BÁO CÁO THỰC TẬP mô phỏng và vận hành phân xưởng FFC

XƯỞNG FCC (FLUIDIZED CATALYTICCRACKING) TRONG NHÀ MÁY LỌC DẦUGVHD: Nguyễn Kim Trung

Nguyễn Thị Thùy Trang 1414107

MỤC LỤC

I.GIỚI THIỆU 3

1 Lịch sử phát triển: 3

2 Vai trò của quá trình cracking xúc tác trong nhà máy lọc dầu: 3

II.QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ FCC 4

1 Định nghĩa: 4

2 Nguyên liệu,các phản ứng xảy ra và sản phẩm quá trình FCC: 5

2.1.Thành phần hóa học của nguyên liệu: 5

2.2.Các phản ứng xảy ra trong quá trình FCC: 12

2.3.Sản phẩm của phân xưởng FCC 13

6 Bản vẽ P&ID của FCCU 36

III.CÁC THIẾT BỊ CHÍNH TRONG PHÂN XƯỞNG FCC 47

5 CÁC BỘ PHẬN CHÍNH TRONG THIẾT BỊ PHẢN ỨNG (REACTOR) 49

2 Hệ thống điều khiển nhiệt độ hỗn hợp phản ứng MTC (Mix Temperature Control) 50

3 Thiết bị RTD (Riser Termination Device) 51

4 Hệ thống phun sương nguyên liệu 52

IV.QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ XỬ LÝ CO2 BẰNG AMINE 54

I.GIỚI THIỆU

Quá trình cracking xúc tác (FCC) là quá trình không thể thiếu của bất kỳmột nhà máy lọc dầu nào trên thế giới, là một trong những qui trình quantrọng và phức tạp nhất trong công nghiệp chế biến dầu mỏ Nó chuyển đổicác nguyên liệu nặng có điểm sôi cao như dầu khí thành các sản phẩm nhẹhơn và có giá trị hơn như xăng, khí hóa lỏng (LPG) và olefin bằng cách sửdụng chất xúc tác zeolite.

Tuy nhiên, FCC không phải là quá trình chuyển đổi duy nhất được sử dụngtrong các nhà máy lọc dầu, ví dụ còn có quá trình hydrocracking Các nhàmáy lọc dầu sử dụng nhiều công nghệ chuyển đổi, và một số nhà máy thậmchí còn có nhiều hơn một quá trình FCC.

1 Lịch sử phát triển:

- Sản xuất dầu mỏ thương mại có từ năm 1859 Các sản phẩm dầu mỏ banđầu được tinh chế trong các nhà máy lọc dầu rất đơn giản mà không có khả năngchuyển đổi Vào đầu thế kỷ 20, số lượng xe chạy bằng động cơ đốt trong tăngmạnh dẫn đến sự thiếu hụt xăng.

- Cracking nhiệt, trong đó các phân số không sử dụng trong dải cao hơnđã được chuyển đổi thành các phân tử xăng, lần đầu tiên được trình bày vào năm1913 Tuy nhiên, xăng do quá trình này sản xuất tương đối nghèo đặc tính Cácchất phụ gia như tetra etyl chì, được phát hiện vào năm 1920, có thể cải thiện số'' octane '' của xăng, nhưng các giải pháp khác được yêu cầu Phương pháp kỹthuật đầu tiên của cracking xúc tác đã được đưa ra vào năm 1915, phát triển mộtchất xúc tác dựa trên clorua nhôm Tuy nhiên, quá trình này không khả thi vềmặt kinh tế, và đã bị bỏ rơi.

- Trong những năm 1920, thử nghiệm chuyển đổi than nâu thành các sảnphẩm hữu ích và các khoáng chất đất sét có thể biến đổi dầu lignit thành nhiênliệu tương tự xăng Đây là sự xuất hiện của sự cracking xúc tác như chúng ta biếthôm nay Nhà máy lọc dầu Sun Oil ở Marcus Hook (PA, Mỹ) đã chế tạo xongnhà máy thương mại quy mô lớn đầu tiên vào năm 1937 Chất xúc tác này đượcthay thế bằng silica alumina tổng hợp đã có trong những năm đầu của thập niên1940 và quá trình sản xuất nhiên liệu chất lượng cao, đã được phát triển rấtnhanh để sản xuất nhiên liệu hàng không cho các nỗ lực chiến tranh liên minhtrong Thế chiến II.

- Năm 1942, FCC thương mại đầu tiên (PCLA-1) đã được khởi động Hệthống này đã rất thành công và phát triển liên tục Vào cuối chiến tranh, 34 FCCđã được hoạt động ở Mỹ PCLA số 3, bắt đầu hoạt động vào tháng 6 năm 1943.FCC này vẫn hoạt động cho đến ngày nay và là FCC hoạt động lâu đời nhất, khiPCLA-1 bị đóng cửa vào năm 1963

2 Vai trò của quá trình cracking xúc tác trong nhà máy lọc dầu:

- Chức năng của FCC trong nhà máy lọc dầu là chuyển đổi dầu khí nặng(HGO), dầu khí chân không (VGO) thành các sản phâm hữu ích.

- Khi sử dụng chất xúc tác FCC từ zeolite Y, nhiều phần tử có trongnguyên liệu VGO được chuyển thành các phần tử trung bình có trọng lượng thấphơn, bao gồm các phân tử trong dải xăng (tức nhiệt độ sôi 150°C) Các nguyênliệu của VGO sôi ở 340 – 540 °C Ngoài cấu trúc vòng thơm, VGO cũng có chứatạp chất, như lưu huỳnh, ni tơ, niken, sắt,… Đây thường là những chất còn lại từthực vật và động vật sống ban đầu tạo ra chất hữu cơ bị phân hủy thành nhiênliệu hóa thạch.

- Khoảng 45% nguyên liệu ban đầu (tức các loại chưng cất trung gian,naptha, và các phân tử trong khoảng C2-C4) có thể được chế biến tiếp mà khôngchuyển hóa.

- Phần lớn phần còn lại của các thùng chứa dưới cùng (HGO và VGOtrong ví dụ này) được chuyển thành các sản phẩm mong muốn bằng các hoạtđộng của chất xúc tác FCC, trong đó các phân tử bị cracking thành các sản phẩmcó tỷ lệ octan cao.

- Số liệu được thống kê ước tính rằng khoảng 2300 tấn xúc tác FCC đượcsản xuất mỗi ngày, và khoảng 840 000 tấn/năm Điều này tức là trung bìnhkhoảng 0,16kg xúc tác FCC được sử dụng để chuyển hóa một thùng nguyên liệu.

1 Định nghĩa:

- Quá trình có mục đích cracking với xúc tác sản phẩm nặng thu được sauquá trình chưng cất chân không (350 – 550oC) thành các sản phẩm nhẹ hơn:Diesel, Naptha & LPG Phân xưởng này có nhiệm vụ chuyển các sản phẩm có giátrị kinh tế thấp thành những sản phẩm có giá trị kinh tế cao hơn Lợi nhuận thuđược từ phân xưởng này vào khoảng 10 – 15$/Barrel.

- Phân xưởng này gồm 4 vùng chính: Vùng nhập liệu.

 Vùng RR. Vùng MF.

 Vùng làm giàu khí.

- Quá trình cracking xúc tác diễn ra ở nhiệt độ cao (khoảng 550 – 600oC)và áp suất vừa phải dưới sự có mặt của xúc tác silica / alumina mịn Trong quátrình cracking các vật liệu carbon không bay hơi (coke) sẽ xuất hiện và bám lên bềmặt xúc tác.

- Lớp coke bám lên bề mặt xúc tác này sẽ làm giảm hoạt tính của chất xúctác bằng cách chặn đường tiếp xúc của chất tham gia và vùng hoạt tính trên bề mặtxúc tác Để hoàn nguyên được hoạt tính của xúc tác, lớp coke bám trên bề mặt xúctác sẽ bị đốt trong thiết bị Regenerator.

- Dòng lưu chất cho phép dòng xúc tác đã tái sinh tiếp xúc với dòngnguyên liệu mới Dòng xúc tác nóng sẽ làm bay hơi dòng nhập liệu lỏng và sẽ làmxúc tác cho qua trình cracking lượng hơi này thành các sản phẩm sáng Sau khitách các hydrocarbon ở thể khí, lượng hơi còn lại sẽ được thu hồi thành các phânđoạn khác nhau.

- Các chất xúc tác qua sử dụng được tách ra dựa vào dòng hơi đưa từReactor sang Regenerator, tại đây lớp coke sẽ được đốt để trả lại hoạt tính cho xúctác.

- Quá trình đốt coke thải ra rất nhiều nhiệt, lượng nhiệt thừa được lượngxúc tác giữ lại để bổ sung nhiệt cho quá trình phản ứng cracking ở Reactor, từ đógiảm được chi phí về năng lượng.

- Khả năng xoay vòng xúc tác liên tục giữa Reactor và Regenerator đãlàm cho phân xưởng FCC hoạt động thành một quá trình liên tục một cách hiệuquả.

Kỹ thuật xử lý sơ bộ: quá trình cracking xúc tác làm tăng tỉ lệ H/C bằngcách loại bỏ carbon trong một quá trình liên tục.

Các bước của quy trình:

- Dòng Gas oil được phân tán vào ống Riser nhờ dòng Steam.- Quá trình cracking nhệt diễn ra trên bề mặt xúc tác.

- Bồn tách có nhiệm vụ tách xúc tác qua sử dụng và hơi sản phẩm.- Hơi nước tách cặn hydrocarbon ra khỏi xúc tác đã qua sử dụng.- Không khí đốt lớp màng hydrocarbon bám trên bề mặt xúc tác.- Xúc tác sau tái sinh được đưa vào từ đáy hệ thống Riser – Reactor.

2 Nguyên liệu,các phản ứng xảy ra và sản phẩm quá trình FCC:2.1 Thành phần hóa học của nguyên liệu:

Các nhà máy lọc dầu phải chế biến nguyên liệu từ nhiều loại dầu thô khácnhau Chất lượng của dầu thô thường bị biến đổi theo từng vùng khác nhau, do đó,người ta phải xác định rừ cỏc tính chất đặc trưng của từng loại nguyên liệu để đảmbảo sự vận hành ổn định của các công đoạn chế biến (cracking, reforming…) Việcxác định đặc trưng nguyên liệu FCC là một nhiệm vụ rất quan trọng cho sự hoạt độngcủa quá trình FCC Nhờ đó, người ta có thể chọn chất xúc tác, xử lý các sự cố, tối ưuhoá quá trình cracking xúc tác

Hai yếu tố quan trọng nhất ảnh hưởng đến chất lượng của nguyên liệu FCC:  Các hydrocacbon.

 Các tạp chất

2.1.1 Hydrocacbon:

Các hydrocacbon có trong nguyên liệu FCC thường phân thành parafin,olefin, naphtenic và các aromatic (hydrocacbon chứa vòng thơm) viết tắt làPONA

• Parafin: parafin là hydrocacbon no mạch thẳng hoặc mạch nhánh có côngthức hoá học là CnH2n+2 Nói chung, nguyên liệu FCC chứa chủ yếu cáchydrocacbon parafin Hàm lượng của cacbon trong parafin chiếm khoảng 50%đến 65% khối lượng của nguyên liệu Parafin dễ bị cracking và tạo ra lượng sảnphẩm lỏng nhiều nhất Parafin tạo ra gasoline nhiều nhất, khí nhiên liệu ít nhất,nhưng cũng có giá trị octan thấp nhất

• Olefin: olefin là hydrocacbon chưa bão hoà, có công thức là CnH2n Sovới parafin, olefin là hợp chất kém bền hơn và có thể phản ứng với nhau hoặc vớicác chất khác như oxy, dung dịch brom Olefin không tồn tại trong dầu thô, nó cómặt trong nguyên liệu FCC là do các quá trình xử lý trước đó, do cracking nhiệt,hoặc do cracking xúc tác Olefin không phải là hợp phần mong muốn trongnguyên liệu FCC vì olefin thường bị polyme hoá tạo ra các sản phẩm như cốc vànhựa Hàm lượng olefin tối đa trong nguyên liệu FCC là 5%kl.

• Naphtenic: Naphtenic có công thức CnH2n cũng như công thức hoá họccủa olefin Olefin có cấu trúc mạch hở, còn naphtenic có cấu trúc mạch vòng.Naphtenic là hợp chất bão hoà

Naphten cũng là hợp phần mong muốn trong nguyên liệu FCC vì tạo ragasoline có giá trị octan cao Gasoline được tạo ra từ naphten có nhiều aromatichơn và nặng hơn so với gasoline được sản xuất từ cracking xúc tác parafin.

• Aromatic: aromatic (CnH2n-6) tương tự như naphtenic, nhưng chứa vòngcacbon chưa bão hoà và khá ổn định Aromatic là các hợp chất chứa ít nhất mộtvòng benzen Vòng benzen rất bền và khó bị cracking Nguyên liệu chứa nhiềuaromatic sẽ làm giảm độ chuyển hóa, giảm hàm lượng gasoline, tăng sản lượng

LCO, slurry, cốc và khớ khô Các aromatic là hợp phần mong muốn để tạo ragasoline có giá trị octan cao Cracking các aromatic thường chỉ xảy ra sự phân cắtcác mạch nhánh và tạo ra các hydrocacbon phân tử nhỏ Ngoài ra, một số tổ hợpchất aromatic đa vòng có thể tạo ra những mạng cacbon nằm lại trên bề mặt chấtxúc tác (cốc), hoặc các sản phẩm đa phân tử khác (nhựa) Ngày nay, khi hàmlượng benzen trong gasoline bị hạn chế thì aromatic không phải là hợp phần ưachuộng cho nguyên liệu FCC.

2.1.2 Các tạp chất:

Trong những năm gần đây, các nhà máy lọc dầu phải chế biến các nguồnnguyên liệu nặng hơn, làm cho lợi nhuận từ lọc dầu trở nên ít hơn, do đó các thiếtbị cracking – một trong những công đoạn chủ yếu trong nhà máy lọc dầu, đượcthiết kế đa năng để đáp ứng mọi nguồn nguyên liệu khác nhau Các nguồn nguyênliệu FCC hiện nay đều là nguyên liệu nặng và chứa nhiều tạp chất lưu huỳnh, nitơvà kim loại Các tạp chất đó ảnh hưởng xấu đến sự hoạt động của thiết bị Việcxác định bản chất và tác hại của các tạp chất đó là điều rất quan trọng để xử lý cácsự cố trong vận hành nhà máy Hầu hết các tạp chất trong nguyên liệu FCC đềunằm trong thành phần các chất hữu cơ phân tử lớn, dưới dạng các hợp chất chứa:

- Nitơ.

- Lưu huỳnh.- Niken - Vanadi.- Natri

Các tạp chất trên gây ra nhiễm độc chất xúc tác FCC, làm giảm hoạt tính, độchọn lọc đối với các phản ứng tạo ra các sản phẩm có giá trị Lưu huỳnh trongnguyên liệu làm tăng giá thành chế biến vì cần phải có các quá trình xử lý nguyênliệu và sản phẩm để đáp ứng tiêu chuẩn môi trường.

• Nitơ

Nitơ trong nguyên liệu FCC tồn tại dưới dạng các hợp chất hữu cơ chứa nitơ.Hàm lượng nitơ trong nguyên liệu FCC thường được đánh giá dưới hai dạng: nitơbazơ và nitơ tổng Nitơ tổng là tổng nitơ bazơ và nitơ không bazơ Nitơ bazơthường bằng 1/4 đến 1/2 nitơ tổng Từ “bazơ” ngụ ý cho các phân tử có khả năngphản ứng với axit Các hợp chất nitơ bazơ sẽ trung hoà cỏc tõm axit của chất xúctác và làm giảm độ chuyển hoá Tuy nhiên, hợp chất nitơ là chất ngộ độc xúc tác

tạm thời Trong thiết bị hoàn nguyên, hợp chất nitơ bị đốt cháy, hoạt tính chất xúctác được hồi phục, khoảng 70 – 90% nitơ trong cốc được chuyển thành N2, phầncòn lại được chuyển thành oxyt nitơ (NOx) NOx thoát ra môi trường cùng với khí

thải Sự ngộ độc xúc tác do các hợp chất nitơ khác trong nguyên liệu FCC là khálớn 100 ppm nitơ dạng bazơ trong nguyên liệu làm giảm khoảng 1% hiệu suấtgasoline Để khắc phục tác hại của hợp chất nitơ bazơ, nâng cao nhiệt độ phảnứng và sử dụng các chất xúc tác có hàm lượng zeolit cao và pha nền hoạt tính.Trong một số nhà máy lọc dầu, nguyên liệu được hydrotreating để đạt hiệu quảkinh tế cao hơn Nói chung, các nguyên liệu có hàm lượng nitơ cao đều chứa thờmcỏc tạp chất khác Do đó, khó mà đánh giá riêng rẽ hiệu ứng tác hại của nitơ đốivới chất xúc tác Hydrotreating xử lý nguyên liệu làm giảm không chỉ hàm lượngnitơ mà còn giảm hầu hết các ô nhiễm khác Ngoài tác hại ngộ độc chất xúc tác,hợp chất nitơ còn có tác dụng xấu đối với một số bộ phận khác Chẳng hạn, trongreactor, ống đứng (riser), hợp chất nitơ có thể chuyển thành amoniac và xyanid(HCN) Xyanid tăng nhanh quá trình ăn mòn của các thiết bị trong phân xưởngkhí, sự ăn mũn đú tạo ra hydro nguyên tố và do đó dẫn đến sự ăn mòn “vẩy” cácchi tiết, thiết bị kim loại Sự hình thành xyanid có khuynh hướng tăng theo độkhắc nghiệt của quá trình Ngoài ra, một số hợp chất nitơ cũng có mặt trong dầunhẹ (LCO) như: pyrol (pyrolle) và piridin Những hợp chất này dễ bị oxy hoá và

sẽ làm đổi màu của sản phẩm Lượng các hợp chất nitơ trong LCO phụ thuộc vàođộ chuyển hoá Độ chuyển hoá tăng, hàm lượng nitơ trong LCO giảm Xuất xứcủa nguồn dầu thô ảnh hưởng khá lớn đến hàm lượng nitơ trong nguyên liệu FCC.Nói chung, dầu thô nặng chứa nhiều nitơ hơn dầu thô nhẹ Ngoài ra, hàm lượngnitơ có khuynh hướng gia tăng theo phần cặn trong dầu thô

• Lưu huỳnh

Nguyên liệu FCC chứa lưu huỳnh dưới dạng các hợp chất hữu cơ sulfua nhưmercaptan, sulfua, disulfua và thiofen Thông thường khi hàm lượng nặng trongdầu thô tăng lên thì hàm lượng lưu huỳnh cũng tăng Hàm lượng lưu huỳnh tổngtrong nguyên liệu FCC được xác định bằng phương pháp phổ huỳnh quang tia Xsóng dài (ASTM D-2622) Các kết quả được tính đổi sang hàm lượng lưu huỳnhnguyên tố Trong khi cracking, khoảng 50% lưu huỳnh trong nguyên liệu đượcchuyển hoá thành H2S Ngoài ra, các hợp chất lưu huỳnh còn lại trong các sảnphẩm FCC được loại bỏ trong quá trình hydrodesulfua hoá ở áp suất thường.Trong quá trình FCC, H2S được hình thành chủ yếu từ phản ứng phân huỷ xúc táccủa các hợp chất không chứa vòng thơm Sự phân bố lưu huỳnh trong các sảnphẩm FCC khác nhau phụ thuộc vào nhiều yếu tố: nguồn nguyên liệu, kiểu chấtxúc tác, độ chuyển hoá và chế độ vận hành Đối với nguyên liệu không được xử lýhydro, ứng với độ chuyển hoá 78%, khoảng 50% khối lượng lưu huỳnh trongnguyên liệu được chuyển hoá thành H2S Phần còn lại được phân bố như sau:

huỳnh trong nguyên liệu được chuyển vào cốc và sản phẩm nặng nhiều hơn Mặc dù hydrotreating làm tăng hàm lượng lưu huỳnh trong cốc và trong cặn nhựa,nhưng lượng lưu huỳnh thực tế ít hơn đáng kể so với lượng lưu huỳnh trongnguyên liệu chưa xử lý Lưu huỳnh không ảnh hưởng đến nhiệt độ chuyển hoá vàhiệu suất sản phẩm Tác động xấu của lưu huỳnh là rất nhỏ trong quá trình chếbiến dầu mỏ Một số hợp chất hữu cơ chứa lưu huỳnh không bị chuyển hoá cũngtương tự như nhiều hợp chất aromat khỏc Chỳng sẽ làm giảm phần nào độchuyển hoá và hiệu suất sản phẩm cực đại Các kim loại như niken, vanadi vànatri có trong dầu thô Các kim loại đó là chất xúc tác và trợ xúc tác cho nhiềuphản ứng không mong muốn, như dehydro hoá và ngưng tụ, làm cho hiệu suấthydro và cốc tăng lên và hiệu suất gasoline giảm

Kim loại làm giảm hoạt tính xúc tác đối với các sản phẩm mong muốn Hầunhư tất cả các kim loại trong nguyên liệu FCC đều bị giữ lại trờn cỏc chất xúc táccracking Nguyên liệu giàu parafin chứa nhiều niken hơn vanadi Mỗi một kimloại có một tác hại nhất định

hưởng của niken Thông thường, người ta sử dụng antimon để thụ động hoá niken.Biện pháp này là khả dĩ nếu hàm lượng niken trong chất xúc tác cân bằng lớn hơn1,000 ppm.

• Vanadi (V)

Vanadi cũng là kim loại xúc tác cho các phản ứng dehydro hoá, nhưng yếuhơn so với niken Phần đóng góp tạo ra hydro của vanadi chỉ bằng 20% đến 50%so với niken Không giống niken, vanadi không bị giữ lại trên bề mặt chất xúc tácmà di chuyển vào bên trong chất xúc tác (zeolit) và phá hoại cấu trúc tinh thể củazeolit Bề mặt riêng của chất xúc tác và hoạt tính xúc tác giảm dần Vanadi có mặttrong các phân tử hữu cơ kim loại có phân tử lượng cao, khi những phân tử nặngnày bị cracking, cặn cốc chứa vanadi bị giữ lại trên chất xúc tác Trong quá trìnhhoàn nguyên, cốc bị cháy và vanadi được chuyển thành oxyt vanadi V2O5 V2O5nóng chảy ở 690 oC và phá vỡ cấu trúc tinh thể zeolit V2O5 khá linh động nên cóthể di chuyển từ hạt tinh thể này đến hạt tinh thể khác Hiện nay, có một vài lýthuyết về hoá học ngộ độc của vanadi Trong đó, lý thuyết phổ biến nhất chorằng, V2O5 chuyển hoá thành axit vanadic (H3VO4) trong điều kiện hoàn nguyênxúc tác Axit vanadic tỏch nhụm tứ diện (Al) trong mạng cấu trúc tinh thể zeolitvà do đó làm sập khung tinh thể Tác dụng ngộ độc của vanadi phụ thuộc vào cácyếu tố sau đây:

- Nồng độ vanadi: nói chung, nồng độ vanadi trên 2,000 ppm trong chấtxúc tác cân bằng cần áp dụng biện pháp thụ động hoá để hạn chế tác hại củavanadi Nhiệt độ thiết bị hoàn nguyên xúc tác: nhiệt độ thiết bị tái sinh xúc tác(>677 oC) vượt quá điểm nóng chảy của oxyt vanadi làm gia tăng khả năng linhđộng của V2O5 di chuyển đến các tinh thể zeolit

- Cách đốt cháy cốc: chế độ đốt cháy cốc hoàn toàn, tạo ra chất xúc tác"sạch" làm tăng sự hình thành V2O5 vì oxy dư

- Natri: Natri và vanadi tác dụng với nhau tạo ra vanadat natri Hợp chất nàycó điểm nóng chảy thấp (649 oC) và làm tăng khả năng linh động của vanadi

- Hơi nước: hơi nước tác dụng với V2O5 tạo ra axit vanadic bay hơi Axitvanadic thông qua sự thuỷ phân, gây ra sự sập khung tinh thể zeolit

- Kiểu chất xúc tác: hàm lượng nhôm, lượng nguyên tố đất hiếm, kiểu vàlượng zeolit ảnh hưởng đến độ bền ngộ độc của chất xúc tác đối với vanadi

- Chế độ bổ sung chất xúc tác: việc bổ sung chất xúc tác càng nhiều cànglàm giảm nồng độ kim loại trong chất xúc tác và làm rút ngắn thời gian để vanadikịp oxy hoá hoàn toàn

• Kim loại kiềm: Natri

Natri là kim loại có hại cho chất xúc tác FCC Natri làm mất hoạt tínhxúc tác vỡ nó trung hoà cỏc tõm axit Trong thiết bị hoàn nguyên, natri kếthợp với vanadi làm sập khung tinh thể của zeolit Natri có xuất xứ từ hainguồn chính:

- Natri trong chất xúc tác ban đầu.- Natri trong nguyên liệu

Chất xúc tác ban đầu chứa natri vì do quá trình sản xuất chất xúc tác Natritrong nguyên liệu được gọi là natri bổ sung, ảnh hưởng bất lợi của các dạng natriđều như nhau bất kể từ đâu

2.2 Các phản ứng xảy ra trong quá trình FCC:

 Cracking Isomer hóa  Dehydro hóa Hydrogen transfer Phản ứng đóng vòng Ngưng tụ

 Alkyl hóa và deankyl hóa Các phản ứng chủ yếu xảy ra trong bảng sau:Paraffins Cracking → Paraffins + OlenfinsOlefins Cracking → LPG Olefins

Cyclization → Naphthenes

Isomerization → Branched Olefins → H Transfer → BranchedParaffins

H Transfer → ParaffinsCyclization → CokeCondensation → CokeDehydrogenation → Coke

Naphthenes Cracking → Olefins

Dehydrogenation → Cyclo-Olefins → Dehydrogenation → AromaticsIsomerization → Naphthenes với các vòng khác nhau

Aromatics Side chain cracking → Aromatics thay thế + OlefinsTrans alkylation → Alkyl aromatics khác

Dehydrogenation → Polyaromatics → Alkyl – Dehydrogenation –Condention → Coke

Hydrogen transfer → Naphthene + Olefin → Aromatic + Paraffin

2.3.Sản phẩm của phân xưởng FCC

2.3.1 Các sản phẩm chính-phụ và phế phẩm2.3.1.1.Khí khô

- Khí khô có thành phần chủ yếu là metan, etan, chiếm hàm lượng khánhỏ trong quá trình cracking xúc tác Nó được tách ra trong tháp hấp thụ tạo bọtC-104 Dòng khí khô đi ra từ đỉnh tháp sẽ được đưa ra ngoài và điều áp nhờ máynén khí KOD (D-130).

- Khí khô là sản phẩm thứ yếu của cracking xúc tác vì hàm lượng khôngđáng kể Nó có thể dùng đốt trực tiếp hoặc đưa đến cụm tập trung khí của nhàmáy để chế biến cho các mục đích tiếp theo.

2.3.1.2.Khí hóa lỏng

- Khí hoá lỏng (LPG) là hỗn hợp phân đoạn propan – propylen và butan –butylen Cracking xúc tác cho phép thu được khí có hàm lượng C3 và C4 cao hơnhẳn các quá trình khác, chứa nhiều các hydrocacbon có cấu trúc nhánh, đặc biệt làisobutan có giá trị cao.

- Hơi đi ra từ đỉnh tháp C-106 (DEBUTANIZER / STABILIZER) đượclàm lạnh đến khoảng 40oC trong thiết bị ngưng tụ H-114, một phần làm dòng hồilưu đỉnh trở lại tháp, một phần được bơm và bồn chứa sản phẩm LPG nhờ bơmLPG R/D (P-115 A/B).

- Sản phẩm LPG thu được có thể chế biến thành LPG thương phẩm dùnglàm nhiên liệu đốt trong dân dụng và trong công nghiệp LPG cũng là một nhiênliệu lí tưởng cho động cơ đốt trong vì trị số octan rất cao, giá thành rẻ, ít gây ônhiễm môi trường,… Ngoài ra, nó cũng là nguyên liệu được sử dụng rộng rãitrong công nghiệp tổng hợp hữu cơ và hoá dầu Có thể tiến hành tách sâu hơnLPG để thu được phân đoạn C3 và C4 riêng biệt nhằm phục vụ cho các mục đíchkhác nhau.

2.3.1.3.Xăng ổn định

Sau quá trình tách loại thành phần khí có trong xăng xảy ra trong tháp C-106,phần xăng đã được ổn định lấy ra ở đáy tháp, được làm lạnh đến nhiệt độ khoảng40oC trong thiết bị làm lạnh H-111, một phần quay lại tháp C-103 nhờ bơm (P-116 A/B) để làm chất hấp phụ, phần còn lại lấy ra và chứa trong bồn chứa sảnphẩm xăng.

Xăng cracking xúc tác có trị số octan cao hơn , phụ thuộc vào tính chất nguyênliệu, xúc tác, công nghệ mà thu được xăng có chất lượng khác nhau Khi tăng độchuyển hoá nguyên liệu trong lò phản ứng và tăng tuần hoàn gasoil thì trị số octancủa xăng tăng lên Xăng sau khi đã ổn định có thể dùng để chế biến xăng máy bayvà xăng ô tô chất lượng cao (MON=78÷82) nhờ làm sạch bằng xúc tác, thêm chấtphụ gia,…

2.3.1.4.Gas oil nhẹ

Là phân đoạn có nhiêt độ sôi đầu trong khoảng 175÷200oC và sôi cuối trongkhoảng 320÷350 oC, lấy ra từ dòng sản pẩm trích ngang của tháp chưng cất chính.So với phân đoạn diesel thương phẩm nó có chỉ số xetan và hàm lượng lưu huỳnhcao hơn Tăng nhiệt độ cracking chỉ số xetan giảm Gasoil nhẹ chứa hydrocacbonkhông no và phần đáng kể aromat (28÷55%).

Thành phần nguyên liệu, xúc tác và chế độ công nghệ ảnh hưởng đến tích chấtphân đoạn này Nhiệt độ tăng hay giảm tốc độ dòng kèm theo tăng độ chuyển hoásẽ dẫn đến hiệu suất và chỉ số xetan của nó giảm còn hàm lượng aromat lại tăng.

Gasoil nhẹ được ứng dụng làm thành phần cho nhiên liệu diesel trong trườnghợp nếu diesel nhận được từ chưng cất trực tiếp có chỉ số xetan dư và hàm lượnglưu huỳnh thấp hơn tiêu chuẩn Ngoài ra nó còn được dùng làm nguyên liệu điềuchế muội và chất pha loãng trong điều chế mazut Cũng có thể sử dụng hỗn hợpgasoil nhẹ Sau khi loại hết hydrocacbon thơm và được chiết bằng dung môi nó cóchỉ số xetan cao hơn và có thể sử dụng làm nhiên liệu diesel Lớp dưới chứa thànhphần hydrocacbon thơm cao có thể dùng để sản xuất muội chất lượng cao.

2.3.1.5.Gas oil nặng

Gasoil nặng là sản phẩm cặn của quá trình cracking xúc tác, thu được ở đáy củatháp chưng cất chính Độ nhớt của phần cặn này khá cao Chất lượng của nó cũngphụ thuộc vào các chỉ số công nghệ và tính chất nguyên liệu như gasoil nhẹ.Gasoil nặng có thể bị nhiễm bụi xúc tác; có hàm lượng lưu huỳnh cao hơn nguyênliệu.

Gasoil nặng được sử dụng để điều chế mazut hoặc làm nguyên liệu chocracking nhiệt và tạo cốc Ngày nay nó còn được sử dụng để làm nguyên liệu chosản xuất muội.

2.3.2 Phương pháp kiểm định chất lượng sản phẩm

Tất cả các sản phẩm dầu khí nêu trên đều phải trải qua khâu kiểm tra và đánh giá chấtlượng, được thực hiện dựa trên các tiêu chuẩn chất lượng đã được thông qua bởi các tổchức trong và ngoài nước, bao gồm:

TCVN: Tiêu chuẩn Việt Nam

ASTM: The American Socicty for Testing and Materials

2.3.2.1 Yêu cầu với LPG

+ Độ bay hơi: theo ASTM-D1837

+ Ăn mòn tấm đồng: theo ASTM-D1838+ Tỷ trọng: theo ASTM-D1657

+ Hàm lượng Lưu huỳnh: theo ASTM-D2784+ Hàm lượng cặn: theo ASTM-D2158

+ …

2.3.2.2.Yêu cầu về chất lượng xăng

+ Độ hoá hơi: Là chỉ tiêu quan trọng về tính năng của xăng sử dụng trong bất kì độngcơ nào, ảnh hưởng đến khả năng khởi động, làm nóng máy, nút hơi, tính kinh tế củahành trình,…

Độ hoá hơi của xăng được xác định theo tiêu chuẩn ASTM-D8

+ Chỉ số octan: Là đơn vị đo quy ước đặc trưng cho khả năng chống kích nổ củaxăng Nó được đo bằng phần trăm thể tích isobutan trong hỗn hợp của nó với n-heptan, (với quy ước chỉ số octan của isobutan là 100, n-heptan là 0).

Có thể xác định chỉ số octan bằng hai phương pháp:

- Theo phương pháp nghiên cứu RON: được mô tả trong ASTM-D2699- Theo phương pháp động cơ MON: được mô tả trong ASTM-D2700+ Độ ăn mòn tấm đồng: theo ASTM-D130

+ Hàm lượng Lưu huỳnh tổng: theo TCVN-6701-2007, ASTM –D2622-05+ Hàm lượng Chì: theo TCVN-7143-2006, ASTM-D3237-02

+ Hàm lượng Benzen: theo TCVN-6703-2006, ASTM-D3636-04a+ Độ acid: mức quy định hiện nay khoảng 1-4mg KOH/100ml+ …

2.3.2.3.Yêu cầu về chất lượng Diesel

+ Chỉ số cetane: Là đơn vị đo quy ước đặc trưng cho tính bốc cháy của nhiên liệudiesel Nó được đo bằng phần trăm thể tích n-cetane trong hỗn hợp của nó vớimethylnapthalen, (với quy ước chỉ số xetan của n-cetane là 100, methylnapthalen là0).

Chỉ số xetan được xác định theo ASTM-D4737Nhiên liệu diesel có chỉ số cetane không nhỏ hơn 46.

+ Nhiệt độ bắt cháy cốc kín: theo TCVN-6608-2000, ASTM-D3828

+ Hàm lượng Lưu huỳnh: có hai mức quy định, bao gồm không lớn hơn 500mg/kg vàkhông lớn hơn 2500mg/kg.

+ …

2.3.3 Tồn trữ và bảo quản2.3.3.1 Khí hoá lỏng (LPG):

Propan và butan là khí ở điều kiện thường, được nén thành trạng thái lỏng để vậnchuyển và dự trữ LPG sẽ được chứa trong các bình, bồn chứa chịu được áp suất cao.Do LPG giãn nỡ vì nhiệt rất lớn nên các bình, bồn chứa LPG chỉ được chứa từ80÷85% dung tích toàn phần để nhường không gian cho sự giãn nỡ khi tăng nhiệt độ.Giới hạn cháy nổ của hơi LPG trong không khí rất hẹp, từ 1,5÷10% thể tích, do vậytrong tồn trữ, bảo quản và vận chuyển vấn đề an toàn phòng chống cháy nổ được đặtlên hàng đầu.

2.3.3.2 Xăng và dầu diesel

Các sản phẩm lỏng ở điều kiện thường như xăng, dầu diesel,… được tồn trữ trong cácbồn, bể chứa được thiết kế chuyên dụng theo tiêu chuẩn để đảm bảo tránh hiện tượngrò rỉ, thất thoát nhiên liệu cũng như vấn đề an toàn, phòng tránh cháy nổ.

Có nhiều loại bồn chứa, bể chứa xăng dầu tuỳ vào yêu cầu tồn trữ, tính chất nhiên liệuchứa Có loại bồn nằm ngang, bồn hình cầu, bể trụ đứng, trong đó loại bể trụ đứngđược sử dụng rộng rãi trong trường hợp tồn trữ khối lượng lớn Đối với một số loạixăng dầu có áp suất hơi khá lớn, cũng phải lưu ý không được chứa quá đầy, sử dụngloại bể có mái phao để dễ dàng kiểm soát mức chất lỏng và tránh thất thoát.

3 Tổng quan:

3.1 Phần lưu trữ và bơm

Dòng nguyên liệu đưa vào phân xưởng FCC bao gồm Coker Fuel Oil(CFO), Reduced Crude Oil (RCO) và Coker Gasoline (CG) với những thành phầnkhác nhau CG được bơm vào đáy của Riser bằng bơm CG, CFO và RCO đượcbơm vào nhờ bơm CFO/RCO pump (P-101 A/B/C) đưa vào bồn chứa Feed SurgeDrum (D-101) Dòng hỗn hợp nguyên liệu được bơm bằng bơm Mixed FeedPump (P-103 A/B) đến thiết bị trao đổi nhiệt Feed/MCB Exchanger (H-101A/B)để trao đổi nhiệt với dòng lỏng đáy tháp Main column (C-101), để gia nhiệt từ 70lên 199oC Sau đó được bơm vào Riser bằng vòi phun chuyên dụng (nz-10A/B).

Xúc tác sau tái sinh được đưa đưa lên từ đáy của Riserv (R-101) từ đườngống Regenerated Catalyst standpipe (SP-05) Van Regenerated catalyst slide valve(SP-02) điều khiển dòng catalyst dựa vào nhiệt độ đỉnh cột Riser Chất xúc tácđược làm sôi ở đáy Riser nhờ dòng hơi nước ổn định Dòng CG được phun vàodòng xúc tác đang dâng lên trong cột Riser một cách ổn định thông qua vòi phunCG

Dòng hỗn hợp nguyên liệu được bơm vào đáy cột Riser, ngay phía trêncủa vòi phun CG Để chắc chắn việc bơm nguyên liệu diễn ra một cách đồng bộ thìcác vòi phun này được bố trí đều xung quanh phía trong cột Riser.

Khi dòng nguyên liệu tiếp xúc với dòng xúc tác nóng, nó sẽ bốc hơi vàtăng nhiệt độ đến nhiệt độ phản ứng, khi đó phản ứng cracking sẽ diễn ra Phảnứng cracking là phản ứng thu nhiệt, lượng nhiệt còn thiếu sẽ được lượng xúc tácnóng bổ sung.

Chất xúc tác và lượng hơi sản phẩm sẽ đi vào bộ côn của Riser (Risercyclone – CY-01), được gắng vào thiết bị phản ứng (R-102) Bộ côn này tách đượckhoảng 99% lượng xúc tác ra khỏi hỗn hợp sản phẩm Lượng xúc tác thoát ra sẽ đivào bộ côn của thiết bị phản ứng (CY-02), tại đây, quá trình tách xúc tác và sảnphẩm của quá trình cracking sẽ tiếp tục diễn ra Hơi nước được bơm vào Reactortại vị trí sao cho gần với ngõ vào của CY-02 để làm lạnh nhằm hạn chế các quátrình cracking không mong muốn (post-riser cracking) Dòng sản phẩm sau đóđược đưa đến thiết bị phân tách chính (main fractionator column – C-101).

Xúc tác rời khỏi bộ côn Riser và thiết bị phản ứng sẽ được đưa vào tháptách xúc tác (R-103) Lượng xúc tác này bao gồm cả coke và hydrocarbon bị hấpthụ, lượng hydrocarbon bị hấp thụ này sẽ được tách ra nhờ MP Steam Sau đólượng xúc tác và coke cùng một lượng nhỏ hydrocarbon còn lại được đưa sangthiết bị hoàn nguyên xúc tác (R-104) thông qua van trượt Slide valve (SP-01) đểđốt hoàn toàn lượng coke và hoàn nguyên xúc tác để chuẩn bị cho vòng tuần hoàntiếp theo Độ cao của lượng xúc tác trong stripper được điều khiển bằng van SP-01 Dòng xúc tác cần tái sinh đổ vào tháp tái sinh xảy ra được là dựa vào trọng lựctrong tầng xúc tác của tháp tách Sự chênh áp giữa thiết bị phản ứng và thiết bịhoàn nguyên cũng là một điều kiện để xuất hiện dòng chảy của xúc tác Ống dẫnxúc tác (SP-04) có một khớp mở rộng nhằm bảo đảm việc thu hẹp hoặc mở rộngcủa Reactor và Regenerator.

3.2.2 Regenerator

Quá trình đốt coke diễn ra ở đây Trong suốt quá trình, lượng nhiệt sinh ralà rất lớn, vì thế người ta tận dụng lượng nhiệt này để cung cấp nhiệt cho quá trìnhcracking thông qua sự nóng dần lên của xúc tác và để chạy hệ thống turbin phátđiện.

Thiết bị hoàn nguyên còn được sử dụng như một bồn chứa Vì coke khôngphải là nguyên nhân duy nhất là mất hoạt tính của xúc tác, bên cạnh đó còn có thểdo sự bất hoạt về động học, ví dụ như sự đầu độc vanadium Để hạn chế quá trìnhđầu độc về động học, việc cung cấp xúc tác mới là cần thiết Đồng thời để ổn địnhđộ cao lượng xúc tác trong thiết bị, lượng xúc tác bão hòa cũng có thể được lấy ra.

Lượng coke cháy trong thiết bị hoàn nguyên được điều khiển bằng tốc độdòng khí đi vào Hầu hết coke cần phải đốt trong các tầng rất dày Để ngăn chặnquá trình đốt sau ở các tầng mỏng, sự sai biệt nhiệt độ giữa các tầng dày và mỏngđược điều khiển thông qua sự thay đổi lưu lượng dòng khí đi vào.

Khí dùng để đốt được đưa qua bộ thổi khí chính ( Main air blower – MABB-101) thiết bị này cấu tạo gồm 1 mô tơ dạng trục quay ly tâm gắn với một bộ lọckhí trên đường ống hút MAB xả khí với thông số khoảng 210oC ở áp suất khoảng2.45 kg/cm2g Đầu xả của MAB gắn với bộ thổi chống vọt áp, nó điều khiển mộtvan có nhiệm vụ xả khí vào khí quyển nếu có vọt áp.

Khí đi ra khỏi MAB được đưa vào bộ gia nhiệt trực tiếp bằng khí đốt(Direct Fired Air Heater – F-101) thông qua 1 bộ giảm âm (silencer) F-101 chỉhoạt động lúc start-up, bình thường không khí được đưa vào Regenerator qua mộtlưới không khí.

Regenerator thường hoạt động ở chế độ chảy rối tầng sôi (TurbulentFluidization Regime) Xúc tác cần tái sinh sẽ được đưa vào thiết bị Regenerator ởphía trên tầng dày thông qua ống xả xúc tác qua sử dụng (SP-04) Xúc tác sau táisinh được lấy ra ở đáy Regenerator và đưa vào đáy Riser thông qua ống xả xúc táctái sinh (SP-05).

Khí nhiên liệu thoát ra từ đỉnh của Regenerator qua một bộ 2 bậc côn Hầuhết các xúc tác và khí thải (Flue Gas) đã được tách từ bậc côn thứ nhất, bậc cônthứ hai dùng để tách lượng xúc tác còn lại Khí thải lấy ra từ hai bộ côn được đứađến một buồng chứa Áp suất ở đỉnh thiết bị Regenenerator được giữ ở mứckhoảng 1.82 kg/cm2g bằng cách điều khiển sự chênh áp giữa Reactor vàRegenerator thông qua sự đóng mở van dòng khí thải ở đỉnh Regenerator Dòngkhs thải qua buồng chứa sẽ được đưa đến áp suất gần bằng áp suất khí quyển để cóthể đưa vào vùng thu nhiệt thải từ khí thải Waste Heat Recovery Section (H-116/117/118) hoặc thải ra ngoài bằng ống khói một cách an toàn.

3.2.3 Các biến quá trình của Reactor:

3.2.3.1 Nhiệt độ dòng trước khi gia nhiệt (Feed Pre-heat Temperature)

Được định nghĩa là nhiệt độ của dòng hỗn hợp trước khi đi vào Riser Sựthay đổi nhiệt độ dòng Pre-heat có thể gây nên một số ảnh hưởng sau:

Nhiệt độ đỉnh cột Riser thay đổi sẽ làm thay đổi tốc độ tuần hoàn xúc tácđể bảo đảm sự cân bằng năng lượng trong hệ, tức là khi nhiệt độ dòng nhập liệutăng cao, van SP-02 sẽ từ từ đóng lại để giảm nhiệt độ xuống Điều đó dẫn đến:

- Giảm độ chuyển hóa do giảm lượng nhập liệu.- Giảm hiệu suất hình thành coke.

- Giảm nhu cầu không khí cần để đốt coke.

3.2.3.2 Tốc độ tuần hoàn

Trong phân xưởng FCC các dòng sản phẩm có thể được tuần hoàn trở lạivì giá trị kinh tế của chúng thấp trong khi có thể thu được những sản phẩm có giátrị kinh tế cao hơn nếu tuần hoàn lại Điển hình là các dòng HCO và slurry oil vìchúng có giá trị kinh tế thấp nhất trong các dòng sản phẩm.

Việc tuần hoàn dòng HCO ở đáy quá nhiều có thể dẫn đến hậu quả là tắtnghẽn đường ống dẫn ở đáy tháp và làm giảm năng suất dòng sản phẩm thươngmại, ở đây là LPG do giảm độ tinh khiết.

3.2.3.3 Nhiệt độ đỉnh Riser

Đây là đại lượng quan trọng nhất trong hệ FCC nó thường thay đổi khithay đổi tốc độ vòng tuần hoàn xúc tác Nếu nhiệt độ tăng cao van SP-02 sẽ mở rađể lượng xúc tác sau tái sinh sẽ tiếp xúc với dòng nguyên liệu để thực hiện phảnứng Điều này dẫn đến:

- Độ chuyển hóa tăng khi tăng nhiệt độ đỉnh Riser và tăng tỉ lệ giữa tácchất và xúc tác.

- Tăng năng suất tạo coke do nhiệt độ cao.- Tăng lượng khí cần để đốt coke.

- Nhiệt độ tầng dày trong Regenerator sẽ tăng lên từ từ.- Trị số Octane trong xăng thương phẩm tăng.

Thông thường nhiệt độ ở đỉnh Riser thường được giữ trong khoảng 530 –575oC.

3.2.3.4 Áp suất của Reactor

Đây là đại lượng khó có thể kiểm soát được Áp suất tăng sẽ làm tăngnăng suất tạo coke, giảm hàm lượng Olefin trong sản phẩm và tăng thời gian phảnứng Giá trị áp suất sẽ quyết định đến kích thước thiết bị, công suất của máy thổivà máy nén khí Mức ảnh hưởng của nó thấp hơn so với các đại lượng khác

3.2.3.5 Thời gian lưu của hỗn hợp phản ứng trong Riser

Thời gian lưu của hỗn hợp phản ứng trong Riser rất quan trọng vì nó ảnhhướng tới độ chọn lọc của sản phẩm Nếu thời gian lưu quá lâu thì độ chuyển hóasẽ bị thay đổi, trong cụm FCC, thời gian lưu của của hỗn hợp phản ứng trong Riserkhoảng 2-5s.

3.2.3.6 Tốc độ dòng hơi nước stripper

Mỗi tháp stripper sẽ có một tốc độ dòng hơi nước tối ưu nhất định Nếudòng hơi nước được cấp không đầy đủ hoặc được phân tán kém thì lượng hơi dầuthất thoát theo lượng xúc tác qua Regenerator sẽ tăng làm tăng nhiệt độ ởRegenerator, làm giảm độ tuần hòa xúc tác dẫn đến việc giảm độ chuyển hóa củaphản ứng.

Trong cụm FCC, có 3 đường đưa hơi nước vào tháp stripper để táchhydrocarbon ra khỏi xúc tác đã sử dụng và mỗi cấp độ đều có bộ điều khiển riêngbiệt Tổng lưu lượng thiết kế của dòng hơi nước là 500kg/hr tức là ứng với tỉ lệ kghơi nước /tấn xúc tác tuần hoàn là 2.3 Khoảng dao động bình thường của tỉ số nàylà khoảng 1.8 - 2.0.

Thông thường, khi khởi động ta thường dùng lượng hơi nước cao hơn.Khi hệ đã ổn định ta sẽ giảm chậm lượng hơi nước xuống Ban đầu không có dấuhiệu ảnh hưởng đến Regenerator, nhưng khi dòng hơi nước giảm đến mức tối thiểuthì nhiệt độ của Regenerator sẽ tăng lên đáng kể.

Một số lí do dẫn đến việc phải tăng lưu lượng dòng hơi nước là:- Lượng nhập liệu tăng.

- Giảm nhiệt độ dòng Pre-heat.- Tăng áp suất bên trong Reactor.- Giảm nhiệt độ đỉnh Riser.

3.2.4 Các biến quá trình của Regenerator3.2.4.1 Nhiệt độ của tầng dày (Dense bed)

Nhiệt độ của tầng này không được điều khiển trực tiếp mà thông qua điềukiện vận hành của Reactor và chất lượng dòng nhập liệu.

Một số quá trình dẫn đến việc tăng nhiệt độ của Regenerator:

- Sự thay đổi tính chất dòng nhập liệu (trọng lượng riêng, nhiệt độ sôitrung bình,…).

- Sự giảm chất lượng dòng nhập liệu (hàm lượng carbon thải bỏ tăng)- Nhiệt độ dòng Pre-heat tăng.

- Nhiệt độ Riser/Reactor tăng.- Áp suất Reactor tăng.

Trong cụm FCC, nhiệt độ của Dense bed vào khoảng 686 – 702oC.

3.2.4.2 Áp suất của Regenerator

Áp suất của Regenerator được điều khiển bằng van xả khí thải trên đỉnhRegenerator lấy tín hiệu là sự chênh áp giữa Regenerator và Reactor Việc giảm ápsuất của Regenerator gây nên những ảnh hưởng sau:

- Tăng độ chênh áp lên van SP-01 (van mở cho xúc tác đi từ Reactor quaRegenerator) làm van mở lớn hơn.

- Giảm độ chênh áp lên van SP-02 (van mở cho xúc tác đi từ Regeneratorsang Riser) làm van đóng lại.

- Tăng lượng xúc tác đi vào các cyclone.- Giảm năng suất tổng của các cyclone.

3.2.4.3 Mức của các tầng trong Regnerator

Mức của các tầng trong Regenerator thấp sẽ ảnh hưởng đến sự ổn địnhcủa hệ thống:

- Nếu mức quá cao, cụm FCC sẽ không bỏ qua những lỗi nhỏ trong quátrình vận hành và làm cho các lỗi này trở nên nghiêm trọng.

- Nếu mức quá thấp làm giảm hiệu quả tiêu thụ oxy Nếu không khí điqua Regenerator mà lượng oxy chưa được đốt hết thì khí thải sẽ làm nhiệt độ thiếtbị không ổn định.

3.2.4.4 Tốc độ tuần hoàn xúc tác (Catalyst Circulation Rate – CCR)

Việc tăng CCR trong điều kiện áp suất không đổi sẽ dẫn đến việc tăng tỉlệ Cat/Oil, điều này gây ra những ảnh hưởng:

- Tăng độ chuyển hóa.

- Tăng năng suất hình thành light gas.- Tăng năng suất hình thành C3 & C4.- Tăng hàm lượng aromatic trong xăng.- Tăng hàm lượng coke.

3.2.4.5 Tốc độ dòng khí trong Regeneraor

Đại lượng quan trọng nhất và duy nhất có thể vận hành để điều khiển làtốc độ dòng khí, nó được điều chỉnh tùy thuộc vào mức độ tạo coke Nếu dòng khíquá ít, không đủ để đốt coke thì quá trình sẽ bị giảm năng suất Nhưng nếu dòngkhí quá nhiều, lượng oxy thừa sẽ dẫn đến vấn đề “after burning”, tức là quá trìnhthay đổi nhiệt độ trong hệ do quá trình oxy hóa từng phần coke tạo thành CO hoặcCO2.

Quá trình “after burning” thường xảy ra trong trường hợp thừa oxy vànhiệt độ của Regenerator khoảng trên 610oC Lượng sản phẩm “after burning”phụ thuộc vào lượng oxy dư nhiều hay ít Thông thường, trong chế độ đốt mộtphần, sự sai biệt nhiệt độ của dense bed và dilute bed được dùng làm biến điềukhiển và được cascade với tốc độ xả khí của Regenerator

Đối với thiết bị Regenerator của cụm FCC vận hành trong chế độ đốt hoàntoàn, tốc độ dòng khí được điều khiển bởi nồng độ oxy trong dòng khí thải ra khỏiRegenerator.

3.2.4.6 Torch oil

Trong cụm FCC, torch oil có nhiệm vụ gia nhiệt dòng xúc tác trong giaiđoạn start-up lên khoảng 600oC Sau đó trong quá trình vận hành, torch oil sẽkhông được sử dụng.

Trong cụm FCC, dòng mixed feed hoặc CFO đều có thể làm torch oil, tùythuộc vào khả năng của nhà máy.

3.2.4.7 Tính chất của xúc tác

Sự thiệt hại đáng kể của xúc tác trong Regenerator sẽ làm cho sự dichuyển xúc tác kém hiệu quả Nó làm tăng hàm lượng carbon trong xúc tác đã táisinh và dễ rơi vào trường hợp “after burning” vì lượng oxy đi qua sẽ nhiều hơn.

Các loại xúc tác khác nhau có thể cho các khả năng tái sinh khác nhau.Loại xúc tác với tỉ lệ zeolite/matrix thấp sẽ dễ tái sinh hơn.

3.3.Phần phân tách

Dòng khí đi ra khỏi Reactor bao gồm hơi hydrocarbon sau cracking, hơinước và khí trơ ở nhiệt độ 565oC và áp suất 1.47 kg/cm2g, đi vào tháp phân táchchính ở đáy, dưới mâm thứ 30 Ở đây, dòng hơi siêu nóng sau crack và khí trơđược làm nguội và các phân đoạn nặng được ngưng tụ Dòng MP steam được đưavào để tách phân đoạn 370oC ra Dòng lỏng ở đáy tháp C-101 được bơm bởi MainColumn Bottom (MCB) Pump (P-108A/B) ngược lên mâm 22 và đi qua thiết bịtruyền nhiệt Feed/MCB Heat Exchanger (H-101A/B), nhiệt độ sẽ được hạ xuốngkhoảng 316oC.

Thành phần dòng đỉnh gồm Dry gas, Gasoline, LPG và nước được đưaqua hệ thống làm mát bằng không khí lạnh (AC-101A/B/C/D) và được làm lạnhsâu bằng thiết bị làm lạnh H-104 xuống tới 40oC Phần lỏng ngưng tụ và hơikhông ngưng tụ được đưa đến bồn tách 2 pha (D-102) để tách Dry gas khôngngưng tụ và LPG ra khỏi hỗn hợp Một phần lỏng ngưng tụ chứa Gasoline chưađạt chuẩn được bơm ngược trở lại C-101 bằng bơm P-104A/B/C Trong khi phầncòn lại được bơm đến tháp hấp thụ sơ cấp (Primary Absorber – C-103) bằng bơmP-105A/B Lượng khí không ngưng tụ từ D-102 được đưa đến D-103 Lượngnước lấy được từ D-102 một phần được bơm lại C-101 bằng bơm P-113A/B cònphần còn lại được đưa đến bể xử lý

Một dòng TCO được lấy ra ở mâm thứ 18 của C-101, một phần được đưaqua thiết bị trao đổi nhiệt H-106 bằng bơm P-106A/B sau đó được bơm ngược lạivào tháp ở mâm thứ 16 Một phần của dòng TCO được lấy ra và bơm vào tháptách TCO (C-102) để tách các hydrocarbon nhẹ, C-102 có 8 mâm Nhiệt độ xáclập của dòng lỏng từ D-105 ra khỏi H-106 điều khiển lượng pump-around củaTCO MP Steam được đưa vào C-102 để tách các light ends.

Lượng TCO sau khi tách được bơm P-107A/B bơm qua H-105 để hạnhiệt Sau đó được chia làm 2 dòng, 1 dòng được bơm vào C-104 và dòng còn lạiđược lấy ra làm sản phẩm Dòng đáy của C-104 được đưa ngược lại C-101 saukhi nhập chung với dòng TCO ra khỏi H-106.

3.4.Phần loại khí

Mục đích chính là để loại Dry gas, LPG và ổn định hóa lượng Gasoline từlượng Wet gas và Gasoline không ổn định đi ra từ D-102 Phần này bao gồm cácthiết bị chính như Wet Gas Compressor (K-101), tháp hấp thụ sơ cấp (C-103),tháp hấp thụ C-104, tháp tách C2 (C-105) và tháp ổn định/tháp debuthane (C-106).

Lượng khí đi ra khỏi D-102 được đưa đến D-103, ở đây lượng lỏng bị lôicuốn theo sẽ được tách ra khỏi dòng khí Dòng khí sau đó được đưa vào bậc thứnhất của compressor K-101 và được làm lạnh bằng H-109 rồi đưa tiếp vào D-104.Tại đây các distillate áp suất trung bình và nước được tách ra khỏi hơi khôngngưng tụ Hơi ra khỏi D-104 tiếp tục được đưa vào bậc thứ hai của K-101 để nénlên tới áp suất 14.27 kg/cm2g Dòng đi ra được trích ra một phần để đưa về tháp

C-101 như một đường xả tràn áp suất Phần còn lại của dòng khí này cùng với hơiđi ra từ C-105, lỏng từ D-104 được đưa vào H-110 để hạ nhiệt độ rồi xả vào D-105.

Phần hơi không ngưng tụ từ D-105 được đưa đến C-103 để thu hồ C3 vàC4 Tháp này được thiết kế với 40 mâm với khả năng thu hồi lên đến 95% lượngpropane/propylene Dòng Gasoline chưa ổn định từ D-102 được đưa vào C-103trên mâm thứ 9 Dòng Gasoline ổn định được làm nguội từ C-106 được đưa trở lạiC-103 ở mâm số 1 C-103 còn có một dòng hồi lưu trung gian H-115 để thu nhiệttừ quá trình hấp thụ (hấp thụ C3 vào Gasoline) Dòng hơi chưa được hấp thụ từ C-103 sẽ được đưa đến C-104 để thu hồi C3,C4 và C5 Lượng lỏng đáy C-103 sẽđược bơm ngược lại D-105 nhờ bơm P-112A/B.

Tháp C-104 có 20 mâm, lượng lỏng dùng để hấp thụ trong tháp là TCOnguội từ tháp C-102 Phần lỏng của C-104 được bơm lại tháp C-101 để thu hồilight ends Trong khi phần khí được đưa ra khỏi khu vực nhà máy nhờ D-130

Lỏng đi ra khỏi D-105 được bơm bằng P-111A/B đến H-105 để trao đổinhiệt với dòng TCO sản phẩm và với dòng TCO hồi lưu ở H-106 trước khi đưađến tháp C-105 Để điều khiển áp suất hơi thu hồi được của LPG, khí trơ và cáchydrocarbon nhẹ từ dòng C3+ hóa lỏng được tách ra trong tháp C-105 Tháp có 40mâm, nhiệt độ của tháp được cấp bởi nhiệt từ dòng MP steam ở reboiler (H-112).Dòng hơi ở đỉnh tháp C-105 được đưa vào bồn D-105 sau khi nhập chung vớidòng đi ra của bậc thứ 2 của compressor K-101 Dòng đáy C-105 xả qua C-106được là nhờ sự chênh áp giữa 2 tháp này

Tháp C-106 có 40 mâm (mâm van) được thiết kế để làm sao thu đượcnhiều nhất hỗn hợp LPG ngưng tụ ở đỉnh và sản phẩm C5+ ở đáy Dòng Gasolinekhông ổn định đáy C-105 đi vào C-106 ở mâm thứ 20 Hơi ở đỉnh được làm lạnhxuống 40oC bằng H-114 và được đưa tới bồn chứa D-106 Một phần LPG sảnphẩm được bơm hồi lưu trở lại tháp bằng bơm P-114A/B phần còn lại được đưavào bồn chứa LPG Tương tự, Gasoline ở đáy tháp cũng được hạ nhiệt độ xuống40oC, một phần được hồi lưu ngược vào tháp C-103 bằng bơm P-116A/B, mộtphần được lấy ra làm sản phẩm

3.5 Cân bằng nhiệt

Cụm FCC luôn liên tục điều chỉnh để tự cân bằng nhiệt Tức là dòng nhiệtcủa Reactor và dòng nhiệt của Regenerator phải bằng nhau Regenerator sinh ranhiệt bằng cách đốt coke để cấp năng lượng cho:

- Tăng nhiệt độ của dòng xúc tác mới và dòng xúc tác recycle (nếu có) vàdòng cấp hơi nước từ trạng thái trước khi gia nhiệt đến nhiệt độ của Reactor.

- Cấp nhiệt cần cho phản ứng cracking.

- Tăng nhiệt độ dòng khí đốt đưa vào Regenerator và nhiệt độ dòng khíthải đưa sang khu vực chạy turbin phát điện.

- Bù nhiệt thất thoát ra môi trường của Reactor và Regenerator.- Bổ sung nhiệt cho các vị trí khác trong cụm FCC.

3.5.1 Cân bằng nhiệt xung quanh Stripper - Regenerator

Việc đốt coke trong Regenerator sẽ đáp ứng cho các nhu cầu nhiệt sau:- Nhiệt để đưa khí từ bộ thổi khí đến Regenerator.

- Nhiệt để tách coke ra khỏi xúc tác.

- Nhiệt để đưa dòng hơi nước dùng để tách lên tới nhiệt độ Reactor.

- Nhiệt để đưa lượng coke bám trên bề mặt xúc tác lên tới nhiệt độ củatầng dày trong Regenerator.

- Nhiệt đưa lượng sản phẩm sau khi đốt coke lên tới nhiệt độ của flue gas.- Nhiệt bù lại cho tổn thất của Regenerator.

- Nhiệt để tăng nhiệt độ của dòng xúc tác sau phản ứng tăng lên tới nhiệtđộ của tầng dày của Regenerator.

Quá trình cân bằng nhiệt có thể được biểu diễn như sau: Heat in = Heat out

Nhiệt của quá trình đốt Nhiệt mất mát, sự giải phóngcoke

Delta coke là động lực chủ yếu cho quá trình cân bằng nhiệt và ảnh hưởngtrực tiếp tới nhiệt độ của Regenerator Sai biệt nhiệt độ của Regenerator-Reactorphụ thuộc vào delta coke Lượng delta coke càng cao thì nhiệt độ của Regeneratorcàng lớn và sai biệt nhiệt độ càng cao Và nếu nhiệt độ của Regenerator càng lớnthì sẽ càng làm giảm quá trình tuần hoàn của xúc tác vì thế làm giảm tỉ lệ xúctác/dầu dẫn đến việc giảm độ chuyển hóa của phản ứng.

Delta coke = Coke ( Coke yield, wt%)/(Cat/Oil)

3.5.2 Cân bằng nhiệt của Reactor

Lượng xúc tác tái sinh nhiệt độ cao sẽ cấp nhiệt cho quá trình bay hơi dầu,cấp nhiệt cho toàn bộ quá trình cracking, hơi nước phân tán, và các khí trơ đếnnhiệt độ của Reactor

Biểu diễn:

Heat in = Heat out

Phân tán và phun hơi nước

Nhiệt truyền từ Regenerator sang Reactor = Nhiệt trong xúc tác qua tái sinh –Nhiệt qua xúc tác đã sử dụng

Nhiệt độ của phản ứng có thể thay đổi tùy theo dòng nhập liệu, xúc tác vàcác yếu tố khác ảnh hưởng tới động học của các phản ứng xảy ra.

Hiểu biết về cân bằng nhiệt độ sẽ dẫn đến việc dễ dàng trong điều khiểnphân xưởng Ảnh hưởng của việc thay đổi các biến điều khiển như: dòng trướckhi gia nhiệt, nhiệt độ Riser, hơi nước đưa vào Riser… có thể nắm được bằng việcnghiên cứu sự cân bằng nhiệt.

Sự tiêu thụ năng lượng trong cụm FCC là các quá trình nhiệt cần đạt đượcnhững điều sau:

- Gia nhiệt và hóa hơi dòng nhập liệu (40 – 50% năng suất nhiệt).- Cho quá trình cracking nhiệt (15 – 30% năng suất nhiệt).

- Nhiệt cho lượng khí đốt đưa vào Regenerator theo sau đó là nhiệt độdòng flue gas (15 – 25% năng suất nhiệt).

- Gia nhiệt cho hơi nước phân tán và tách (2 – 8% năng suất nhiệt).- Bù nhiệt do thất thoát (2 – 5% năng suất nhiệt).

3.6 Cân bằng áp suất

Quá trình cân bằng áp suất có tác động lên thủy động lực học của vòngtuần hoàn xúc tác trong hệ Reactor – Regenerator Nó bao gồm sự tăng hoặc giảmáp tại các điểm khác nhau ảnh hưởng lên sự sai biệt áp suất tại hai đầu của cácvan trượt, mức độ tải của Main Air Blower (MAB) và Wet Gas Compressor(WGC) Do đó việc tận dụng áp suất trong điều khiển cụm FCC là rất quan trọng Những thành phần chính trong Reactor – Regenerator tăng hoặc giảm áp:- Các tầng của Regenerator (tăng áp).

- Ống dẫn xúc tác sau tái sinh (tăng áp).- Van xả xúc tác sau tái sinh (giảm áp).- Mức trong Riser – Reactor (giảm áp).- Mức trong Stripper (tăng áp).

- Ống dẫn xúc tác sau sử dụng (tăng áp).- Van xả xúc tác sau sử dụng (giảm áp).

Mức độ tuần hoàn xúc tác trong cụm FCC bị ảnh hưởng bởi sự sai biệtnhỏ trong áp suất, sự sai biệt này cần được điều khiển để vòng tuần hoàn được ổnđịnh Áp suất vận hành của Regenerator vào khoảng 1.8 đến 2.4 kg/cm2g Trongkhi áp suất của Reactor được điều khiển gián tiếp thông qua dòng hồi lưu tại đỉnhtháp C-101, áp suất tại đỉnh Reactor thường vào khoảng 1.4 – 2.0 kg/cm2g.

Xúc tác đi từ Regenerator sang Riser nhờ sự chênh lệch áp suất giữachúng và sự chênh lệch độ cao giữa 2 mực xúc tác bên trong chúng, sự giảm áptrong Riser và Reactor sẽ chống lại sự dịch chuyển này Xúc tác đi từ Reactor cóáp suất thấp hơn đến Regenerator có áp suất cao hơn nhờ vào chênh lệch độ caogiữa xúc tác trong ống dẫn xúc tác qua sử dụng và trong Regenerator Thôngthường chênh áp giữa Regenerator và Reactor khoảng 0.4 – 0.5 kg/cm2g Vì mứcđộ tuần hoàn có ảnh hưởng lớn đến chất lượng sản phẩm thu được nên giá trịchênh áp cần phải giữ ổn định và quá trình vận hành trong Regenerator càng ổnđịnh càng tốt

Việc tăng áp suất tại đỉnh Regenerator sẽ gây ra những ảnh hưởng sau:

- Không ảnh hưởng đến sự chênh áp giữa 2 van trượt.

- Tăng áp suất của cả Regenerator và Reactor, giảm tốc độ dòng qua cácbồn và giảm hiệu suất của các cyclone.

- Giảm năng lượng tiêu thụ của máy nén và tăng năng lượng tiêu thụ củamáy thổi.

- Đòi hỏi sự đền bù nhiệt độ ở đỉnh tháp C-101, cứ 2oC cho 0.1 kg/cm2gtăng thêm.

Việc tăng độ lệch áp giữa Reactor và Regenerator sẽ dẫn đến những ảnhhưởng:

- Tăng độ lệch áp giữa 2 đầu van xả xúc tác sau tái sinh.- Giảm độ lệch áp giữa 2 đầu van xả xúc tác sau sử dụng.- Không ảnh hưởng đến áp suất của Reactor và C-101.- Tăng áp suất của Regenerator.

- Tăng mức tiêu thụ năng lượng của máy thổi

4 Vận hành trong điều kiện thường

Type TagNameTagDescEngg-UnitScaleLowScaleHighDesignVal

CTLFIC001MF to H-101M3 / Hr04022.4CTLFIC002RCO/CFO to D101M3 / Hr03010.16CTLFIC003RCO/CFO to D101M3 / Hr03012.27

CTLFIC005MPSteam to C101Kg/hr0400100CTLFIC006C-101 RefluxM3 / Hr012060CTLTIC001C-101 bottom teDEG C0550336CTLTIC002C101 top tempDEG C0300118

CTLLIC008Primary Absorbe5010050

CTLFIC010Stab Gasoline tM3 / Hr04428.05CTLFIC011TCO Absorbent tM3 / Hr0146.02CTLFIC012HP Separator LiM3 / Hr010060

CTLTIC003Stabilizer C106DEG C010063CTLTIC004Stabilizer C106DEG C017540CTLTIC005C-105 StripperDEG C015069

CTLFIC017CLO Prodt fromM3 / Hr0182.6CTLFIC018LPG from R/D PuM3 / Hr03212CTLFIC019Stab Gasoline fM3 / Hr02818

CTLLIC019K-101 # 2STG KO%010050CTLDPIC02DP Across R-04KG/CM2-550CTLDPIC03DP Across RCSVKG/CM2-110CTLDTIC01Diff Temp of RDeg C010036CTLDPIC04DP Across SCSVKG/CM2-110CTLTIC013Quench Steam R-DEG C0300235CTLDTIC02Diff of TT1305BDeg C010023

CTLFIC020PR Stripg SteamKG / Hr06040CTLFIC021Main Strpping SKG / Hr01000700CTLFIC022Quench Steam R-M3 / Hr036003300CTLFIC023CG feed to SP-1M3 / Hr0127CTLFIC024MP Steam to SP-KG/ Hr015066CTLFIC025MP Steam to SP-KG/ Hr024001744

CTLFIC026Dilution SteamKG / Hr048001786

INDTI001MainColmn C-101DEG C0550360INDTI002MainColmn C-101DEG C0450231

INDTI003MainColmn C-101DEG C0450259INDTI004MainColmn C-101DEG C0300231INDTI005MainColmn C-101DEG C0300118INDTI006MainColmn C-101DEG C0300118INDTI007Feed from R-102DEG C0900565INDFI003CLO quench to CM3 / Hr08012

INDTI010C-103 OverheadDEG C015055

INDFI005TCO from C-104M3 / Hr02424INDFI006Dry Gas from V-KG / Hr072002874INDTI016C-105 Rblr H112DEG C0150124INDTI017C-106 Rblr H113DEG C0300170INDTI018Stabilized GasoDEG C07540INDFI007MP Steam to E-1Kg / Hr036002542INDFI008HP Steam C-106Kg / Hr0 10000049664INDFI009BFW to TV-0550AM3 / Hr03014INDFI010C-105 OverheadM3 / Hr0120007096INDTI019Stab Cond E-14DEG C010040INDTI020CLO quench to CDEG C0550285INDFI012CLO from H103M3 / Hr03229INDTI021CLO Product froDEG C015085INDFI013CLO Product froM3 / Hr04019

INDTI025K-101 1Stg DisDEG C0200103