MÔ PHỎNG PHÂN XƯỞNG CDU CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT BẰNG PHẦN MỀM MÔ PHỎNG PROII 8.1

MÔ PHỎNG PHÂN XƯỞNG CDU CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT BẰNG PHẦN MỀM MÔ PHỎNG PROII 8.1

MỤC LỤC

MỤC LỤC 1 CHƯƠNG 1 91.1 Tổng quan: 9

1.2 Các phân xưởng trong nhà máy lọc dầu: 10

1.2.1 Các phân xưởng công nghệ: Bao gồm 14 phân xưởng công nghệ: 11

1.2.2 Các phân xưởng phụ trợ: Bao gồm 11 phân xưởng phụ trợ: 11

1.2.3 Phân xưởng ngoại vi: 11

1.3 Sản phẩm: 12

1.4 Sơ lược về các phân xưởng công nghệ: 12

1.4.1 Phân xưởng chưng cất khí quyển (U011): 12

1.4.1.1 Công suất thiết kế: 12

1.4.1.2 Mô tả chung: 12

1.4.2 Phân xưởng NHT (U012) 13

1.4.2.1 Công suất: 23.500 thùng/ngày 13

1.4.2.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP 13

1.4.2.3 Mô tả chung: 13

1.4.3 Phân xưởng Reforming xúc tác liên tục CCR (U013) 14

1.4.3.1 Công suất thiết kế: 21.100 thùng/ngày 14

1.4.3.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP 14

1.4.3.3 Mô tả chung: 14

1.4.4 Phân xưởng xử lý Kerosene KTU (U014) 14

1.4.4.1 Công suất: 10.000 thùng/ngày 14

1.4.4.2 Nhà cung cấp bản quyền: Merichem 14

1.4.4.3 Mô tả chung: 14

1.4.5 Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi cặn (RFCC-U015) 14

1.4.5.1 Công suất: 69.700 thùng/ngày 14

1.4.5.2 Nhà cung cấp bản quyền: IFP 14

1.4.5.3 Chế độ vận hành: 14

1.4.5.4 Mô tả chung: 15

1.4.6 Phân xưởng xử lý LPG (U 016) 15

1.4.6.1 Công suất: 21.100 thùng/ngày 15

1.4.6.2 Nhà cung cấp bản quyền: Merichem 15

1.4.6.3 Công nghệ: tiếp xúc màng sợi Fiber-film contractor 15

1.4.6.4 Mô tả chung: 15

1.4.7 Phân xưởng xử lý Naphtha của phân xưởng RFCC (U017) 16

1.4.7.1 Công suất: 45.000 thùng/ngày 16

1.4.7.2 Nhà cung cấp bản quyền: Merichem 16

1.4.7.3 Công nghệ: Tiếp xúc màng-sợi 16

1.4.7.4 Mô tả chung: 16

1.4.8 Phân xưởng xử lý nước chua SWS (U018) 16

1.4.9 Phân xưởng tái sinh amine (U019) 16

1.4.10 Phân xưởng trung hòa kiềm thải (U020) 17

1.4.11 Phân xưởng thu hồi Propylen (U021) 17

1.4.12 Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (U022) 17

1.4.13 Phân xưởng đồng phân hóa (U023) 18

1.4.13.1 Công suất: 65000 thùng/ngày 18

1.4.13.2 Nhà cung cấp bản quyền: UOP 18

1.4.13.3 Mô tả chung: 18

1.4.14 Phân xưởng xử lý LCO bằng hydro (U024) 18

1.4.14.1 Công suất: 1.320.000 tấn/năm 18

1.4.14.2 Nhà cung cấp bản quyền: IFP (Axens) 18

1.4.14.3 Mô tả chung: 18

1.5 Các công nghệ tiên tiến được sử dụng trong nhà máy lọc dầu Dung Quất: 18

CHƯƠNG 2 20 GIỚI THIỆU VỀ PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN (CDU) 20

1.6 Tổng quan: 20

1.7 Mô tả quá trình công nghệ: [5] 21

1.7.1 Hệ thống tiền gia nhiệt cho dầu thô: 22

1.7.2 Cụm thiết bị tách muối: 25

1.7.3 Lò đốt: 29

1.7.4 Chưng cất dầu thô: 30

1.7.4.1 Vùng sản phẩm đỉnh (overhead section): 34

1.7.4.2 Vùng Kerosene (Kerosene Section): 34

1.7.4.3 Vùng Light Gas Oil (Light Gas Oil Section): 35

1.7.4.4 Vùng Heavy Gas Oil (Heavy Gas Oil Section): 36

1.7.4.5 Vùng Nạp Liệu (Overflash Section): 36

1.7.4.6 Vùng cặn chưng cất (Residue section): 37

1.7.5 Cụm tháp ổn định xăng (Stabilizer Section): 37

1.7.6 Các thiết bị làm khô bằng chân không: 40

1.7.7 Vùng tạo chân không cho tháp làm khô (Vacuum Section): 40

1.7.8 Hóa chất bổ sung: 43

1.7.8.1 Chất trung hòa (Neutralizer): 43

1.7.8.2 Hóa chất ức chế ăn mòn (Corrosion Inhibitor): 43

1.7.8.3 Chất phá nhũ (Demulsifier): 43

1.7.8.4 Chất chống đóng cặn (Antifoulant): 44

1.8 Nguyên lý công nghệ: 44

1.8.1 Gói thiết bị tách muối: 44

1.8.2 Gói thiết bị tạo chân không: 45

1.9 Công nghệ thiết bị: 45

1.10 Các biến công nghệ: 46

1.10.1 Lưu lượng nguyên liệu CDU: 46

1.10.2 Nhiệt độ đầu ra của lò gia nhiệt: 46

1.10.3 Nhiệt độ tại đỉnh của tháp phân tách chính T-1101: 47

1.10.4 Áp suất của tháp phân tách chính: 47

1.10.5 Các dòng hồi lưu tuần hoàn: 47

1.10.6 Sự điều chỉnh về chỉ tiêu chất lượng sản phẩm: 47

1.10.7 Hơi quá nhiệt dùng để tách phần nhẹ trong tháp tách chính T-1101: 48

1.10.8 Overflash: 49

1.10.9 Nhiệt độ của tháp ổn định xăng T-1107: 49

CHƯƠNG 3 501.11 Giới thiệu về Pro/II: 50

1.12 Các bước tiến hành mô phỏng: 50

CHƯƠNG 4 531.13 Nguyên liệu: [3] 53

1.14 Sơ đồ mô phỏng bằng phần mềm PRO/II 8.1: 55

1.15 Mô hình nhiệt động: 55

1.16 Xây dựng mô hình và các thông số mô phỏng cần thiết: 55

1.16.1 Lưu lượng dòng nguyên liệu và các dòng sản phẩm chính: [3] 56

1.16.2 Các điều kiện vào tháp của dầu thô: 56

1.16.3 Thông số các dòng hơi nước quá nhiệt: 57

1.16.4 Các thông số thiết kế và vận hành của tháp chính T-1101: [1], [25] 57

1.16.5 Các thông số thiết kế và vận hành của tháp stripping: [25] 59

1.16.6 Các tiêu chuẩn kỹ thuật: 60

1.16.7 Mô hình tháp T-1101 trong mô phỏng bằng phần mềm Pro/II: 61

1.17 Tiến hành mô phỏng: 62

1.17.1 Thiết kế cho tháp chính T-1101: 62

1.17.1.1 Mô phỏng tháp T-1101 với số đĩa lí thuyết là 29 (hiệu suất đĩa 60%): 631.17.1.2 Mô phỏng tháp T-1101 với số đĩa lí thuyết là 39 (hiệu suất đĩa 80%): 681.17.1.3 Mô phỏng tháp T-1101 với số đĩa lí thuyết là 34 (hiệu suất đĩa 70%): 721.17.1.4 Nhận xét đánh giá và lựa chọn mô hình: 78

KẾT LUẬN 91 TÀI LIỆU THAM KHẢO 92

PHỤ LỤC 94

DANH MỤC HÌNH

Hình 1.1: Sơ đồ tổng thể vị trí nhà máy lọc dầu Dung Quất 9

Hình 1.2: Sơ đồ các cụm phân xưởng nhà máy lọc dầu Dung Quất 10

Hình 2.1: Mô hình 3D của phân xưởng CDU nhà máy lọc dầu Dung Quất theo hướng Đông Nam 20

Hình 2.2: Mô hình 3D của phân xưởng CDU nhà máy lọc dầu Dung Quất theo hướng Tây Nam 21

Hình 3.1 Biểu tượng phần mềm Pro/II 50

Hình 3.2 Giao diện phần mềm Pro/II 51

Hình 4.1 Đường cong TBP của dầu thô Bạch Hổ 54

Hình 4.2 Sơ đồ mô phỏng phân xưởng CDU của Nhà máy lọc dầu Dung Quất bằng phần mềm PROII 55

Hình 4.3: Mô hình tháp T-1101 trong mô phỏng bằng phần mềm Pro/II 61

Hình 4.4: Mô hình tháp T-1101 trong trường hợp 29 đĩa lí thuyết 65

Hình 4.5: Mô hình tháp T-1101 trong trường hợp 39 đĩa lí thuyết 69

Hình 4.6: Mô hình tháp T-1101 trong trường hợp 34 đĩa lí thuyết 73

Hình 4.7 Biểu đồ so sánh đường cong ASTM D86 của Kerosen tài liệu và Kerosen mô phỏng .76

Hình 4.8 Biểu đồ so sánh đường cong ASTM D86 của LGO tài liệu và LGO mô phỏng 77

Hình 4.9 Biểu đồ so sánh đường cong ASTM D86 của HGO tài liệu và HGO mô phỏng 77

DANH MỤC BẢNG BIỂU

LỜI MỞ ĐẦU 8

Bảng 2: Dãy các thiết bị trao đổi nhiệt 23

Bảng 4.1 Số liệu đường cong TBP của dầu thô Bạch Hổ 53

Bảng 4.2 Số liệu các thành phần nhẹ của dầu thô Bạch Hổ 54

Bảng 4.3:Lưu lượng các phân đoạn 56

Bảng 4.4: Thông số của hơi nước Stripping 57

Bảng 4.5 Các thông số thiết kế và vận hành của tháp chính T-1101 57

Bảng 4.6 Các thông số thiết kế và vận hành của Pumparound đỉnh 57

Bảng 4.7 Các thông số thiết kế và vận hành của Pumparound 1 58

Bảng 4.8 Các thông số thiết kế và vận hành của Pumparound 2 58

Bảng 4.9 Các thông số thiết kế và vận hành của Pumparound 3 58

Bảng 4.10 Các thông số thiết kế và vận hành của tháp T-1102 59

Bảng 4.11 Các thông số thiết kế và vận hành của tháp T-1103 59

Bảng 4.12 Các thông số thiết kế và vận hành của tháp T-1104 60

Bảng 4.13: Một số thông số của các dòng sản phẩm tháp T-1101 (hiệu suất đĩa 60%) 67

Bảng 4.14: So sánh tỉ trọng của các dòng sản phẩm theo mô phỏng và theo tài liệu (hiệu suất đĩa 60%) 67

Bảng 4.15: So sánh số liệu đường cong ASTM D86 của các dòng sản phẩm theo mô phỏng và theo tài liệu (hiệu suất đĩa 60%) 68

Bảng 4.16: Một số thông số của các dòng sản phẩm tháp T-1101 (hiệu suất đĩa 80%) 71

Bảng 4.17: So sánh tỉ trọng của các dòng sản phẩm theo mô phỏng và theo tài liệu (hiệu suất đĩa 80%) 71

Bảng 4.18: So sánh số liệu đường cong ASTM D86 của các dòng sản phẩm theo mô phỏng và theo tài liệu (hiệu suất đĩa 80%) 72

Bảng 4.19: Một số thông số của các dòng sản phẩm tháp T-1101 (hiệu suất đĩa 70%) 75

Bảng 4.20: So sánh tỉ trọng của các dòng sản phẩm theo mô phỏng và theo tài liệu (hiệu suất đĩa 70%) 75

Bảng 4.21: So sánh số liệu đường cong ASTM D86 của các dòng sản phẩm theo mô phỏng và theo tài liệu (hiệu suất đĩa 70%) 76

Bảng 4.22 Bảng kiểm tra lượng hơi nước Stripping 78

Bảng 4.23 Các thông số hoạt động của tháp T-1107 79

Bảng 4.25 Kết quả mô phỏng các thiết bị trao đổi nhiệt 87

Bảng 4.26 Kết quả mô phỏng các bơm 88

LỜI MỞ ĐẦU

Dầu khí là một nguồn tài nguyên quý giá mà từ lâu con người đã được biết đến.Tuy nhiên mãi đến đầu thế kỷ 20, khi nền khoa học kỹ thuật phát triển mạnh mẽ cộngvới nhu cầu năng lượng đang là vấn đề lớn thì dầu khí mới được đánh giá, sử dụngđúng tầm quan trọng của nó Nó trở thành một nguồn nguyên liệu chủ yếu trong rấtnhiều ngành công nghiệp hoá học, năng lượng và trong hầu hết các lĩnh vực hoạt độngcủa nền kinh tế quốc dân Với những ý nghĩa đó, Nhà máy lọc dầu Dung Quất đã đượcxây dựng với năng suất ban đầu là 6.5 triệu tấn dầu thô/ năm Tuy nhiên, với nhu cầungày càng tăng của các sản phẩm dầu mỏ như hiện nay, việc tăng năng suất nhà máy làrất cấp thiết

Mô hình hóa và mô phỏng là một phương pháp nghiên cứu khoa học được ứng dụng rất rộng rãi: từ nghiên cứu, thiết kế chế tạo đến vận hành các hệ thống Do đó, nó được sử dụng trong nhiều lĩnh vực sản xuất và xã hội Ngày nay, khó có thể tìm thấy lĩnh vực nào mà con người không 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 tác động để điều khiển hệ thống Và lĩnh vực chế biến dầu mỏ cũng không là một ngoại lệ

Làm thế nào để thiết kế được các thiết bị, phải vận hành hệ thống ra sao để có được hiệu quả cao nhất đó là một bài toàn khó luôn đặt ra cho các nhà nghiên cứu, các nhà

kỹ thuật…Mô hình hóa và mô phỏng là một công cụ mạnh trong việc giải các bài toán trên Ngày nay, với sự trợ giúp của máy tính tốc độ cao kết hợp với các phần mềm chuyên dụng như ProII, Hysys, Dynsim…càng làm cho việc tối ưu hóa, qui hoạch và

mô phỏng thuận lợi hơn

Từ những phân tích trên, tôi quyết định chọn đề tài: “Thiết kế hệ thống chưng cất

và thu hồi nhiệt tại 115% năng suất (7.5 triệu tấn/ năm) của nhà máy lọc dầu Dung Quất bằng phần mềm mô phỏng PRO/II ”

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

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

- Khu bể chứa dầu thô : 42 ha.

- Khu bể chứa sản phẩm: 44 ha

- 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 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)

- 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

- Phân xưởng khí điều khiển + khí công nghệ U035

- 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

- Phân xưởng xử lý nước thải PP U058

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 và141.000 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 bằngcác dòng sản phẩm và dòng bơm tuần hoàn trước khi vào lò gia nhiệt Dầu thô đượctách phân đoạn thành một số sản phẩm trong tháp chưng cất chính và các tháp stripperbên 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:

Sản phẩm ĐếnFull range Naphtha

KeroseneLGOHGO

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 cụmphân 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 đóđược đưa đến tháp spliter và được phân tách thành 2 dòng: Light Naphtha và HeavyNaphtha

- 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 chứaKerosene hoặc được sử dụng làm nguyên liệu trộn để sản xuất Diesel, hoặc nó đượcđưa tới phân xưởng xử lý Kerosene Tại đây dòng nguyên liệu được xử lý để loại bỏthành phần mercaptan (RSH), Hydrosulfide (H2S), acid Naphthenic (RCOOH) vànước Kerosene sau khi xử lý và phun phụ gia chống tĩnh điện (anti-static) vào sẽ đượcđưa 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 trộnDiesel 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 sảnphẩm 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 Hydrotại phân xưởng NHT Nguyên liệu đi vào thiết bị phản ứng tiếp xúc với các tầng xúctác tuần hoàn, chúng được tái sinh liên tục để duy trì hoạt tính xúc tác Sản phẩm đi ra

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 phânxưởng chưng cất dầu thô với mục đích loại bỏ thành phần mercaptan (RSH),hydrosulfide (H2S), acid naphthenic (RCOOH) và nước

Dung dịch kiềm với nồng độ 20oBe và 20oBe 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 lựcJetA1 hoặc được đưa đến bể chứa trung gian làm nguyên liệu phối trộn Diesel thươngphẩm Dung dịch Amine loãng (MEA) sẽ được sử dụng trong phân xưởng KTU theotừng 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 )

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 chứadầu 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) DòngAmine bẩn sẽ được đưa trở lại ARU để tái sinh

Dòng khí ướt và sản phẩm đỉnh từ tháp chưng cất chính được đưa tới cụm xử lý khícủa 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 khiphân tách ra trong phân xưởng thu hồi Propylene (PRU)

-Toàn bộ dòng Naphtha thu hồi được đưa tới phân xưởng xử lý Naphtha củaphân 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 RFCCtrước khi đưa tới phân xưởng thu hồi Propylene Phần lớn H2S trong dòng LPG đượctách 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, carbonylsulfide và H2S 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 xưởngNTU 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, tạiđây các hydrocarbon được tách khí Dòng khí chua này được đưa tới đầu đuốc đốt khíchua Hỗn hợp nước chua được bơm qua thiết bị trao đổi nhiệt nguyên liệu và sảnphẩm đáy tới cột tách, tại đây ammoniac và H2S hòa tan được loại ra khỏi nước chua.Khí chua ở đỉnh của tháp tách được ngưng tụ và hồi lưu, và phần khí chua còn lại vớinồng 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 dẫntới phân xưởng xử lý nước thải (ETP) Một phần nước đã khử chua được sử dụng làmnước 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 bỏhydrocacbon và khí khỏi amine Dầu tràn ra được dẫn đến bể chứa dầu thải nhẹ, khíchua 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 H2S 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 cáctháp hấp thụ H2S trong phân xưởng RFCC Một phần dòng Amine được lọc để loại bỏtạp chất

Trong trường hợp phân xưởng dừng hoạt động, một bể có khả năng chứa toàn bộlượng Amine đã qua sử dụng Amine sạch được chứa trong một bể nhỏ bổ sung để phachế 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 vànaphthenic ra khỏi các dòng kiềm thải

Kiềm thải được tách khí và sau đó được trung hòa bằng acid sulfuric Nước muốitrung hòa được đưa tới phân xưởng xử lý dòng thải Khí chua sinh ra từ phân xưởngđược đưa đến đuốc đốt khí chua Các dòng đưa tới phân xưởng trên cơ sở từng mẻ vàliên 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 nằmtrong 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 phânxưởng 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 đầutrong quá trình loại C4 ra khỏi LPG trong một tháp tách C3/C4 Thiết bị tách chínhPropane/Propylene có hai cấp

Cấp một là giai đoạn tách C2-

Cấp hai là cột tách propane/Propylene Sản phẩm Propylene từ cột táchPropane/Propylene tiếp tục được tinh chế thêm Giai đoạn thứ nhất sẽ là loại bỏcarbonyl sulfur bằng xúc tác khô Giai đoạn thứ hai thông thường bao gồm việc loại bỏAsen, Phosphor và antimoan bằng tầng xúc tác khô Các giai đoạn tinh chế được kếthợp 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 3tấn lưu huỳnh/ngày để xử lý khí acid từ phân xưởng ARU, khí thoát ra từ phân xưởngSWS và khí thải từ CNU Khí acid từ ARU được đưa tới lò phản ứng, khí thoát ra từphân 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 củaphân 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 ứngtiêu 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 octanecao hơn, nguyên liệu được sử dụng là phân đoạn Naphtha nhẹ đã xử lý hydro từ phânxưởng 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)

- Cụm phân xưởng xử lý bằng hydro nguyên liệu và phân xưởng Reforming xúctác 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 xăng thương phẩm Mặc khác phân xưởng này còn cung cấp một lượng H2

cho các phân xưởng xử lý bằng H2 của nhà máy như NHT (xử lý nguyên liệu cho phânxưởng Reforming xúc tác liên tục (CCR), LCO-HDT, PP) Ưu điểm của công nghệUOP đối với phân xưởng CCR là tăng hiệu suất sản phẩm, khả năng tái sinh xúc táccao và yêu cầu về bảo dưỡng thấp

- Phân xưởng cracking xúc tác tầng sôi nguyên liệu cặn (RFCC), sử dụng côngnghệ R2R của IFP (Pháp) để chuyển hóa nguyên liệu cặn của phân xưởng chưng cấtkhí 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 bịphản ứng dạng ống đứng riser, hệ thống tách đầu ra của riser, bộ phận bốc cáchydrocarbon 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 nghệR2R 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 giảmhiệu 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 xưởngtrung hòa kiềm (CNU) nhằm mục đích xử lý H2S và mercaptan có mùi khó chịu và ănmòn (KTU, LTU, NTU) và trung hòa kiềm (CNU)

CHƯƠNG 2 GIỚI THIỆU VỀ PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN

(CDU)

1.6 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 và thu hồi nhiệt tại 115% năng

suất (7.5 triệu tấn/năm) của nhà máy lọc dầu Dung Quất bằng phần mềm mô phỏng

PRO/II”

Hình 2.1: Mô hình 3D của phân xưởng CDU nhà máy lọc dầu Dung Quất theo hướng Đông Nam

Hình 2.2: Mô hình 3D của phân xưởng CDU nhà máy lọc dầu Dung Quất theo

hướng Tây Nam

1.7 Mô tả quá trình công nghệ: [5]

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 từ1÷ 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 140OC, tại nhiệt độ này dầu thô được khử muối Công đoạn này được thực hiện ở áp suất đủ

lớn (10 ÷13 kg/cm2g) nhằm mục đích giữ cho hỗn hợp dầu thô 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 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 340-360oC) 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 đểtận 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 900C, áp suất 5,5 kg/cm2g; dòng còn lại đi qua các thiết bị traođổi nhiệt để tiếp tục làm lạnh ở nhiệt độ 700C rồi mới đưa vào bể chứa

1.7.1 Hệ thống tiền gia nhiệt cho dầu thô:

Dầu thô được bơm từ bể chứa đến phân xưởng chưng cất dầu thô bởi bơm nguyênliệu P-6001A/B/C Sau khi đi vào cụm phân xưởng, dầu thô được gia nhiệt tại 2 dãythiết 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

50oC được nâng lên 140–133oC tùy theo nguyên liệu là dầu thô Bạch Hổ hay Dubai Đểgiữ 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 140-133oC đến 283-277oC 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 1105A-J và 1106A-F tương ứng.

E-Bảng 2 tóm tắt các thiết bị trao đổi nhiệt cũng như các dòng sản phẩm nóng được sửdụng trong mỗi thiết bị trao đổi nhiệt

Bảng 2: Dãy các thiết bị trao đổi nhiệt

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

1.7.2 Cụm thiết bị tách muối:

Muối vô cơ được tách ra từ quá trình nhũ tương hóa nước với dầu và được tách ra ởthiết 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 nhằmđạt tiêu chuẩn là 2.0 ppm khối lượng (tối đa) và nước tự do là 0.2% thể tích (tối đa) tạinhiệt 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 táchmuối cấp thứ hai (A-1101-D-02) được đưa vào dòng dầu thô trước khi đi vào thiết bịtách 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 hợpnhất ở trạng thái nhũ tương tại van trộn 011-PDV-503 đặt ở dòng vào của thiết bị táchmuối cấp thứ nhất A-1101-D01 Dòng lưu thể đi vào thiết bị tách muối cấp thứ nhất vàđược 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 tanmuối đi xuống phần đáy của bình tách và được đưa đến phân xưởng xử lý nước thảiETP

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

đi vào bình tách thứ hai qua van trộn 011-PDV-506 (nước tuần hoàn từ thiết bị táchmuối thứ hai có thể được đưa trở lại trước thiết bị trộn tĩnh thứ hai thông qua 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 điềukhiển chênh áp ở 011-PDIC-503/506

Dưới tác động của lực tĩnh điện, dầu thô được tách muối thêm một lần nữa triệt đểhơn 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 táchmuối thứ nhất bởi bơm P-1118 A/B

Hệ thống tách muối được thiết kế có thể vận hành với chỉ một cấp (một trong haithiết 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 thiểulượng dầu cuốn theo dòng nước thải, hóa chất phá nhũ từ bể chứa A-1104-D-12 đượcbơm A-1104-P-23A/B đưa đến cho cả dòng nguyên liệu dầu thô trước dãy tiền gianhiệt 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 tụtại đáy của thiết bị tách muối Nước rửa bùn được trích ra từ một phần của nước rửamuối đi từ E-1128 để sục vào phần chất rắn tích tụ tại đáy của bể tách và các chất rắnđược 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 liệudầu 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 dòngnước sạch cung cấp cho quá trình tách muối tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1128 A-E vàtiếp tục được làm nguội sâu hơn tại thiết bị làm nguội bằng không khí (E-1129) Cuốicùng 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 nướcrửa muối D-1109 đến các thiết bị trao đổi nhiệt E-1128 A-E nhằm nâng nhiệt độ củanước rửa muối lên 120oC 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 dòngnước công nghệ để rửa muối bị hạn chế trong trường hợp chế biến dầu ngọt

1.7.3 Lò đốt:

Để nâng nhiệt độ của dầu thô đến nhiệt độ cần thiết cho quá trình chưng cất

(340-364oC tương ứng với trường hợp vận hành dầu Bạch Hổ hay dầu Dubai) và hóa hơimột 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 02buồng 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, 4nhánh được chuyển tiếp về buồng đốt thứ nhất và 4 nhánh còn lại đi về buồng đốt thứ

2 Đường ra của mỗi nhánh đặt tại đỉnh của vùng bức xạ

Ngoài ra, một lượng nhiệt từ dòng khí thải còn được dùng để tạo hơi quá 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 nhiệtcho dầu thô đặt thẳng đứng Có 72 ống trong mỗi buồng đốt, mỗi ống có chiều dài là17.9m Những ống này có các giá đỡ đặt tại đỉnh, các điểm neo ở khoảng giữa và đáycủa ống Bước chuyển tiếp của các ống từ vùng đối lưu đến vùng bức xạ đặt ở bênngoài 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 dầuthô và 3 lớp ống để sản xuất hơi quá nhiệt 3 lớp ống công nghệ tại cuối vùng đối lưu làcác 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 fieldcũng 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 dòngkhông 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 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 nhằmcho 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 độdầu 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 cầncung cấp Nói một cách khác, khi muốn tăng công suất của lò đốt theo yêu cầu, dòngkhông khí cấp vào sẽ tăng trước khi tăng dòng khí nhiên liệu Ngược lại, khi giảm côngsuất của lò đốt, dòng khí đốt phải giảm trước khi giảm dòng không khí Dòng khôngkhí phải luôn được cung cấp một cách đầy đủ và đảm bảo trong suốt quá trình vậnhành

Nguyên tắc điều khiển lò đốt phải được tuân thủ trong suốt quá trình vận hành bìnhthường Tuy nhiên, khi khởi động, nguyên tắc này có thể được chuyển sang chế độ vậnhành 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 trịnhiệt độ đầu ra của dòng hơi quá nhiệt theo mong muốn Các giá trị cần điều chỉnhđược thực hiện thông qua vòng điều khiển 011-TT/TIC/TV-063

1.7.4 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

Các sản phẩm nặng hơn được lấy ra bên cạnh sườn tháp bởi quá trình hồi lưu nộixảy ra bên trong tháp và dòng hơi quá nhiệt được sử dụng để tách các thành phần nhẹtại các tháp stripper T-1103/1104 Riêng tháp T-1102 sử dụng Reboiler để bốc hơiphần nhẹ

Đặc tính của mỗi phân đoạn có thể được thay đổi theo yêu cầu nhưng sẽ làm ảnhhưởng đến phân đoạn liền kề nó Về cơ bản, hầu hết các tiêu chuẩn về sản phẩm chưngcất dầu thô xuất phát từ phương pháp ASTM Phương pháp này cho biết nhiệt độ vàthành 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 giữcho điểm sôi cuối của sản phẩm đạt tiêu chuẩn Nhiệt độ của đĩa mà tại đó dòng sảnphẩm bên được rút ra hiển thị điểm sôi cuối của sản phẩm và người vận hành có kinhnghiệm sẽ thay đổi lưu lượng dòng sản phẩm được rút ra nhằm giữ nhiệt độ tại đĩa rútsản 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 cũngnhư tăng hiệu suất tách, có 4 dòng hồi lưu tuần hoàn được sử dụng đến: dòng hồi lưutuần 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 làkhác 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 củathân 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

1.7.4.1 Vùng sản phẩm đỉnh (overhead section):

Dòng hồi lưu tuần hoàn đỉnh của tháp chưng cất cung cấp lượng hồi lưu đến vùngđỉnh 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 đếnthiết bị trao 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 hồilưu tuần hoàn đỉnh ở cụm trao đổi nhiệt bằng không khí (E-1112) được điều chỉnh đểkiểm 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 45oC 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 bìnhtách 3 pha D-1103 bởi van điều khiển PV-064 A/B/C Trong trường hợp áp suất tạibình tách 3 pha D-1103 thấp, van điều kiển 011-PV-064A sẽ mở để đưa dòng khí nhiênliệu 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 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

1.7.4.2 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 (Kerosenepumparound pump) Để đạt được hiệu quả tách tốt của quá trình chưng cất trong thápT-1101 cũng như đáp ứng được điểm cắt giữa hai phân đoạn Naphtha và Kerosene theoyêu cầu thì lượng nhiệt cần lấy ra từ dòng Kerosene tuần hoàn được điều khiển bởicông 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-1102thông qua van điều khiển 011-LV-011 Tháp T-1102 này gồm có 10 đĩa và thiết bị táiđun sôi Kerosene (E-1110), là thiết bị trao đổi nhiệt bằng cách dùng dòng hồi lưu tuần

hoàn HGO để gia nhiệt Có thể sử dụng dòng hơi quá nhiệt (Superheated LP Steam) tại

đáy tháp nhưng không cần thiết trong điều kiện vận hành bình thường

Dòng hơi từ đỉnh của tháp T-1102 quay trở lại tháp chưng cất chính tại đĩa 12 Sảnphẩm Kerosene tại đáy tháp được bơm đến thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1114

(Kerosene Air Cooler), sau đó được làm nguội bởi nước làm lạnh tại E-1115 (Kerosene Water Cooler) đến khoảng 40oC thông qua bơm P-1107A/B ( Kerosene Product Pump) trước khi đi đến làm nguyên liệu cho phân xưởng xử lý Kerosene (Kerosene Treating Unit).

1.7.4.3 Vùng Light Gas Oil (Light Gas Oil Section):

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

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

Bơm hồi lưu tuần hoàn LGO P-1104 (LGO Pumparound Pump) đưa một phần của dòng LGO đến dãy tiền gia nhiệt nóng (Hot Preheat Train) tại E-1106A-F Để đạt

được hiệu quả tách tốt của quá trình chưng cất trong tháp T-1101 cũng như đáp ứngđược điểm cắt giữa hai phân đoạn LGO và HGO theo yêu cầu thì lượng nhiệt cần lấy ra

từ dòng LGO tuần hoàn được điều khiển bởi công suất của thiết bị trao đổi nhiệt 1106A-E thông qua bộ điều khiển công suất nhiệt 011-UIC-032 bằng cách sử dụng cácvan điều khiển 011-UV-087/088 để điều khiển dòng LGO đi qua thiết bị trao đổi nhiệt

E-và đường nối tắt (bypass) Sau đó dòng LGO quay trở lại tháp chưng cất chính T-1101

1.7.4.4 Vùng Heavy Gas Oil (Heavy Gas Oil Section):

Dòng Heavy Gas Oil (HGO) được lấy ra tại đĩa 38 của tháp chưng cất, một phần được đưa đến bơm hồi lưu tuần hoàn HGO (HGO pumparound Pump) P-1105A/B và phần còn lại chuyển đến tháp tách cạnh sườn T-1104 (HGO Stripper).

Bơm hồi lưu tuần hoàn HGO P-1105 (HGO Pumparound Pump) đưa một phần của dòng HGO đến dãy tiền gia nhiệt nóng (Hot Preheat Train) tại E-1109 Sau đó HGO

được đưa đến thiết bị tái đun sôi E-1110 để gia nhiệt cho dòng Kerosene từ đáy củatháp T-1102 Để đạt được hiệu quả tách tốt của quá trình chưng cất trong tháp T-1101cũng như đáp ứng được điểm cắt giữa hai phân đoạn HGO và phân đoạn cặn theo yêucầu thì lượng nhiệt cần lấy ra từ dòng HGO tuần hoàn được điều khiển bởi công suấtcủa thiết bị trao đổi nhiệt E-1109 thông qua bộ điều khiển công suất nhiệt 011-UIC-031(điều khiển lượng nhiệt lấy ra ở thiết bị trao đổi nhiệt E-1109) và 011-UIC-033 (điềukhiển lượng nhiệt tổng lấy ra của dòng hồi lưu tuần hoàn HGO) bằng cách sử dụng cácvan điều khiển 011-UV-085/086/089/090 để điều khiển dòng HGO đi qua thiết bị trao

đổi nhiệt và đường nối tắt (bypass) Sau đó dòng HGO quay trở lại tháp chưng cất

chính T-1101 tại đĩa 35 Phần còn lại của dòng HGO đi đến tháp tách cạnh sườn HGOStripper T-1104, dòng này được điều khiển bởi cụm điều khiển 011-LV-016 Tháp T-

1104 gồm có 6 đĩa và dòng hơi nước quá nhiệt (Superheated LP Steam) phun vào đáy

tháp được điều khiển bởi van 011-FV-019

Dòng hơi từ đỉnh của tháp T-1104 quay trở lại tháp chưng cất chính tại đĩa 35 Sảnphẩm HGO từ đáy của tháp tách cạnh sườn T-1104 chảy đến thiết bị trao đổi nhiệt E-

1107 và E-1104 trước khi đưa đến tháp làm khô HGO bằng chân không T-1106

1.7.4.5 Vùng Nạp Liệu (Overflash Section):

Vùng nạp liệu là điểm mà nguyên liệu dầu thô đi vào tháp chưng cất sau khi ra khỏi

lò đốt Vùng nạp liệu là khu vực nằm giữa đĩa thứ 42 và 43 Dòng nguyên liệu dầu thô

đi vào tháp chưng cất thông qua các miệng ống đặt theo tiếp tuyến của tháp (tangential nozzle) đảm bảo sự phân bố tốt cho cả hai pha lỏng và hơi tại vùng nạp liệu.

Dòng hơi nóng đi lên phía trên của tháp và tiếp xúc pha với dòng lỏng hồi lưu từtrên xuống dọc theo thân tháp

Dòng lỏng từ vùng nạp liệu chảy tràn xuống đáy tháp và dòng hơi quá nhiệt đượcđưa vào từ đáy tháp để tách các cấu tử nhẹ ra khỏi vùng cặn

1.7.4.6 Vùng cặn chưng cất (Residue section):

Để tách những phần nhẹ ra khỏi dòng cặn chưng cất, hơi quá nhiệt (superheated LP steam) được phun vào liên tục ở đáy tháp chưng cất chính Lưu lượng của dòng hơi quá

nhiệt được điều chỉnh bởi van điều khiển 011-FV-012

Mức chất lỏng tại đáy của tháp chưng cất chính T-1101 được điều khiển bởi bộ điều

khiển 011-LIC-007 thông qua các van 011-FV-026/027/029 trên dòng cặn (residue)

sau khi ra khỏi dãy tiền gia nhiệt nguội Quá trình điều khiển được thực hiện theo yêucầu cung cấp lượng dầu cặn đi đến làm nguyên liệu cho phân xưởng RFCC thông quavan điều khiển 011-FV-029 (trước thiết bị trao đổi nhiệt E-1120A-D); phần còn lại củacặn chưng cất, sau khi được làm lạnh đến nhiệt độ 85oC tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1120A-D sẽ được đưa đến bể chứa thông qua cụm van điều khiển 011-FV-026/027(điều khiển theo kiểu chia khoảng)

Cặn chưng cất từ đáy của tháp chưng cất chính (tại nhiệt độ 330-350oC) được bơmđến dãy các thiết bị trao đổi nhiệt bởi bơm cặn chưng cất (Residue Pump) P-1106A/B

Cụ thể, dòng cặn chưng cất dầu thô được bơm đến các thiết bị trao đổi nhiệt theo trình

tự như sau: E-1134A/B, E-1108A-D, E-1105 A-J, E-1101 A-H

Nhiệt của dòng cặn được loại bỏ bởi quá trình trao đổi nhiệt với dòng nước ấm

(tempered water) tại cụm thiết bị trao đổi nhiệt E-1120 A-D (Residue /Tempered Water Cooler) Sau đó dòng nước ấm được làm nguội lại tại thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1133 (Tempered Water Air Cooler) Bơm P-1122 A/B (Tempered Water Pump) sẽ

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

trong trường hợp cần thiết bổ sung nước từ bình chứa nước ấm D-1115 (Tempered Water Drum), đến thiết bị trao đổi nhiệt E-1120A/B như một lưu chất làm lạnh.

1.7.5 Cụm tháp ổn định xăng (Stabilizer Section):

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

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

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

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

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

đáy và hệ thống hồi lưu ngoại tại đỉnh tháp

Dòng hơi ở trên đỉnh tháp được ngưng tụ một phần tại cụm thiết bị làm lạnh bằng

không khí E-1122 (stabiliser Condenser), sau đó đi đến bình tách 3 pha D-1104 (Stabilizer Reflux Drum) Tại bình tách D-1104, dòng khí dư (off gas), LPG và nước

được tách ra

Áp suất tại tháp ổn định xăng T-1107 được điều khiển bởi van 011-PV-068B, bằng

cách điều chỉnh dòng khí dư (off gas) xả đến phân xưởng RFCC Trong trường hợp van

PV-068B đã mở nhưng áp suất vẫn vượt quá giới hạn, van điều khiển 011-PV-068C

được mở ra để xả đến hệ thống đuốc đốt (Flare) Mức nước tại đáy của bình tách

D-1104 được điều khiển bởi cụm điều khiển 011-LV-050 và nước được đưa đến bình táchD-1103

Một phần LPG được hồi lưu trở lại đỉnh của tháp ổn định xăng T-1107 bởi bơm 1114A/B (Stabilizer Reflux Pump) Dòng hồi lưu này được điều khiển bởi van 011-FV-

P-036

Phần còn lại của LPG được bơm P-1115A/B (stabilizer LPG pump) đưa đến cụm

thu hồi khí tại phân xưởng RFCC Chất lượng dòng LPG được điều khiển thông qua bộtính toán về tỉ lệ của dòng nguyên liệu đi vào tháp ổn định xăng (dòng nguyên liệu

được điều khiển bởi van 011-FIC-032) với hàm lượng Pentane có trong dòng LPG

(được xác định bởi thiết bị phân tích 011-AIC-004) Ngoài ra còn có đường dẫn dòng

LPG đến bể chứa LPG không đạt tiêu chuẩn.

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

tái đun sôi E-1121 (Stabilizer Reboiler) Thiết bị này sử dụng hơi cao áp (High Pressure Steam) như một dòng nóng để gia nhiệt Dòng hơi cao áp này được giảm sự quá nhiệt tại thiết bị Desuperheater (DS-1101) bởi dòng nước cao áp cấp cho nồi hơi

(BFW)

Dòng Full Range Naphtha đi ra từ đáy tháp được dùng để gia nhiệt cho dòngnguyên liệu đầu vào của tháp ổn định xăng tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1118A/B Mứcchất lỏng tại đáy của tháp ổn định xăng T-1107 được điều khiển bởi bộ điều khiển 011-UC-042 thông qua các van 011-FV-040 và 011-FV-041 Dòng naphtha được làm lạnh

sâu hơn tại thiết bị làm lạnh bằng không khí E-1126 (Full Range Naphtha Air Cooler)

và tiếp theo đó là làm nguội bằng nước làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt E-1127 (Full Range Naphtha Water Cooler) trước khi đưa đến bể lưu trữ.

1.7.6 Các thiết bị làm khô bằng chân không:

Các dòng sản phẩm bên LGO và HGO từ quá trình chưng cất được đưa đến thiết bịlàm khô bằng chân không LGO Drier T-1105 và HGO Drier T-1106 tương ứng Mỗitháp gồm có 4 đĩa

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

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

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

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

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

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

Mỗi tháp làm khô bằng chân không có một hệ thống điều khiển mức, được thựchiện bởi các van điều khiển theo mức 011-LV-019 và 011-LV-022 nằm trên đường nạpliệu của các tháp T-1105 và T-1106 tương ứng

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

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

1.7.7 Vùng tạo chân không cho tháp làm khô (Vacuum Section):

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

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

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

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

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

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

nước/dầu D-1106 (Drier Oil/Water Separator), nơi mà nước được tách ra từ pha Hydrocarbon Pha Hydrocarbon được bơm đến hệ thống dầu thải (Slop) bởi bơm P- 1120A/B (Drier Slop Oil Pump), còn nước được bơm bởi bơm P-1121A/B (Ejector Condensate Pump) đến phân xưởng xử lý nước chua SWS (Stripped Water System).