởng RFCC được thiết kế để xử lý 10914 tấn/ngày cặn của phân xưởng
RHDS. Cả hai chế độ max propylene và max gasoline đều có thể vận hành với công
suất trên.
1.3.2. Các phân xưởng trong quá trình hóa dầu
1.3.2.1. Phân xưởng BTX (the naphtha and aromatic complex)
Phân xưởng BTX bao gồm các xưởng sau:
• Naphta hydrotreater
• Penex
• CCR
• Xylenes fractionation
• Tatoray

• Isomar
Phân xưởng BTX có khả năng hoạt động độc lập tùy thuộc vào sự sẵn có của
nguyên liệu, hydro và các thiết bị phụ trợ.
Khi dung lượng lưu trữ trung gian đã đầy sẽ cho phép phân xưởng tiếp tục sản
xuất benzene và paraxylene nếu một trong hai xưởng naphta hydrotreater hoặc CCR
mất điện ngắn hạn, và sự hoạt động liên tục của phân xưởng BTX, CDU và LPGRU
trong khoảng thời gian bị mất điện.
Sản phẩm Paraxylene và benzene được làm lạnh và đưa đến thùng chứa sản
phẩm để lưu trữ. Isomerat được làm lạnh và đưa đến thùng chứa thành phần phối
trộn xăng.Heavy aromatic được làm lạnh và đưa đến thùng chứa thành phần phối
trộn fuel oil.Toluen và A9 thường được dùng làm nguyên liệu trực tiếp cho xưởng
Tatoray hoặc có thể làm lạnh để lưu trữ trong thùng chứa thành phần phối trộn.LPG
từ xưởng CCR sẽ được đưa đến tháp loại etan trong phân xưởng LPGRU.
Phân xưởng BTX thường hoạt động với 100% nguyên liệu trực tiếp tận dụng
tối đa nguồn năng lượng. Nhưng cũng có thể chấp một phần hoặc toàn bộ nguồn
nguyên liệu lạnh từ thùng chứa để đảm bảo sảm phẩm đạt yêu cầu về chất lượng.

22


Hình 1.8: Sơ đồ phân xưởng BTX
Mục đích thiết kế:
-

-

-

-

Phân xưởng BTX được thiết kế để xử lý nguyên liệu naphta sản xuất benzene
và paraxylene có độ tinh khiết cao để xuất khẩu và dòng isomerat thích hợp
cho việc phối trộn xăng.
Xưởng CCR của phân xưởng sản xuất hydro có độ tinh khiết 99.9% để
chuyển đến các máy nén và đến hệ thống phân phối để sử dụng trong nhà
máy.LPG từ CCR sẽ được đưa đến tháp loại etan của phân xưởng LPGRU để
xử lý.
Về mặt thiết kế, phân xưởng BTX tối đa hóa sản xuất paraxylene để tăng
thêm lợi nhuận. Benzen được coi là sản phẩm phụ trong quá trình sản xuất
paraxylene, là ưu tiên thứ hai.
Isomerat là sản phẩm không mong muốn, lượng isomerat được tạo ra càng
giảm sẽ càng có lợi cho việc sản xuất paraxylene và benzene.
Sản xuất heavy aromatic cũng cần được giảm đến mức tối thiểu để tăng thêm
sản lượng paraxylene và benzene.

Hai sản phẩm chính mang tính kinh tế cao là benzene và paraxylene. Phân
xưởng tạo ra các sản phẩm sau có chất lượng phù hợp đem đi phối trộn để đáp ứng
các yêu cầu kĩ thuật của xăng:
+ Isomerat từ xưởng Penex.
+ Toluen từ xưởng Toluene-benzen fractionation.
+Dòng A9 từ đỉnh tháp tách heavy aromatic
23


Chương 2
Tổng quan về bồn bể chứa dầu khí
2.1. Nạp và bảo quản sản phẩm trong bể chứa
2.1.1. Thiết bị nạp và bảo quản hydrocacbon
Hình dạng và các kiểu khác nhau của bể chứa là khả dụng cho việc dự trữ bảo
quản propan, butan, xăng, và các sản phẩm hydrocacbon khác. Thiết bị có thể được

phân nhóm như sau:
• (1) Bể chứa trên mặt đất.
• (2) Bể chứa dưới mặt đất hoặc thùng chứa.
• (3) Hầm chứa dưới mặt đất.

Hình 2.1: Thiết bị nạp và bảo quản propan
Hình 2.1 thể hiện các thiết bị và quá trình nạp propan, nó gồm hệ thống bơm
và hệ thống đường ống dẫn và hồi lưu, ngoài ra còn có thiết bị hóa lỏng và các van
điều khiển.
2.1.2. Bảo vệ chống tràn và lửa
Bể bảo quản thường được bảo vệ bằng hệ thống hào hoặc tường chống lửa. Hệ
thống phun nước hoặc bình cứu hóa dùng bọt được lắp đặt vào bể chứa (hình 2.2).
Bể phải được thiết kế với một không gian thích hợp giữa các bể với nhau để đảm

24


bảo lửa không lan ra bể khác khi có sự cố cháy. Bể chứa propan thường được cách
nhiệt để giúp duy trì nhiệt độ sản phẩm thấp để dễ dàng trong bảo quản.
Bể chứa được sơn cả bên trong và bên ngoài để chống ăn mòn và làm bẩn đến
sản phẩm. Loại sơn polyuretan thường sử dụng để phủ bên trong bởi vì chúng có
khả năng chống chịu hóa chất đặc biệt và độ bám dính cao.

Hình 2.2: Sơ đồ hệ thống chữa cháy cho bể.
2.2. Phân loại bể chứa
Các công trình xây dựng dùng để chứa đựng các sản phẩm chất lỏng, chất khí,
các vật liệu dạng hạt, ví dụ như: sản phẩm dầu (xăng, dầu hoả, …), khí hoá lỏng,
nước, axit, cồn công nghiệp, các vật liệu hạt, …. được gọi là bể chứa. Các bể chứa
này có thể có áp lực thấp, áp lực thường, hay áp lực cao.
Tuỳ vào công năng của từng bể, vào yêu cầu sử dụng cũng như các yêu cầu về

kinh tế, thi công, người ta có các loại hình bể thích hợp. Việc phân loại bể chủ yếu
căn cứ vào hình dáng và áp lực của nó.
Theo hình dáng của bể gồm có:
- Bể chứa hình trụ (trụ đứng, trụ ngang).
- Bể hình cầu, hình giọt nước, …
25