Mô phỏng tháp chưng cất khí quyển dầu thô Dung Quất với nguyên liệu 85% Bạch Hổ và 15% Dubai

Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân
MỤC LỤC

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT
STT

Ký hiệu chữ viết tắt

Chữ viết đầy đủ

1

KERO

Kerosene

2

LGO

Light Gas Oil

3

HGO

Heavy Gas Oil

4

SS

Side Strippers

5

PA

Pump Around

6

TOP_PA

Pump Around ở đỉnh

7

KERO_PA

Pump Around lấy sản
phẩm Kerosene

8

LGO_PA

Pump Around lấy sản
phẩm Light Gas Oil

9

HGO_PA

Pump Around lấy sản
phẩm Heavy Gas Oil

10

KERO_SS

Side Strippers lấy sản
phẩm Kerosene

11

LGO_SS

Side Strippers lấy sản
phẩm Light Gas Oil

12

HGO_SS

Side Strippers lấy sản
phẩm Heavy Gas Oil

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

1


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

DANH MỤC HÌNH

DANH MỤC BẢNG

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

2


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG
QUẤT VÀ PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN
1.1. Giới thiệu chung
Nhà máy lọc dầu Dung Quất thuộc khu kinh tế Dung Quất, là nhà máy lọc dầu đầu tiên
của Việt Nam, được xây dựng trên địa bàn xã Bình Thuận và Bình Trị, huyện Bình Sơn,
tỉnh Quảng Ngãi. Đây là một trong những dự án kinh tế lớn, trọng điểm quốc gia của Việt
Nam.
Nhà máy chiếm diện tích khoảng 338 ha mặt đất và 471 ha mặt biển. Công suất chế biến
của nhà máy lọc dầu Dung Quất là 6,5 triệu tấn/năm (tương đương 148.000 thùng/ngày)

dự kiến đáp ứng khoảng 30% nhu cầu tiêu thụ xăng dầu ở Việt Nam.
Nhà máy được xây dựng với tổng mức đầu tư là hơn 3 tỉ USD (khoảng 40000 tỉ đồng
VN) với tên dự án là Nhà máy lọc dầu số 1 Dung Quất của chủ đầu tư là Tổng cơng ty
dầu khí Việt Nam.
Nhà máy lọc dầu Dung Quất là một tổ hợp với hàng chục phân xưởng như: chưng cất dầu
thô ở áp suất khí quyển (CDU: Crude Distillation Unit), xử lý Naphtha bằng hyđro (NHT:
Naphtha Hydrotreater), tái tạo chất xúc tác liên tục, xử lý LPG, thu hồi propylene (PRU:
Propylene Recovery Unit), xử lý Kerosene (KTU: Kerosene Treating Unit), xử lý
Naphtha từ RFCC (NTU: Naphtha Treating Unit), xử lý nước chua (SWS: Sour Water
Stripper), tái sinh Amine (ARU: Amine Regeneration Unit), trung hoà kiềm (CNU:
Caustis Neutralisation Unit) thu hồi lưu huỳnh (SRU: Sulphur Recovery Unit), Isomer
hoá (ISOM), xử lý LCO bằng hydro (LCO - HDT)...
Ngồi ra, cịn có các cơng trình phục vụ như: hệ thống cấp điện, khu bể chứa dầu thô và
sản phẩm chiếm khoảng 85.83 ha, tuyến ống dẫn dầu thô và sản phẩm, cấp và xả nước
biển chiếm khoảng 94.46 ha, bến cảng xây dựng, khu xuất sản phẩm…
1.1.1. Nguồn nguyên liệu và sản phẩm của nhà máy lọc dầu Dung Quất
Nguyên liệu của nhà máy: Dầu Bạch Hổ: 6.5 triệu tấn/năm ở giai đoạn 1 và Dầu hỗnhợp:
5.5 triệu tấn/năm dầu Bạch Hổ + 1 triệu tấn/năm dầu Dubai.
Nhà máy được thiết kế để sản xuất ra các sản phẩm sau:
•
•
•
•
•
•
•

Khí hóa lỏng LPG
Propylene
Xăng 92/95

Nhiên liệu phản lực Jet A1
Diezel ô tô
Dầu đốt (FO)
Hạt nhựa và Lưu huỳnh

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

3


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

1.1.2. Các cụm phân xưởng của nhà máy lọc dầu Dung Quất
Sơ đồ nhà máy lọc dầu Dung Quất được thể hiện ở hình dưới sau:

Hình 1-1: Sơ đồ các phân xưởng của nhà máy lọc dầu Dung Quất [1]
1.1.2.1. Các phân xưởng cơng nghệ
Nhà máy lọc dầu Dung Quất có nhiều phân xưởng, mỗi phân xưởng thì có nhiệm vụ khác
nhau, dưới đây là các phân xưởng của nhà máy lọc dầu:
•
•
•
•
•
•
•
•
•

•
•
•
•

Phân xưởng chưng cất dầu thơ (CDU– Crude Distillation Unit - Unit 011).
Phân xưởng xử lý Naphtha bằng Hyđrô (NHT– Naphtha Hydro Treating - Unit
012).
Phân xưởng reforming xúc tác liên tục (CCR– Continuous Catalytic Reforming Unit 013).
Phân xưởng xử lý Kerosene (KTU – Kerosene Treating Unit - Unit 014).
Phân xưởng cracking xúc tác cặn dầu (RFCC – Residue Fluidized Catalytic
Cracking - Unit 015).
Phân xưởng xử lý LPG (LTU – LPG Treating Unit (Unit 016).
Phân xưởng xử lý Naphtha của RFCC (NTU – Naphtha Treating Unit - Unit 017).
Phân xưởng xử lý nước chua (SWS – Sour Water Stripper - Unit 018).
Phân xưởng tái sinh Amine (ARU – Amine Regenneration Unit - Unit 019).
Phân xưởng trung hòa kiềm (CNU – Spent Caustic Neutralization Unit - Unit
020).
Phân xưởng thu hồi Propylene (PRU – Propylene Recovery Unit - Unit 021).
Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (SRU – Sulfur Recovery Unit - Unit 022 + Unit
025).
Phân xưởng đồng phân hóa (ISOM – Isomerization Unit - Unit 023).

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

4


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

Phân xưởng xử lý LCO bằng hydro (LCO HDT – LCO Hydro Treating - Unit
024).
• Phân xưởng Polypropylene (PP).
•

1.1.2.2. Các phân xưởng phụ trợ.
Bên cạnh các phân xưởng chính, cịn có các phân xưởng phụ trợ. Các phân xưởng này
giúp đảm bảo vận hành cho các phân xưởng khác. Dưới đây là các phân xưởng phụ trợ
trong nhà máy:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•

Hệ thống nước (water systems - unit 031).
Phân xưởng hơi nước, nước nguyên liệu cho nồi hơi và nước ngưng (steam, bfw
and condensate - unit 032).
Phân xưởng nước làm mát (cooling water system - unit 033).
Phân xưởng cung cấp nước biển (sea water intake system - unit 034).
Phân xưởng khí điều khiển và khí cơng nghệ (instrument & plant air - unit 035).
Phân xưởng nitơ (nitrogen system - unit 036).

Phân xưởng khí nhiên liệu (fuel gas system - unit 037).
Phân xưởng dầu nhiên liệu (refinery fuel oil system - unit 038).
Phân xưởng cung cấp kiềm (caustic supply system - unit 039).
Nhà máy điện (power plant - unit 040).
Phân xưởng xử lý nước thô (ro - reverse osmosis - unit 100).

1.1.2.3. Các phân xưởng ngoại vi.
Ngồi các phân xưởng trên, nhà máy cịn có các phân xưởng ngoại vi khác:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•

Khu bể chứa trung gian, U-051 (Refinery Tankage).
Khu bể chứa sản phẩm, U-052 (Product tank farm).
Khu xuất xe bồn, U-053 (Truck Loading).
Phân xưởng phối trộn sản phẩm, U-054 (Product Blending).
Phân xưởng dầu rửa, U-055 (Flushing Oil).
Phân xưởng dầu thải, U-056 (Slops).
Hệ thống đuốc đốt, U-057 (Flare).
Phân xưởng xử lý nước thải, U-058 (Effluent Treatment Plant, ETP).
Hệ thống nước cứu hỏa, U-059 (Firewater System).
Khu bể chứa dầu thô, U-060 (Crude Tank Farm).

Hệ thống ống dẫn sản phẩm, U-071 (Interconnecting Pipelines).

1.1.2.4. Các thiết bị trên biển.
Bên cạnh đó, cịn có các thiết bị trên biển khác phục vụ cho q trình nhập – xuất:
•
•

Đê chắn song.
Cảng xuất sản phẩm, U-081 (Jetty Topside) và Phao nhập dầu thô, U-082 (SPM).

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

5


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

1.2. Tổng quan về phân xưởng chưng cất khí quyển CDU
1.2.1. Giới thiệu chung.
Phân xưởng CDU là phân xưởng “cửa ngõ” của NMLD 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 NMLD Dung Quất được thiết kế với công suất 6.5 (triệu tấn dầu thô/năm)
tương đương với 812500 (kg/h) (tính cho 8000 giờ làm việc trong một năm).
 Giai đoạn 1: Chế biến 100% dầu thô Bạch Hổ - Việt Nam (hoặc dầu thô tương

đương).
 Giai đoạn 2: Chế biến dầu hỗn hợp 85% dầu thô Bạch Hổ và 15% dầu thô DuBai.

Phân xưởng CDU được thiết kế để vận hành với hai nguồn dầu thô là dầu Bạch Hổ của
Việt Nam và dầu Dubai của Trung Đông. Theo kế hoạch, giai đoạn đầu hoạt động, nhà
máy sẽ sử dụng nguồn nguyên liệu là 100 % dầu thô Bạch Hổ. Giai đoạn sau nhà máy sẽ
hoạt động với nguyên liệu vào là 85% Bạch Hổ và 15% DuBai là nội dung của đồ án
công nghệ 2 lần này.
Các sản phẩm của phân xưởng CDU là Offgas, LPG, Full Range Naphtha, Kerosene,
LGO, HGO và cặn chưng cất khí quyển (AR). Hầu hết các sản phẩm của CDU đều đi vào
các phân xưởng khác của nhà máy lọc dầu như: NHT (Unit 012: Naphtha Hydrotreatment
Unit), KTU (Unit 014: Kerosene Treating Unit), RFCC (Unit 015: Residue Fluidised
Catalytic Cracking Unit) …

Hình 1-2: Mơ Hình 3D của phân xưởng CDU theo hướng Đơng Nam [1]
1.2.2. Mơ tả q trình
Dầu thơ ban đầu 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 dịng hồi lưu tuần hồn đến nhiệt độ tách muối (nhiệt
độ này phụ thuộc vào tỉ trọng API của dầu thô, nằm trong khoảng 136 oC-138oC), tại nhiệt
độ này dầu thô được khử muối. Công đoạn này được thực hiện ở áp suất đủ lớn (khoảng
SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

6


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

12 bar) nhằm mục đích giữ cho hỗn hợp dầu thơ và nước tồn tại ở trạng thái lỏng tại nhiệt
độ mong muốn. Dầu thô sau khi tách muối sẽ tiếp tục được nâng nhiệt thông qua các thiết
bị trao đổi nhiệt khác nhằm thu hồi tối đa lượng nhiệt từ các dịng sản phẩm có nhiệt độ
sơi cao hơn đến nhiệt độ khoảng 280°C rồi đưa vào lò đốt nhằm tăng nhiệt độ của dầu thô

lên đến nhiệt độ mong muốn (khoảng 330oC -390oC) và đưa vào tháp phân tách chính.
Trên sơ đồ nhà máy, dịng dầu thơ ngun liệu sau khi đi qua hệ thống tiền gia nhiệt
(Preheater), tách muối sẽ được đưa vào tháp chưng cất chính T-1101 (Main fractionator).
Tại đây dầu thô sẽ được phân tách ra thành các sản phẩm:
Overhead: Phần đi ra trên đỉnh. Phần này sẽ được đưa qua hệ thống làm lạnh và
phân tách để tách nước ra khỏi dòng Hydrocarbon lỏng trước khi cho dòng
hydrocarbon vào tháp ổn định T-1107 (Stabiliser). Tháp ổn định sẽ phân tách ra
các sản phẩm Offgas, LPG ở đỉnh và Full Range Naphta ở đáy.
• Các bán sản phẩm từ thân tháp như Kerosen, LGO và HGO lần được được lấy ra
từ các Side column T-1102, T-1103 và T-1104. Cặn chưng cất khí quyển được lấy
ra ở đáy tháp T-1101. Số liệu thiết kế và thông số vận hành của các thiết bị sẽ được
trình bày cụ thể ở phần mơ phỏng phân xưởng.
•

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngô Đức Hy - 17H5CLC

7


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

CHƯƠNG 2: XÂY DỰNG DỮ LIỆU MÔ PHỎNG CHO PHÂN
XƯỞNG CDU
2.1. Dữ liệu mô phỏng
2.1.1. Nguyên liệu
Nguyên liệu của nhà máy lọc dầu Dung Quất là dầu thô Bạch Hổ và dầu thô Dubai.
Trong đồ án này, ta sử dụng 85% dầu Bạch Hổ và 15% dầu Dubai với công suất 6,5 triệu
tấn/năm (5,5 triệu tấn Bạch Hổ + 1 triệu tấn Dubai).

2.1.2. Tính chất của nguyên liệu
2.1.2.1. Dầu Bạch Hổ
Dầu Bạch Hổ là loại dầu nhẹ với độ API là 39.2 và hàm lượng lưu huỳnh là 0.03%wt.
Bạch Hổ là loại dầu Paraffin (hệ số đặc trưng K = 12.3). Dầu Bạch Hổ cho sản lượng
Naphtha trung bình. Dầu Bạch Hổ là loại dầu thô chất lượng cao; hàm lượng độc tố thấp
thích hợp cho những nhà máy lọc dầu với q trình Cracking. [2]
•

Đường cong chưng cất: Bảng dưới cho biết đường cong chưng cất và tỉ trong
tương ứng mỗi phân đoạn của dầu Bạch Hổ.
Bảng 2-1: Tính chất từng phân đoạn của dầu Bạch Hổ [2]
Những tính chất của cấu tử
Phân đoạn oC

%Khối lượng (wt
%)

% cất (wt% cumm)

Tỉ trọng
(Density)

Lights End

2,86

2,86

-

68 - 93

1,53

4,39

0.6816

93 - 157

8,43

12,82

0.7460

157 - 204

7,24

20,06

0.7734

204 - 260

8,38

28,44

0.7972

260 - 315

10,21

38,65

0.8160

315 - 371

12,11

50,76

0.8285

371 - 427

12,58

63,34

0.8437

427 - 482

12,84

76,18

0.8539

428 - 566

9,74

85,92

0.8904

> 566

13,81

99,73

0.9313

Tổn thất

0,27

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

8


Đồ án Cơng nghệ 2

•

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xn

Light Ends: Hàm lượng cấu tử nhẹ của dầu Bạch Hổ được cho bảng dưới đây:
Bảng 2-2: Hàm lượng cấu tử nhẹ trong dầu Bạch Hổ [2]
Cấu tử

% Khối lượng

Methane

0,0002

Ethane

0,0031

Propane

0,0327

Isobutane

0,0488

n-Butane

0,2122

Isopentane

0,3741

n-Pentane

0,6270

Cyclopentane

0,0300

2,2-Dimethylbutane

0,0243

2,3-dimethylbutane

0,0530

2-methyl-pentane

0,3885

3-methyl-pentane

0,2099

n-hexane

0,8528

2.1.2.2. Dầu Dubai
Dầu Dubai là dầu thô chua với độ API là 31.2 và tổng hàm lượng S theo khối lượng là
2.1%. Dầu Dubai có giá trị K là 11.78 thuộc loại dầu trung bình.
•

Đường cong chưng cất: Đường cong chưng cất và tỉ trọng được thể hiện ở bảng
dưới:
Bảng 2-3: Đường cong chưng cất và đường cong tỉ trọng của dầu Dubai [2]
Tính chất từng phân đoạn
Nhiệt độ (oC)

% khối lượng tích lũy

Tỉ trọng

89

5

0.702

120.4

10

0.741

259.8

30

0.830

372.0

50

0.890

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

9


Đồ án Cơng nghệ 2

•

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xn

482.2

70

0.946

678.9

90

1.033

Light Ends: Hàm lượng của các cấu tử nhẹ trong dầu Dubai được tóm tắt ở bảng
dưới
Bảng 2-4: Thành phần Light Ends của dầu Dubai [2]

•

Thành phần

% khối lượng

Ethane

0.01

Propane

0.16

Isobutane

0.15

n-butane

0.59

Iso-pentane

0.62

n-pentane

0.93

Cyclopentane

0.09

Hàm lượng lưu huỳnh: Tổng hàm lượng lưu huỳnh trong dầu Dubai là 2.1 %
khối lượng với hàm lượng hydrogen sunphide ít hơn 0,0001% khối lượng. Đường
cong chưng cất với hàm lượng lưu huỳnh được cho bảng dưới đây:
Bảng 2-5: Đường cong chưng cất lưu huỳnh tổng [2]
Phần trăm thể tích (%V)

Hàm lượng S (% khối lượng)

15

0.0012

20

0.0012

25

0.0024

30

0.0048

35

0.0092

40

0.0136

45

0.0184

50

0.0224

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

10


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

55

0.0244

60

0.0252

65

0.0264

70

0.0276

75

0.0296

80

0.0320

85

0.0356

90

0.0392

2.2. Lưu lượng sản phẩm của phân xưởng CDU
2.2.1. Điểm cắt TBP thiết kế
Điểm cắt TBP được thiết kế với nguyên liệu nhà máy vận hành 100% dầu Bạch Hổ hoặc
100% dầu Dubai. Thiết kế của phân xưởng CDU dựa theo điểm cắt được cho dưới bảng
sau:
Bảng 2-6: Điểm cắt thiết kết TBP [2]
Sản phẩm

Điểm cắt TBP oC

Full Range Naphtha / Kerosene

165

Kerosene / Light Gas Oil

205

Light Gas Oil / Heavy Gas Oil

330

Residue

370

2.2.2. Lưu lượng sản phẩm của phân xưởng CDU với từng loại dầu
Dựa theo điểm cắt TBP được thiết kế như bảng 1.7, ta có lưu lượng sản phẩm được phân

bố theo bảng dưới đây:

SVTH: Nguyễn Bá Hoàng Nhân – Ngô Đức Hy - 17H5CLC

11


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

Bảng 2-7: Phân phối sản phẩm của phân xưởng khi sử dụng dầu Bạch Hổ [2]
Sản Phẩm

Lưu lượng dòng (Kg/h)

% khối lượng (%wt)

LPG

2181

0,27

Naphtha

108314

13,30

Kerosene

51188

6,28

Light Gas Oil

170716

20,96

Heavy Gas Oil

69822

8,57

Residue

407324

50,01

Bảng 2-8: Phân phối sản phẩm của phân xưởng khi sử dụng dầu Dubai [2]
Sản Phẩm

Lưu lượng dòng (Kg/h)

% khối lượng (%wt)

LPG

7000

0,86

Naphtha

130072

16,01

Kerosene

48747

6,00

Light Gas Oil

154839

19,06

Heavy Gas Oil

64933

7,99

Residue

403303

49,64

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

12


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

CHƯƠNG 3: MƠ PHỎNG PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ
QUYỂN CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT
3.1. Giới thiệu về phần mềm mô phỏng Hysys
Hysys là phầm mềm chuyên dụng dùng để tính tốn và mơ phỏng cơng nghệ được dùng
cho chế biến dầu và khí. Aspen Hysys là bộ phận của Aspen One thuộc công ty Aspen
Tech của Mỹ, là một phần mềm có khả năng tính tốn đa dạng, cho kết quả có độ chính
xác cao, đồng thời cung cấp nhiều thuật tốn sử dụng, trợ giúp trong q trình tính tốn
cơng nghệ, khảo sát các thơng số trong q trình thiết kế nhà máy chế biến khí. Ngồi thư
viện có sẵn, Hysys cho phép người sử dụng tạo các thư viện riêng rất thuận tiện cho việc
sử dụng. Ngoài ra, Hysys cịn có khả năng tự động tính tốn các thơng số cịn lại nếu thiết
lập đủ thơng tin. Đây là ưu điểm của Hysys giúp người sử dụng tránh những sai sót và
đồng thời có thể sử dụng những dữ liệu ban đầu khác nhau.
Hysys được thiết kế sử dụng cho hai trạng thái mơ phỏng:
•

•

Steady Mode: Trạng thái tĩnh, sử dụng thiết kế công nghệ cho một q trình.
Dynamic Mode: Trạng thái động, mơ phỏng thiết bị hay quy trình ở trạng thái
đang vận hành liên tục, khảo sát sự thay đổi các đáp ứng của hệ thống theo sự thay
đổi của một vài thông số.

3.2. Các bước tiến hành mô phỏng trên Hysys
Để làm một bài mô phỏng về một công nghệ ta cần phải thực hiện các bước sau:
•

Chọn hệ đơn vị: Đối với mỗi bài tốn mơ phỏng thì vấn đề chọn hệ đơn vị quyết
định đến độ chính xác của bài mơ phỏng. Trong Hysys, ta có thể tiến hành chọn
một hệ đơn vị mặc định của phần mềm hoặc chọn một hệ đơn vị mới ngồi phần
mềm mà ta có thể chỉnh sửa được.

Để chọn hệ đơn vị ta chọn simulation  home  unit sets.
Nhập các cấu tử: Trong tất cả các phần mềm mô phỏng, nhập các cấu tử là một
phần không thể thiếu để tiến hành mô phỏng. Để nhập các cấu tử ta chọn Add
trong Components. Ta có thể tìm các cấu tử theo Sim name, Full name hoặc
Formula. Ngồi ra, ta có thể tìm theo loại cấu tử bằng cách chọn View Filters.
• Chọn hệ nhiệt động: Chọn hệ nhiệt động được sử dụng để tính tốn dịng và
cáctính chất nhiệt động của các cấu tử và hỗn hợp trong q trình mơ phỏng
(enthalpy, entropy, tỷ trọng, cân bằng lỏng- hơi...). Vì vậy, việc chọn một hệ nhiệt
động phù hợp có một ý nghĩa vơ cùng quan trọng, là cơ sở cho việc tính tốn mơ
phỏng cho kết quả đúng.
•

Để chọn hệ nhiệt động ta chọn Add trong Fluid Pkgs.

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

13


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

Vào mơi trường mơ phỏng: Sau khi hồn thành các bước chuẩn bị cần thiết ta bắt
đầu chương trình mơ phỏng trong giao diện Simulation bằng cách bấm vào biểu
tượng của mơ phỏng.
• Xuất kết quả: Xuất kết quả của q trình mơ phỏng dưới dạng dữ liệu thơng qua
Report (chọn Tool/Reports) hoặc bằng đồ thị (Graph) hoặc dưới dạng bảng
(Table).
•

3.3. Khai báo dữ liệu mô phỏng
3.3.1. Khai báo ban đầu
3.3.1.1. Khai báo Light Ends
Khi q trình mơ phỏng được thực hiện, đầu tiên ta cần khai báo các cấu tử, thành phần
ban đầu của nguyên liệu. Nguyên liệu ban đầu của đồ án lần này là dầu thô, nên các cấu
tử ban đầu ta cần khai báo là Light Ends.
Dựa vào các Light Ends có ở Bảng 1.2 và Bảng 1.4 ta khai báo trong Hysys như sau:

Hình 3-3: Khai báo các Light Ends trong Hysys
3.3.1.2. Khai báo hệ nhiệt động trong phản ứng
Lựa chọn mơ hình nhiệt động thích hợp là một bước rất quan trọng trong quá trình mơ
phỏng, nó ảnh hưởng trực tiếp đến độ chính xác của q trình tính tốn.
Mỗi mơ hình cho phép tính tốn các thơng số:

•

Hằng số cân bằng pha K: thể hiện sự phân bố các cấu tử giữa các pha ở điều kiện
cân bằng Enthalpy của các pha lỏng và hơi: là năng lượng cần thiết để chuyển một

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

14


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

hệ từ trạng thái nhiệt động này sang trạng thái nhiệt động khác, nhằm phục vụ tính
tốn chính xác các q trình nén, giản nỡ và năng lượng tự do tối thiểu ở các thiết
bị phản ứng.
• Tỉ trọng của pha lỏng và pha hơi: để tính tốn q trình truyền nhiệt, trở lực và
xác định kích thước tháp chưng cất.
Để lựa chọn mơ hình nhiệt động thích hợp, nên dựa vào các yếu tố:
•
•
•

Thành phần của hỗn hợp.
Phạm vi nhiệt độ và áp suất.
Tính sẵn có của các thơng số vận hành thiết bị.

Đối với các hệ dầu khí có thể chọn các hệ nhiệt động như như SRK, Peng-Robinson hay
Grayson Street (GS).

Hình 3-4: Lựa chọn mơ hình nhiệt động trong Hysys
3.3.2. Khai báo Assay dầu thô
3.3.2.1. Khai báo Assay Bạch Hổ
Để khai báo một Assay dầu thô, ta cần chỉ số K uop, Tỉ trọng API, đường cong chưng cất
TBP và thành phần của Light Ends. Bên cạnh đó cịn có các dữ liệu khác có thể khai báo
nếu có. Dựa vào các dữ liệu của Assay Bạch Hổ được trình bày ở trên, ta có:
-

Chỉ số Kuop.
Độ API.
Đường cong TBP.
Đường cong tỉ trọng.
Thành phần Light Ends.

Ta tiến hành nhập dữ liệu, được biểu thị hình dưới đây:

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

15


Đồ án Cơng nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xn

Hình 3-5: Khai báo Assay với các dữ liệu có được
Với Bulk Properties, ta nhập Kuop và API, được biểu thị hình dưới đây:

Hình 3-6: Khai báo độ API và Kuop

Với Assay Data Type, ta nhập đường cong TBP với nhiệt độ sôi ( o C) và phần trăm khối
lượng của phần cất thu được.

Hình 3-7: Khai báo đường cong chưng cất TBP
Với Light Ends, ta nhập phần trăm khối lượng của các cấu tử
SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

16


Đồ án Cơng nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xn

Hình 3-8: Thành phần Light Ends trong dầu Bạch Hổ
Với Density, ta nhập tỉ trọng theo phần trăm khối lượng cất được

Hình 3-9: Tỉ trọng chuẩn của dầu Bạch Hổ
Sau khi hồn tất các khai báo, ta chọn Calculate để tính tốn. Bên cạnh đó, ta thu được
đồ thị đường cong chưng cất TBP và tỉ trọng, được thể hiện hình dưới đây:

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

17


Đồ án Cơng nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xn

Hình 3-10: Đường cong chưng cất TBP của dầu Bạch Hổ

Hình 3-11: Đường cong tỉ trọng của dầu Bạch Hổ
3.3.2.2. Khai báo Assay của dầu Dubai
Tương tự với các bước làm với dầu Bạch Hổ, ta cũng làm các bước như dầu Dubai, được
biểu thị ở những hình dưới đây:

Hình 3-12: Khai báo Kuop và API

Hình 3-13: Khai báo Light Ends

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

18


Đồ án Cơng nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xn

Hình 3-14: Khai báo đường cong TBP

Hình 3-15: Khai báo tỉ trọng chuẩn
Tuy nhiên, khác với dầu thô Bạch Hổ, dầu thơ Dubai có thêm đường cong lưu huỳnh
được cho ở Bảng 1.5, ta khai báo trong assay như sau:
Đầu tiên, ta chọn User Properties, đặt tên là surfur, sau đó ta add dữ liệu vào User
Curves, tiến hành nhập dữ liệu.

Hình 3-16: Khai báo đường cong lưu huỳnh
SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

19


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

Cuối cùng, ta bấm Calculate để tính tốn dầu thơ, tương tự ta cũng thu được đường cong
TBP, tỉ trọng và đường cong lưu huỳnh.

Hình 3-17: Đường cong TBP của dầu Dubai

Hình 3-18: Đường cong tỉ trọng của dầu Dubai

Hình 3-19: Đường cong lưu huỳnh của dầu Dubai

SVTH: Nguyễn Bá Hoàng Nhân – Ngô Đức Hy - 17H5CLC

20


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

3.4. Mơ phỏng phân xưởng chưng cất dầu thơ
Như trình bày ở trên, dầu thô trước khi đi vào tháp chưng cất thì phải đi qua các quá trình
là khử muối và gia nhiệt bằng lị đốt. Q trình khử muối được gia nhiệt sử dụng dịng
cơng nghệ lấy ra từ Pump Around và các dòng sản phẩm từ Side Strippers ở thân tháp.

Chính vì vậy, nhóm chúng em sẽ sử dụng các heater để đại diện cho các cụm khử muối
và tiền gia nhiệt. Sau khi mô phỏng thành công tháp CDU, chúng em sẽ sử dụng dịng
cơng nghệ mơ phỏng được để tiến hành mô phỏng lại cụm tách muối và gia nhiệt.
Vì nguyên liệu lần này là 85% Bạch Hổ và 15% Dubai, vì khơng có số liệu chính xác từ
nhà máy khi vận hành ở chế độ 85% Bạch Hổ và 15% Dubai, nên chúng em sẽ sử dụng
PFD của nhà máy khi vận hành 100% dầu Bạch Hổ để mô phỏng tháp chưng cất. Sau khi
mô phỏng thành cơng 100% Bạch Hổ, nhóm sẽ sử dụng dữ liệu này để chạy cho nguyên
liệu 85% và 15% và đánh giá kết quả.
3.4.1. Tạo dịng dầu thơ để mơ phỏng
Để mơ phỏng tháp, ta cần nhập dịng dầu thô, sau khi khai báo dầu thô xong, ta tiến hành
add dầu vào và tiến hành Install Oil để tạo dịng dầu thơ.

Hình 3-20: Dịng dầu thơ được tạo để mơ phỏng
Tiếp đó ta tiến hành khai báo các thơng số cơ bản cho dịng dầu thơ, ở đây ta sẽ khai báo
các thông số sau:
Bảng 3-9: Các thông số ban đầu của dịng dầu thơ
Thơng số

Giá trị

Nhiệt độ (oC)

50

Áp suất (kg/cm2_g)

20

Lưu lượng dầu thô (kg/h)

812500

Hàm lượng nước trong dầu (kg/h)

2010

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

21


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

3.4.2. Xác định các thơng số cho tháp chưng cất khí quyển
a. Xác định số đĩa lí thuyết
Q trình mơ phỏng dựa trên số đĩa lý thuyết của tháp. Vì vậy nếu chúng ta muốn có một
mơ hình chính xác và có độ tin cậy thì cần phải xác định được hiệu suất đĩa của tháp và
từ đó đưa ra số đĩa lí thuyết phù hợp cho tháp. Hiệu suất đĩa phụ thuộc vào nhiều yếu tố.
Nó thường được tính tốn và cân nhắc kĩ trong quá trình thiết kế để sao cho vừa đảm bảo
được chỉ tiêu về kĩ thuật vừa có hiệu quả về kinh tế. Có khá nhiều tài liệu nói về khoảng
dao động của hiệu suất đĩa. Trong đồ án này, nhóm chúng em sử dụng tài liệu Petroleum
Refinery Process Modeling Integrated Optimization Tools and Applications của các tác
giả Y. A. Liu, Ai-Fu Chang, Kiran Pashikanti và Refinery Process Modeling của tác giả
Gerald L.Kaes để mô phỏng tháp chưng cất.
Ta chia tháp chưng cất thành các vùng như sau:
• Vùng stripping đáy tháp: Vùng này thường có 5÷7 đĩa, hiệu suất vùng này thấp
do đó 2 đĩa lý thuyết là phù hợp. Lỏng ở đĩa trên cùng của stripping đáy tháp nhận
lỏng từ vùng nạp liệu.

• Vùng nạp liệu: Khơng có đĩa thực tế nào ở vùng này trong tháp chưng cất dầu
thô. Tuy nhiên, để thuận tiện cho việc mô phỏng ta sẽ dùng 1 đĩa lý thuyết cho
vùng này để cải thiện q trình tính tốn trong mơ phỏng và độ ổn định trong q
trình mơ phỏng của tháp.
• Vùng Wash: Vùng này bao gồm các đĩa giữa vùng nạp liệu cho đến đĩa rút HGO.
Các thiết kế cũ có 2÷4 đĩa thực tế do đó địi hỏi lượng overflash lớn để đảm bảo
chất lượng của HGO. Các thiết kế mới có 6÷8 đĩa, các đĩa trong vùng này có hiệu
suất thấp do lượng lỏng hồi lưu bé. Tương ứng số đĩa lý thuyết là một đĩa hay hai
đĩa. Ở đây nhóm em chọn theo các thiết kế mới, vùng rửa có hai đĩa lý thuyết.
• Vùng Pumparound: hệ thống PA của nhà máy theo kiểu conventional, tức là dịng
sản phẩm trích ra để vào thiết bị stripper và dòng lỏng tới PA được rút ra cùng một
đĩa, và dòng trở lại từ PA vào tháp chính ở đĩa phía trên đĩa lấy ra. Số đĩa thực tế
của vùng này chỉ là hai đĩa, một đĩa lấy ra và một đĩa quay về. Trong tháp sẽ có 4
vùng PA như thế này.
• Vùng phân tách các sản phẩm thân tháp: Tháp chưng cất khí quyển thường có
8÷10 đĩa thực tế giữa các vùng rút sản phẩm ra, một đĩa phân tách được sử dụng
cho vùng PA (nếu có). Đối với vùng phân tách gần đáy tháp chọn 2 đĩa lý thuyết là
phù hợp, đối với vùng phân tách ở trên ta dùng 3÷4 đĩa lý thuyết.
• Vùng đỉnh: Vùng tính từ đĩa rút sản phẩm KER cho đến đỉnh của tháp, hiệu suất
vùng này cao 65ữ70%.
ã i vi thỏp stripper thõn thỏp: Stripper s dng hơi nước có 6÷10 đĩa thực tế
tương ứng với 2÷4 đĩa lý thuyết. Ta chọn 5 đĩa lý thuyết cho Stripping Kerosene, 3
đĩa lý thuyết cho Stripping LGO và 3 đĩa lý thuyết cho stripping HGO.

SVTH: Nguyễn Bá Hoàng Nhân – Ngô Đức Hy - 17H5CLC

22


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

Bảng 3-10: Xác định số đĩa lý thuyết của tháp chính T-1101[3]
Vùng

Đĩa thực
tế

Hiệu suất (%)

Đĩa lý
thuyết

Stripping đáy tháp

5

30

2

Nạp liệu

1

30

1

Vùng rửa

4

30

2

Vùng PA của HGO

4

30

2

Vùng phân tách HGO/LGO

8

50

4

Vùng PA của LGO

4

50

2

Vùng phân tách LGO/KERO

7

55

4

Vùng PA của KERO

4

55

2

Vùng phân tách
KERO/NAPTHA

7

70

5

Vùng PA đỉnh

4

70

3

Tổng số đĩa

48

27

b. Các thông số vận hành của tháp
Dựa vào 8474L-011-PFD-0010-000-2, ta xác định được các điều kiện vận hành của tháp,
được thể hiện ở bảng dưới đây:
Bảng 3-11: Các thông số vận hành của tháp chính T-1101[4]
Tháp T-1101

Số liệu mơ phỏng

Số đĩa (N)

27

Đĩa nạp liệu (NF)

25

Nhiệt độ đỉnh (°C)

124

Nhiệt độ đáy (°C)

349

Áp suất đỉnh (kg/cm2_g)

1.5

Áp suất đáy (kg/cm2_g)

2.0

Dòng hơi nước vào đĩa số

27

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

23


Đồ án Công nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xuân

c. Các dòng hơi nước được sử dụng
Ở tháp chưng cất, sẽ có vùng Stripping đáy tháp, ở đó hơi nước được đưa vào để bốc hơi
các phần nhẹ ở trong dầu thơ. Bên cạnh đó với các Side Strippers để rút sản phẩm LGO
và HGO cũng có sử dụng hơi nước để bốc hơi cấu tử nhẹ và quay về lại đĩa phía trên của

đĩa rút sản phẩm ở thân tháp. Các thơng số của dịng hơi nước được sử dụng được thể
hiện ở bảng dưới đây
Bảng 3-12: Các dòng hơi nước được sử dụng [4]
Tên dòng hơi nước

Nhiệt độ (oC)

Áp suất (kg/cm2_g)

Lưu lượng
(kg/h)

Dòng hơi nước vào
tháp T-1101

350

3.5

16000

Dòng hơi nước vào
Side Strippers LGO

350

3.5

5070

Dịng hơi nước vào
350
3.5
2600
Side Strippers HGO
3.4.3. Mơ phỏng cụm chưng cất khí quyển
Dầu thơ đầu tiên sẽ nhập dòng với nước, qua các cụm thiết bị trao đổi nhiệt để gia nhiệt
lên nhiệt độ tách muối, được mô phỏng lại như hình dưới:

Hình 3-21: Mơ phỏng đơn giản cụm tách muối – 1

Hình 3-22: Mơ phỏng đơn giản cụm tách muối - 2
Sau khi tách muối xong, dầu thô được tiếp tục đưa qua các cụm thiết bị trao đổi nhiệt để
gia nhiệt lên nhiệt độ khoảng 283 oC trước khi vào lò đốt, sau khi qua lò đốt thì nhiệt độ
dầu thơ có giá trị là 358oC, các giá trị này được tham khảo từ 8474L-011-PFD-0010-0002. Cụm gia nhiệt được mơ phỏng, thể hiện ở các hình dưới đây:
SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

24


Đồ án Cơng nghệ 2

GVHD: TS. Nguyễn Thị Thanh Xn

Hình 3-23: Mô phỏng đơn giản cụm gia nhiệt
Tiếp đến, ta mô phỏng tháp chưng cất, các bước được tiến hành như hình dưới đây:

Hình 3-24: Khai báo ban đầu tháp chưng cất

Hình 3-25: Khai báo giá trị áp suất ở đỉnh và đáy tháp

SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC

25