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

Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân MỤC LỤC DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT STT Ký hiệu chữ viết tắt Chữ viết đầy đủ KERO Kerosene LGO Light Gas Oil HGO Heavy Gas Oil SS Side Strippers PA Pump Around TOP_PA Pump Around đỉnh KERO_PA Pump Around lấy sản phẩm Kerosene LGO_PA Pump Around lấy sản phẩm Light Gas Oil HGO_PA Pump Around lấy sản phẩm Heavy Gas Oil 10 KERO_SS Side Strippers lấy sản phẩm Kerosene 11 LGO_SS Side Strippers lấy sản phẩm Light Gas Oil 12 HGO_SS Side Strippers lấy sản phẩm Heavy Gas Oil SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân DANH MỤC HÌNH DANH MỤC BẢNG SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT VÀ PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN 1.1 Giới thiệu chung Nhà máy lọc dầu Dung Quất thuộc khu kinh tế Dung Quất, nhà máy lọc dầu Việt Nam, xây dựng địa bàn xã Bình Thuận Bình Trị, huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi Đây dự án kinh tế lớn, trọng điểm quốc gia Việt Nam Nhà máy chiếm diện tích khoảng 338 mặt đất 471 mặt biển Công suất chế biến nhà máy lọc dầu Dung Quất 6,5 triệu tấn/năm (tương đương 148.000 thùng/ngày) dự kiến đáp ứng khoảng 30% nhu cầu tiêu thụ xăng dầu Việt Nam Nhà máy xây dựng với tổng mức đầu tư tỉ USD (khoảng 40000 tỉ đồng VN) với tên dự án Nhà máy lọc dầu số Dung Quất chủ đầu tư Tổng cơng ty dầu khí Việt Nam Nhà máy lọc dầu Dung Quất tổ hợp với hàng chục phân xưởng như: chưng cất dầu thơ áp suất khí (CDU: Crude Distillation Unit), xử lý Naphtha hyđro (NHT: Naphtha Hydrotreater), tái tạo chất xúc tác liên tục, xử lý LPG, thu hồi propylene (PRU: Propylene Recovery Unit), xử lý Kerosene (KTU: Kerosene Treating Unit), xử lý Naphtha từ RFCC (NTU: Naphtha Treating Unit), xử lý nước chua (SWS: Sour Water Stripper), tái sinh Amine (ARU: Amine Regeneration Unit), trung hoà kiềm (CNU: Caustis Neutralisation Unit) thu hồi lưu huỳnh (SRU: Sulphur Recovery Unit), Isomer hoá (ISOM), xử lý LCO hydro (LCO - HDT) Ngoài ra, cịn có cơng trình phục vụ như: hệ thống cấp điện, khu bể chứa dầu thô sản phẩm chiếm khoảng 85.83 ha, tuyến ống dẫn dầu thô sản phẩm, cấp xả nước biển chiếm khoảng 94.46 ha, bến cảng xây dựng, khu xuất sản phẩm… 1.1.1 Nguồn nguyên liệu sản phẩm nhà máy lọc dầu Dung Quất Nguyên liệu nhà máy: Dầu Bạch Hổ: 6.5 triệu tấn/năm giai đoạn Dầu hỗnhợp: 5.5 triệu tấn/năm dầu Bạch Hổ + triệu tấn/năm dầu Dubai Nhà máy thiết kế để sản xuất sản phẩm sau: • • • • • • • Khí hóa lỏng LPG Propylene Xăng 92/95 Nhiên liệu phản lực Jet A1 Diezel ô tô Dầu đốt (FO) Hạt nhựa Lưu huỳnh SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân 1.1.2 Các cụm phân xưởng nhà máy lọc dầu Dung Quất Sơ đồ nhà máy lọc dầu Dung Quất thể hình sau: Hình 1-1: Sơ đồ phân xưởng nhà máy lọc dầu Dung Quất [1] 1.1.2.1 Các phân xưởng công nghệ Nhà máy lọc dầu Dung Quất có nhiều phân xưởng, phân xưởng có nhiệm vụ khác nhau, phân xưởng nhà máy lọc dầu: • • • • • • • • • • • • • Phân xưởng chưng cất dầu thô (CDU– Crude Distillation Unit - Unit 011) Phân xưởng xử lý Naphtha Hyđrô (NHT– Naphtha Hydro Treating - Unit 012) Phân xưởng reforming xúc tác liên tục (CCR– Continuous Catalytic Reforming Unit 013) Phân xưởng xử lý Kerosene (KTU – Kerosene Treating Unit - Unit 014) Phân xưởng cracking xúc tác cặn dầu (RFCC – Residue Fluidized Catalytic Cracking - Unit 015) Phân xưởng xử lý LPG (LTU – LPG Treating Unit (Unit 016) Phân xưởng xử lý Naphtha RFCC (NTU – Naphtha Treating Unit - Unit 017) Phân xưởng xử lý nước chua (SWS – Sour Water Stripper - Unit 018) Phân xưởng tái sinh Amine (ARU – Amine Regenneration Unit - Unit 019) Phân xưởng trung hòa kiềm (CNU – Spent Caustic Neutralization Unit - Unit 020) Phân xưởng thu hồi Propylene (PRU – Propylene Recovery Unit - Unit 021) Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (SRU – Sulfur Recovery Unit - Unit 022 + Unit 025) Phân xưởng đồng phân hóa (ISOM – Isomerization Unit - Unit 023) SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân Phân xưởng xử lý LCO hydro (LCO HDT – LCO Hydro Treating - Unit 024) • Phân xưởng Polypropylene (PP) • 1.1.2.2 Các phân xưởng phụ trợ Bên cạnh phân xưởng chính, cịn có phân xưởng phụ trợ Các phân xưởng giúp đảm bảo vận hành cho phân xưởng khác Dưới phân xưởng phụ trợ nhà máy: • • • • • • • • • • • Hệ thống nước (water systems - unit 031) Phân xưởng nước, nước nguyên liệu cho nồi nước ngưng (steam, bfw and condensate - unit 032) Phân xưởng nước làm mát (cooling water system - unit 033) Phân xưởng cung cấp nước biển (sea water intake system - unit 034) Phân xưởng khí điều khiển khí cơng nghệ (instrument & plant air - unit 035) Phân xưởng nitơ (nitrogen system - unit 036) Phân xưởng khí nhiên liệu (fuel gas system - unit 037) Phân xưởng dầu nhiên liệu (refinery fuel oil system - unit 038) Phân xưởng cung cấp kiềm (caustic supply system - unit 039) Nhà máy điện (power plant - unit 040) Phân xưởng xử lý nước thô (ro - reverse osmosis - unit 100) 1.1.2.3 Các phân xưởng ngoại vi Ngoài phân xưởng trên, nhà máy cịn có phân xưởng ngoại vi khác: • • • • • • • • • • • Khu bể chứa trung gian, U-051 (Refinery Tankage) Khu bể chứa sản phẩm, U-052 (Product tank farm) Khu xuất xe bồn, U-053 (Truck Loading) Phân xưởng phối trộn sản phẩm, U-054 (Product Blending) Phân xưởng dầu rửa, U-055 (Flushing Oil) Phân xưởng dầu thải, U-056 (Slops) Hệ thống đuốc đốt, U-057 (Flare) Phân xưởng xử lý nước thải, U-058 (Effluent Treatment Plant, ETP) Hệ thống nước cứu hỏa, U-059 (Firewater System) Khu bể chứa dầu thô, U-060 (Crude Tank Farm) Hệ thống ống dẫn sản phẩm, U-071 (Interconnecting Pipelines) 1.1.2.4 Các thiết bị biển Bên cạnh đó, cịn có thiết bị biển khác phục vụ cho q trình nhập – xuất: • • Đê chắn song Cảng xuất sản phẩm, U-081 (Jetty Topside) Phao nhập dầu thơ, U-082 (SPM) SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngô Đức Hy - 17H5CLC Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân 1.2 Tổng quan phân xưởng chưng cất khí CDU 1.2.1 Giới thiệu chung Phân xưởng CDU phân xưởng “cửa ngõ” NMLD với nhiệm vụ phân tách dầu thô thành phân đoạn nhỏ theo khoảng nhiệt độ sôi khác Phân xưởng CDU NMLD Dung Quất thiết kế với công suất 6.5 (triệu dầu thơ/năm) tương đương với 812500 (kg/h) (tính cho 8000 làm việc năm)  Giai đoạn 1: Chế biến 100% dầu thô Bạch Hổ - Việt Nam (hoặc dầu thô tương đương)  Giai đoạn 2: Chế biến dầu hỗn hợp 85% dầu thô Bạch Hổ 15% dầu thô DuBai Phân xưởng CDU thiết kế để vận hành với hai nguồn dầu thô dầu Bạch Hổ Việt Nam dầu Dubai Trung Đông Theo kế hoạch, giai đoạn đầu hoạt động, nhà máy sử dụng nguồn nguyên liệu 100 % dầu thô Bạch Hổ Giai đoạn sau nhà máy hoạt động với nguyên liệu vào 85% Bạch Hổ 15% DuBai nội dung đồ án công nghệ lần Các sản phẩm phân xưởng CDU Offgas, LPG, Full Range Naphtha, Kerosene, LGO, HGO cặn chưng cất khí (AR) Hầu hết sản phẩm CDU vào phân xưởng khác nhà máy lọc dầu như: NHT (Unit 012: Naphtha Hydrotreatment Unit), KTU (Unit 014: Kerosene Treating Unit), RFCC (Unit 015: Residue Fluidised Catalytic Cracking Unit) … Hình 1-2: Mơ Hình 3D phân xưởng CDU theo hướng Đơng Nam [1] 1.2.2 Mơ tả q trình Dầu thơ ban đầu nâng nhiệt sơ thông qua thiết bị trao đổi nhiệt sử dụng nhiệt thu hồi từ sản phẩm từ dòng hồi lưu tuần hoàn đến nhiệt độ tách muối (nhiệt độ phụ thuộc vào tỉ trọng API dầu thô, nằm khoảng 136 oC-138oC), nhiệt độ dầu thô khử muối Công đoạn thực áp suất đủ lớn (khoảng SVTH: Nguyễn Bá Hoàng Nhân – Ngô Đức Hy - 17H5CLC Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân 12 bar) nhằm mục đích giữ cho hỗn hợp dầu thơ nước tồn trạng thái lỏng nhiệt độ mong muốn Dầu thô sau tách muối tiếp tục nâng nhiệt thông qua thiết bị trao đổi nhiệt khác nhằm thu hồi tối đa lượng nhiệt từ dịng sản phẩm có nhiệt độ sơi cao đến nhiệt độ khoảng 280°C đưa vào lò đốt nhằm tăng nhiệt độ dầu thô lên đến nhiệt độ mong muốn (khoảng 330oC -390oC) đưa vào tháp phân tách Trên sơ đồ nhà máy, dịng dầu thô nguyên liệu sau qua hệ thống tiền gia nhiệt (Preheater), tách muối đưa vào tháp chưng cất T-1101 (Main fractionator) Tại dầu thô phân tách thành sản phẩm: Overhead: Phần đỉnh Phần đưa qua hệ thống làm lạnh phân tách để tách nước khỏi dòng Hydrocarbon lỏng trước cho dòng hydrocarbon vào tháp ổn định T-1107 (Stabiliser) Tháp ổn định phân tách sản phẩm Offgas, LPG đỉnh Full Range Naphta đáy • Các bán sản phẩm từ thân tháp Kerosen, LGO HGO lần được lấy từ Side column T-1102, T-1103 T-1104 Cặn chưng cất khí lấy đáy tháp T-1101 Số liệu thiết kế thông số vận hành thiết bị trình bày cụ thể phần mơ phân xưởng • SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân CHƯƠNG 2: XÂY DỰNG DỮ LIỆU MÔ PHỎNG CHO PHÂN XƯỞNG CDU 2.1 Dữ liệu mô 2.1.1 Nguyên liệu Nguyên liệu nhà máy lọc dầu Dung Quất dầu thô Bạch Hổ dầu thô Dubai Trong đồ án này, ta sử dụng 85% dầu Bạch Hổ 15% dầu Dubai với công suất 6,5 triệu tấn/năm (5,5 triệu Bạch Hổ + triệu Dubai) 2.1.2 Tính chất nguyên liệu 2.1.2.1 Dầu Bạch Hổ Dầu Bạch Hổ loại dầu nhẹ với độ API 39.2 hàm lượng lưu huỳnh 0.03%wt Bạch Hổ loại dầu Paraffin (hệ số đặc trưng K = 12.3) Dầu Bạch Hổ cho sản lượng Naphtha trung bình Dầu Bạch Hổ loại dầu thô chất lượng cao; hàm lượng độc tố thấp thích hợp cho nhà máy lọc dầu với trình Cracking [2] • Đường cong chưng cất: Bảng cho biết đường cong chưng cất tỉ tương ứng phân đoạn dầu Bạch Hổ Bảng 2-1: Tính chất phân đoạn dầu Bạch Hổ [2] Những tính chất cấu tử Phân đoạn oC %Khối lượng (wt %) % cất (wt% cumm) Tỉ trọng (Density) Lights End 2,86 2,86 - 68 - 93 1,53 4,39 0.6816 93 - 157 8,43 12,82 0.7460 157 - 204 7,24 20,06 0.7734 204 - 260 8,38 28,44 0.7972 260 - 315 10,21 38,65 0.8160 315 - 371 12,11 50,76 0.8285 371 - 427 12,58 63,34 0.8437 427 - 482 12,84 76,18 0.8539 428 - 566 9,74 85,92 0.8904 > 566 13,81 99,73 0.9313 Tổn thất 0,27 SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC Đồ án Cơng nghệ • GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân Light Ends: Hàm lượng cấu tử nhẹ dầu Bạch Hổ cho bảng đây: Bảng 2-2: Hàm lượng cấu tử nhẹ dầu Bạch Hổ [2] Cấu tử % Khối lượng Methane 0,0002 Ethane 0,0031 Propane 0,0327 Isobutane 0,0488 n-Butane 0,2122 Isopentane 0,3741 n-Pentane 0,6270 Cyclopentane 0,0300 2,2-Dimethylbutane 0,0243 2,3-dimethylbutane 0,0530 2-methyl-pentane 0,3885 3-methyl-pentane 0,2099 n-hexane 0,8528 2.1.2.2 Dầu Dubai Dầu Dubai dầu thô chua với độ API 31.2 tổng hàm lượng S theo khối lượng 2.1% Dầu Dubai có giá trị K 11.78 thuộc loại dầu trung bình • Đường cong chưng cất: Đường cong chưng cất tỉ trọng thể bảng dưới: Bảng 2-3: Đường cong chưng cất đường cong tỉ trọng dầu Dubai [2] Tính chất phân đoạn Nhiệt độ (oC) % khối lượng tích lũy Tỉ trọng 89 0.702 120.4 10 0.741 259.8 30 0.830 372.0 50 0.890 SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC Đồ án Cơng nghệ • GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân 482.2 70 0.946 678.9 90 1.033 Light Ends: Hàm lượng cấu tử nhẹ dầu Dubai tóm tắt bảng Bảng 2-4: Thành phần Light Ends dầu Dubai [2] • Thành phần % khối lượng Ethane 0.01 Propane 0.16 Isobutane 0.15 n-butane 0.59 Iso-pentane 0.62 n-pentane 0.93 Cyclopentane 0.09 Hàm lượng lưu huỳnh: Tổng hàm lượng lưu huỳnh dầu Dubai 2.1 % khối lượng với hàm lượng hydrogen sunphide 0,0001% khối lượng Đường cong chưng cất với hàm lượng lưu huỳnh cho bảng đây: Bảng 2-5: Đường cong chưng cất lưu huỳnh tổng [2] Phần trăm thể tích (%V) Hàm lượng S (% khối lượng) 15 0.0012 20 0.0012 25 0.0024 30 0.0048 35 0.0092 40 0.0136 45 0.0184 50 0.0224 SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 10 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân Đối với tháp chưng cất, ta tiêu chuẩn chưa kiểm tra GAP phân đoạn Full Range Naphtha Kerosene, hàm lượng theo phần trăm mol C5 LPG hàm lượng theo phần trăm khối lượng C4 Ful Range Naphtha Ta tiến hành thêm D86 95% vào dòng Full Range Naphtha mơ Sau tiến hành kiểm tra: GAP = D86 5% Kerosene – D86 95% Full Range Naphtha = 168.3 – 155.6 = 12.7 oC Hàm lượng C5 theo phần trăm mol dòng LPG: Chọn dòng LPG, vào Composition, tới Basis chọn mole fraction Ta xác định hàm lượng iC5 nC5 0.0011 => 0.11% mole Hàm lượng C4 theo phần trăm khối lượng dòng Full Range Naphtha: Chọn dòng Full Range Naphtha, vào Composition, tới Basis chọn Mass Fraction Ta xác định hàm lượng iC4 nC4 0.00 => 0.00 % wt Từ kết trên, ta thu bảng đây: Bảng 3-23: Kết tiêu chuẩn tháp chưng cất Tiêu chuẩn Giá trị Kết mô Đánh giá Hàm lượng C5 dòng LPG 1,5 mol% Max 0.11 Đạt 0,3%kl Max 0.00 Đạt 0oC Min 12.7oC Đạt Hàm lượng C4 Full Range Naphtha Khoảng GAP 5%vol Kerosene 95%vol Full range naphtha Vậy dòng sản phẩm sau khỏi tháp Stabilizer đạt tiêu chuẩn nhà máy 3.7 Nhận xét kết mô a Tháp chưng cất khí Sau đánh giá kết mơ trên, nhóm chúng em có nhận xét sau: - Kết nhiệt độ, áp suất dòng sản phẩm sai số không nhiều Các tiêu chuẩn tháp sản phẩm CDU đạt Về lưu lượng dịng Overhead Naphtha Residue có sai số khơng đáng kể, sai số lưu lượng dầu thơ vào tháp chưng cất có giá trị khác với PFD cụ thể giá trị lưu lượng dầu thô vào PFD 814357 kg/h kết mơ có 813837 kg/h, sai khác dẫn đến kết dịng Overhead Naphtha Residue, bên cạnh ảnh hưởng tới nhiệt độ đáy tháp SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 38 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân Kiểm tra tiêu chuẩn khác tháp CDU việc điều chỉnh nhiệt độ thay đổi lưu lượng, thông số thay đổi không đáng kể, đảm bảo tiêu chuẩn chất lượng sản phẩm tháp b Tháp Stabilizer Kết tháp Stabilizer tương đối xác, riêng nhiệt độ LPG khỏi tháp có sai số lớn, kết bị ảnh hưởng dòng nguyên liệu Stabilizer khỏi tháp chưng cất bị thay đổi, dẫn đến kết mô bị thay đổi Nhìn chung việc mơ cụm chưng cất khí với nguyên liệu 100% Bạch Hổ đạt yêu cầu Với kết mô trên, ta chấp nhận mơ hình để mơ cho dịng ngun liệu đồ án lần với tỉ lệ 85% 15% tương đương với Bạch Hổ Dubai Về kết sau thay đổi nguyên liệu trình bày chương sau SVTH: Nguyễn Bá Hoàng Nhân – Ngô Đức Hy - 17H5CLC 39 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân CHƯƠNG 4: MÔ PHỎNG PHÂN XƯỞNG CDU VỚI NGUYÊN LIỆU 85% BẠCH HỔ VÀ 15% DUBAI 4.1 Tính tốn cân vật chất 4.1.1 Khai báo dòng nguyên liệu Với tỉ lệ nguyên liệu thay đổi tỉ lệ với 85% Bạch Hổ 15% Dubai, lưu lượng không đổi 812500 kg/h, ta tính tốn lưu lượng loại dầu sau: Lưu lượng dầu Bạch Hổ: 812500 x 0.85 = 690625 kg/h Lưu lượng dầu Dubai: 812500 x 0.15 = 121875 kg/h Sau tính tốn, ta khai báo Output Blend phần mềm Hysys thể hình đây: Hình 4-41: Khai báo lưu lượng loại dầu Sau đó, ta bấm Install Oil đặt tên cho dòng nguyên liệu vào Mixed Crude Oil Hình 4-42: Dịng dầu thơ tạo SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 40 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xn 4.1.2 Tính tốn cân vật chất Với điểm cắt cho Bảng 1.6, ta tiến hành vào Table Bend-1, nhập điểm cắt tương ứng với phân đoạn Hình 4-43: Nhập giá trị điểm cắt Sau nhập giá trị điểm cắt, ta thu phần khối lượng phân đoạn sau: Hình 4-44: Phần khối lượng tương ứng phân đoạn Từ số liệu khai thác từ hình 4.4, ta tính tốn lưu lượng tương ứng với phân đoạn, thể bảng đây: Bảng 4-24: Lưu lượng phân đoạn Phân đoạn Phần khối lượng Lưu lượng (kg/h) Gas Naphtha 0.141 114828 Kerosene 0.06 48863 LGO 0.214 174279 HGO 0.087 70852 Residue 0.498 405564 SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 41 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xn 4.2 Mơ tháp chưng cất khí 4.2.1 Khai báo số liệu mơ Q trình mô với nguyên liệu 100% Bạch Hổ thực chương 3, ta sử dụng lại số liệu với thay đổi cân vật chất lưu lượng phân đoạn, ta có số liệu thể bảng Với SS, ta giả thuyết lưu lượng sản phẩm lấy từ SS với lưu lượng phân đoạn bảng 4.1 Với PA, thông số tháp CDU, ta sử dụng số liệu ứng với trường hợp 100% Bạch Hổ Bảng 4-25: Các thông số Side Strippers Side Strippers Lưu lượng (kg/h) Số đĩa Đĩa lấy sản phẩm Đĩa hồi lưu KERO_SS 48880 10 LGO_SS 173771 17 16 HGO_SS 70587 22 21 Bảng 4-26: Các thông số Pump Around [2] Pump Around Lưu lượng (kg/h) Duty (kW) PA_TOP 490377 x PA_KERO 211124 9000 PA_LGO 758719 29065 PA_HGO 134995 4925 Bảng 4-27: Các thông số tháp [2] Thông số Giá trị Đơn vị Nhiệt độ đỉnh tháp 124 o C Nhiệt độ đáy tháp 349 o C Áp suất đỉnh tháp 1.5 Kg/cm2_g Áp suất đáy tháp 2.0 Kg/cm2_g 4.2.2 Đánh giá kết mô Ta thực mô tương tự bước làm chương 3, sau mô phỏng, ta thu kết sau: Bảng 4-28: Kết mô lưu lượng đỉnh đáp tháy SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 42 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xn Tên dịng cơng nghệ Số liệu mô (kg/h) Kết mô (kg/h) Sai Số (%) Đánh giá Gas Naphtha 114694 97333 -15.13 Không Đạt Residue 407324 408718 0.34 Đạt Bảng 4-29: Kết mô nhiệt độ đỉnh đáp tháp Tên Số liệu tham khảo (oC) Kết mô (oC) Sai Số (%) Đánh giá Nhiệt độ đỉnh tháp 124 117.4 -5.32 Không Đạt Nhiệt độ Residue 349 347 -0.86 Đạt Nhận xét: Có thể thấy rằng, sử dụng tiêu chuẩn tháp vận hành chế độ 100% Bạch Hổ nhiệt độ tháp 124 độ C không đảm bảo, kết sai số lớn mô phỏng, dẫn đến kết không đạt Từ việc tham khảo PFD nhà máy vận hành chế độ Bạch Hổ Dubai thấy nhiệt độ đỉnh tháp hoạt động 124 độ C, điều ảnh hưởng tới chất lượng sản phẩm phân đoạn nhóm chúng em thay đổi tiêu chuẩn tiến hành chạy lại mô 4.2.3 Điều chỉnh tiêu chuẩn nhận xét kết Để đảm bảo chất lượng sản phẩm, nhóm chúng em có vài thay đổi sau: - Thay đổi lưu lượng PA đỉnh 495748 kg/h nhiệt độ quay đỉnh 84 độ C để đảm bảo trì nhiệt độ đỉnh tháp 124 độ C Thay đổi lưu lượng Side Strippers HGO 76839 kg/h để tăng lưu lượng phần HGO, giảm lưu lượng phần cặn lấy Tăng nhiệt độ dầu thô vào tháp từ 358 độ C lên 360 độ C để đảm bảo Overflash cho tháp chưng cất Sau thay đổi thơng số vận hành, nhóm chúng em thu kết quả, thể bảng đây: Bảng 4-30: Kết mô lưu lượng đỉnh đáp tháp điều chỉnh thông số Tên dịng cơng nghệ Số liệu mơ (kg/h) Kết mô (kg/h) Sai Số Gas Naphtha 114694 128841 12.20% Residue 405564 405564 1.95% Bảng 4-31: Kết mô nhiệt độ đỉnh đáy tháp SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 43 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xn Tên dịng cơng nghệ Số liệu tham khảo (oC) Kết mô (oC) Sai Số (%) Nhiệt độ đỉnh tháp 124 124 Nhiệt độ Residue 349 349 Bảng 4-32: Nhiệt độ dòng sản phẩm sau thay đổi điều kiện làm việc Tên Kết mô (oC) Nhiệt độ đỉnh tháp 124 Nhiệt độ Overhead Naphtha 124 Kerosene từ SS 222 LGO từ SS 240 HGO từ SS 315 Nhiệt độ Residue 349 Bảng 4-33: Kết tiêu chuẩn dòng sản phẩm sau điều chỉnh nhiệt độ đỉnh Dòng sản D86 5% phẩm D86 95% Flash point Tỷ trọng Smoke point Cetane Index Pour Point Kerosene 164.2oC 210.6oC 47.50oC 0.7576 x x x LGO 219.0oC 324oC 85.21oC x x 68.31 x HGO 326oC 416oC 136.1oC x x x x Bảng 4-34: Đánh giá kết với tiêu chuẩn tháp CDU Tiêu chuẩn Giá trị Kết mô Đánh giá Khoảng GAP 5%vol Light Gas Oil 95%vol Kerosene 0oC Min 8.4oC Đạt Khoảng OVERLAP 95%vol Light Gas Oil 5%vol Heavy Gas Oil 20oC Max 2oC Đạt Điểm chớp cháy Heavy Gas Oil 65oC Min 136.1oC Đạt Điểm chớp cháy Kerosene 40oC Min 47.50oC Đạt Tỉ trọng Kerosene 15oC 0,83 kg/l Max 0.7576 Đạt Chỉ số Cetane Light Gas Oil 45 Min 68.31 Đạt Điểm chớp cháy Light Gas Oil 65oC Min 85.21oC Đạt Lượng cặn (Residue) bay 360oC 10%vol Max 4.2% Đạt SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 44 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân 4.2.4 Nhận xét kết mô Sau thay đổi thông số vận hành, nhóm chúng em có nhận xét, đánh sau: - - - - Khi thay đổi nguyên liệu, ta phải thay đổi điều kiện làm việc tháp Để đảm bảo chất lượng sản phẩm tháp, ta phải trì nhiệt độ đỉnh tháp 124 độ C, điều đồng nghĩa với việc tháp thu nhiều phân đoạn khí xăng đỉnh, thay đổi nhiệt độ tháp vận hành chế độ 85% 15% thấy lưu lượng thu so lớn nhiều so với lượng khí xăng tính từ Assay dầu thô Khi thay đổi nhiệt độ đỉnh tháp thu cặn nhiều, bắt buộc phải tăng lưu lượng sản phẩm lấy Side Strippers, điều ảnh hưởng tới tỷ trọng tính chất khác sản phẩm Tuy nhiên, từ kết mô nhận thấy điều thay đổi không đáng kể, kết chấp nhận Thay đổi Assay, điều kiện làm việc tháp, ảnh hưởng tới Overflash, nên để đảm bảo Overflash bắt buộc nâng nhiệt độ dầu thô vào tháp từ 358 độ C lên 360 độ C để đảm bảo Overflash Khi tăng nhiệt độ đỉnh tháp, dẫn đến tăng lưu lượng đỉnh, điều ảnh hưởng tới chất lượng Kerosene nhiệt độ Kerosene giảm xuống 222 độ C, tức phần nhẹ tăng lên làm cho điểm Flash Point (47.50 độ C) giảm nhiều so với trường hợp 100% Bạch Hổ (49.95 độ C) Vậy, nhóm chung em mơ thành cơng tháp chưng cất, chúng em sử điều kiện vận hành mục c phần 4.2.3 để lấy số liệu mô cụm tách muối cụm gia nhiệt Số liệu tham khảo [4] với dầu Bạch Hổ 4.3 Mô tháp Stabilizer 4.3.1 Khai thác số liệu mô Tương tự trường hợp 100% Bạch Hổ, nhóm chúng em khai thác số liệu thể bảng dưới: Bảng 4-35: Số liệu khai thác từ dòng Stabilizer Tên dòng Lưu lượng (kg/h) LPG 3125 Full Range Naphtha 104129 Lưu lượng hồi lưu 40000 Vì số liệu tháp Stabilizer 85% 15% không có, nên nhóm chúng em dựa vào vẽ PFD Dung Quất với 100%, số liệu liệt kê bảng 3-8 4.3.2 Khai thác kết mô Tiến hành mô phỏng, kết thu đây: SVTH: Nguyễn Bá Hoàng Nhân – Ngô Đức Hy - 17H5CLC 45 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân Bảng 4-36: Bảng khai thác số liệu từ mô Tên thông số Kết mô Nhiệt độ đỉnh tháp (oC) 62.22 Nhiệt độ đáy tháp (oC) 175 Nhiệt độ Condenser (oC) 51 Áp suất đỉnh tháp (kg/cm2.g) 7.9 Áp suất đáy tháp (kg/cm2.g) 8.15 Áp suất Condenser (kg/cm2.g) 7.4 Số đĩa 32 Đĩa nạp liệu 16 Nhiệt độ sản phẩm đỉnh (oC) 51 Nhiệt độ sản phẩm đáy (oC) 190 Nhiệt độ dòng nạp liệu (oC) 145 Áp suất dòng off gas (kg/cm2.g) 7.4 Áp suất dòng LPG (kg/cm2.g) 20.5 Áp suất dòng sản phẩm đáy (kg/cm2.g) 8.15 Nhiệt độ dòng sour water (oC) 51 Áp suất dòng sour water (kg/cm2.g) 7.4 Các giá trị giá trị khai thác từ file mơ phỏng, khơng có kết đối chứng xác 4.3.3 Kiểm tra tiêu chuẩn khác Tương tự với trường hợp 100% Bạch Hổ, ta có: GAP = D86 5% Kerosene – D86 95% Full Range Naphtha = 164.4 – 155.1 = 9.3 oC Hàm lượng C5 theo phần trăm mol dòng LPG: Chọn dòng LPG, vào Composition, tới Basis chọn mole fraction Ta xác định hàm lượng iC5 nC5 0.0011 => 0.11% mole Hàm lượng C4 theo phần trăm khối lượng dòng Full Range Naphtha: Chọn dòng Full Range Naphtha, vào Composition, tới Basis chọn Mass Fraction Ta xác định hàm lượng iC4 nC4 0.00 => 0.00 % wt Từ kết trên, ta thu bảng đây: SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 46 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân Bảng 4-37: Kết tiêu chuẩn tháp chưng cất Tên tiêu chuẩn Hàm lượng %mole C5 LPG Hàm lượng %wt C4 Full Range Naphtha GAP 5% Vol Kerosene 95% Vol Full Range Naphtha Tiêu chuẩn nhà máy Kết mô Đánh giá Max 1.5 % mole 0.52 % mole Đạt Max 0.3 %wt 0.00 % wt Đạt Min oC 9.3oC Đạt Vậy dòng sản phẩm sau khỏi tháp Stabilizer đạt tiêu chuẩn nhà máy Nhóm chúng em mơ thành cơng tháp chưng cất, chúng em sử điều kiện vận hành mục c phần 4.2.3 để lấy số liệu mô cụm tách muối cụm gia nhiệt Số liệu tham khảo 8474L-011-PFD-0010-000-2 với dầu Bạch Hổ kết mơ cụm không ảnh hưởng trực tiếp tới tháp chưng cất Stabilizer, thao tác hồn thiện sơ đồ mơ 4.4 Mô cụm tách muối cụm gia nhiệt Sau mơ thành cơng tháp chưng cất, nhóm chúng em tiếp tục mơ cụm cịn lại dựa dòng sản phẩm thu được, kết thu bảng sau: Bảng 4-38: Số liệu cụm tách muối dầu thơ Thiết bị E-1101 E-1102 Tên dịng nóng / lạnh Nhiệt độ vào (oC) Nhiệt độ (oC) Áp suất vào (kg/cm2) Áp suất (kg/cm2) Lưu lượng (kg/h) Crude oil 51.79 105 20 19.49 542953 Residue from E-1105 178.4 112.7 22 21.49 404549 Crude oil 51.69 105.1 20 19.5 279702 Kerosene pump around 191 132 8.3 7.8 211134 Crude oil from E-1101 105 141 19.49 18.88 542953 LGO from T1103 240.7 141.8 1.788 1.3 175182 105.1 132 19.5 18.98 279702 E-1103 E-1104 Crude oil from E-1102 SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 47 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân HGO from E1107 252 155 1.5 1.0 70577 Bảng 4-39: Số liệu mô cụm gia nhiệt Thiết bị Tên dịng nóng / lạnh Nhiệt độ vào (oC) Nhiệt độ (oC) Áp suất vào (kg/cm2) Áp suất (kg/cm2) Lưu lượng (kg/h) E-1105 Desalted crude 137.2 247 30.6 28.53 406940 Residue from E-1108 285 178 22.5 22 404549 Desalted crude 137.2 237 30.6 28.53 406917 LGO PA 254 204 8.8 8.3 758677 Desalted crude from E-1105 247 257 28.53 26.46 406940 HGO from T1104 316 260 1.9 1.5 70577 Desalted crude from E-1106 236 283 28.53 24.38 406917 Residue from E -1134 328 283 23 22.5 404549 Desalted crude from E-1107 258 263 26.46 24.39 406940 HGO PA 333 315 8.4 7.8 134972 E-1106 E-1107 E-1108 E-1109 SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 48 Đồ án Công nghệ E-1134 GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân Desalted crude from E-1109 265.1 283 24.39 22.32 406940 Residue from P-1106 347.1 330 23.5 23 404549 Sau xác định thông số dịng mơ phỏng, nhóm chúng em tiến hành mơ cụm tách muối gia nhiệt, mô tả hình ảnh đây: Hình 4-45: Sơ đồ mơ cụm tách muối Hình 4-46: Sơ đồ mơ cụm gia nhiệt Sau hoàn thành cụm trên, ta hồn thành xong sơ đồ mơ cụm CDU nhà máy lọc dầu Dung Quất Sơ đồ mơ thể hình đây: SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 49 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Hình 4-47: Sơ đồ mơ cụm chưng cất khí nhà máy lọc dầu Dung Quất phần mềm Hysys Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân KẾT LUẬN Sau quãng thời gian tìm hiểu, vận dụng kiến thức tiếp thu vào thực đồ án này, nhóm chúng em hồn thành nhiệm vụ “Mơ phân xưởng chưng cất khí nhà máy lọc dầu Dung Quất” mà đồ án đặt ra, đồng thời tích lũy cho thân nhiều kiến thức chuyên ngành kĩ năng, cụ thể: Về mặt kiến thức: Nhóm chúng em xem lại kiến thức liên quan tháp chưng cất, tính chất dầu thơ, tiêu chuẩn liên quan tới GAP OVERLAP, học đọc vẽ PFD Về mặt kĩ năng: Nhóm thực hành kĩ liên quan tới Word, Excel, kĩ sử dụng phần mềm mô Hysys, kĩ đọc tài liệu tiếng Anh làm việc nhóm Nhìn chung, đồ án cơng nghệ lần giúp chúng em hoàn thiện kiến thức chuyên ngành hơn, bên cạnh hiểu Trong q trình thực đồ án, khả năng, kiến thức chúng em cịn hạn chế nên q trình làm kết thu cịn nhiều sai sót Em mong nhận góp ý từ thầy giáo bạn Nhóm chúng em gửi lời cảm ơn đến cô TS.Nguyễn Thị Thanh Xuân hỗ trợ giúp đỡ chúng em hoàn thành đồ án này, góp ý thầy cô môn Xin chân thành cảm ơn! SINH VIÊN THỰC HIỆN NGUYỄN BÁ HOÀNG NHÂN – NGƠ ĐỨC HY SVTH: Nguyễn Bá Hồng Nhân – Ngơ Đức Hy - 17H5CLC 51 Đồ án Công nghệ GVHD: TS Nguyễn Thị Thanh Xuân TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Các tác giả, Đồ án tốt nghiệp mô phân xưởng CDU Pro II [2] Dung Quat Refinery, Operating Manual-Volume 1-Crude Distillation Unit-Rev 0.1 [3] TS.Nguyễn Thị Thanh Xuân, Chưng cất đa cấu tử công nghiệp, Nhà Xuất KH-KT Hà Nội, 2020 [4] Dung Quat Refinery, 8474L-011-PFD-0010-000-2 Nhà máy lọc dầu Dung Quất-nguyên liệu 100% Bạch Hổ [5] PGS.TS.Nguyễn Đình Lâm, Giáo trình Khống chế điều khiển cơng nghệ hóa học [6] Y A Liu, Ai-Fu Chang, Kiran Pashikanti, Petroleum Refinery Process Modeling Integrated Optimization Tools and Applications SVTH: Nguyễn Bá Hoàng Nhân – Ngô Đức Hy - 17H5CLC 52 ... DỮ LIỆU MÔ PHỎNG CHO PHÂN XƯỞNG CDU 2.1 Dữ liệu mô 2.1.1 Nguyên liệu Nguyên liệu nhà máy lọc dầu Dung Quất dầu thô Bạch Hổ dầu thô Dubai Trong đồ án này, ta sử dụng 85% dầu Bạch Hổ 15% dầu Dubai. .. CHƯƠNG 4: MÔ PHỎNG PHÂN XƯỞNG CDU VỚI NGUYÊN LIỆU 85% BẠCH HỔ VÀ 15% DUBAI 4.1 Tính tốn cân vật chất 4.1.1 Khai báo dòng nguyên liệu Với tỉ lệ nguyên liệu thay đổi tỉ lệ với 85% Bạch Hổ 15% Dubai, ... dầu thô Bạch Hổ - Việt Nam (hoặc dầu thô tương đương)  Giai đoạn 2: Chế biến dầu hỗn hợp 85% dầu thô Bạch Hổ 15% dầu thô DuBai Phân xưởng CDU thiết kế để vận hành với hai nguồn dầu thô dầu Bạch