3.2.1. Tắt nghẽn hệ thống vận hành
3.2.1.1. Thiết bị Claus Waste Heat Boiler:
Là thiết bị trao đổi nhiệt, bề mặt trao đổi nhiệt là quan trong. Sự có mặt với hàm lượng lớn C4+ gây ra quá trình cháy không hoàn toàn, tạo ra một lượng lớn cốc bám trên thành ống thiết bị trao đổi nhiệt => giảm bề mặt trao đổi nhiệt => lượng hơi nước sinh ra giảm, nhiệt độ dòng công nghệ lớn hơn yêu cầu => lưu huỳnh giảm ngưng tụ => giảm hiệu suất thu hồi S. Ngoài ra sự bám cốc làm tăng tổn thất áp suất trong thiết bị
Hình 3.1: Sự bám cốc trong Claus Waste Heat Boiler Cốc bám còn làm nghẽn bộ lọc => tăng tổn thất áp suất
3.2.1.2. Thiết bị heat exchange
Sự có mặt của Hydrocacbon trong các dòng công nghệ làm tăng khả năng đóng cặn trong các thiết bị trao đổi nhiệt => giảm bề mặt trao đổi nhiệt => hiệu suất trao đổi nhiệt cũng như khả năng truyền nhiệt giảm.
Hình 3.3: Sự bám cặn trong thiết bị trao đổi nhiệt
3.2.2. Thiết bị Catalytic Reactors:
Theo thiết kế thì xúc tác của thiết bị phản ứng có tuổi thọ ít nhất 2 năm. Nhưng ảnh hưởng của muội than bám trên xúc tác làm giảm tuổi thọ cưc kì nhanh chóng chỉ còn 4-6 tháng.
Xúc tác khi mới nạp:
Sau một thời gian sử dụng: •Ở thiết bị phản ứng xúc tác thứ nhất: Hình 3.5: Xúc tác ở thiết bị phản úng xúc tác thứ nhất •Ở thiết bị phản ứng thứ hai: Hình 3.6: Xúc tác ở thiết bị phản úng xúc tác thứ hai •Ở thiết bị phản ứng thứ ba: Hình 3.7: Xúc tác ở thiết bị phản úng xúc tác thứ ba
Và hạt xúc tác sau khi được lấy ra:
Hình 3.8: Hạt xúc tác khi bám muội cacbon
3.2.3. Sản phẩm lưu huỳnh:
Cốc ảnh hưởng rõ rệt đến màu sắc sản phẩm lưu huỳnh: Lưu huỳnh thương phẩm (lúc mới nạp xúc tác ban đầu)
:
Hình 3.9: Lưu huỳnh thành phẩm ( không bám muội cacbon ) Lưu huỳnh sau 1 thời gian xúc tác hoạt động:
Và lưu huỳnh phải bỏ đi:
Hình 3.11: Lưu huỳnh thải bỏ ( bám nhiều muội cacbon)
Lưu huỳnh không đạt chất lượng không được đưa vào bể chứa lưu huỳnh mà được chứa trong thùng phuy đem đi thải bỏ vì tránh làm hư sản phẩm xuất bán
CHƯƠNG 4: CÁC BIỆN PHÁP XỬ LÝ
Vì không thể can thiệp xử lí hydrocacbon trong dòng nguyên liệu khi đã tới phân xưởng thu hồi lưu huỳnh nên ta phải xử lí ngay từ đầu nguồn tại các phân xưởng khác.
4.1. Biện pháp tạm thời
4.1.1. Giảm áp suất và tăng nhiệt độ ở bồn chứa D-1901
Hình 4.1: Mẫu Rich Amin trong D-1901
Theo thiết kế D-1901 hoạt động ở nhiệt độ 520C, áp suất 5.2 kg/cm2g. Là một thiết bị bồn chứa, để giảm hàm lượng hydrocacbon có trong dòng nguyên liệu, tại phân xưởng đã thay đổi áp suất và nhiệt độ vận hành:
Hình 4.2: Đồ thị HC bay hơi theo nhiệt độ ở các điều kiện áp suất
Case-1: Tổng HC trong dòng Rich Amine = 0.63 kmol/h tại P= 5.2 kg/cm2g. Case-2: Tổng HC trong dòng Rich Amine = 1.72 kmol/h tại P= 5.2 kg/cm2g. Case-3: Tổng HC trong dòng Rich Amine = 1.72 kmol/h tại P= 3.2 kg/cm2g. Khi vận hành với điều kiện 820C và áp suất 3.2 kg/cm2g thì hàm lượng HC trong dòng nguyên liệu giảm từ 7 % mol → 2.6 % mol
Ưu điểm: Đơn giản, dễ áp dụng.
Nhược điểm: áp suất giảm khiến lượng H2S thoát ra nhiều cộng với nhiệt độ cao làm tăng khả năng ăn mòn thiết bị.
4.1.2. Giảm lưu lượng tuần hoàn amine đến các thiết bị hấp thụ bằng amin amin (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Dòng nguyên liệu đến SRU là phần khí lấy ra từ đỉnh tháp T-1901 thuộc phân xưởng ARU. Mà nguyên liệu cho ARU là amine đến từ các thiết bị hấp thụ bằng amine từ các phân xưởng RFCC và LCOHDT. Sau khi amine được tái sinh sẽ được tuần hoàn lại các phân xưởng đó.
Các tháp hấp thụ bằng amine không được thiết kế cho các dòng nguyên liệu lẫn nhiều hydrocacbon nên việc cuốn theo hydrocacbon trong dòng rich amin là không tránh khỏi.
Để hạn chế sự cuốn theo → giảm lưu lượng amin tuần hoàn: tổng lưu lượng amine tuần hoàn theo thiết kế là 59 m3/h giảm xuống 36 m3/h.
Khi vận hành với điều kiện này thì hàm lượng HC trong dòng nguyên liệu giảm từ 2.6 % mol → 1.6 % mol
Ưu điểm: Đơn giản, dễ áp dụng.
Nhược điểm: khả năng tách Hydrocacbon là chưa triệt để.
4.1.3. Sục N2 vào dòng nguyên liệu đến D-1901
Dòng amine bẩn sau khi hấp thụ được đưa đến phân xưởng ARU sẽ được chứa trong bồn tách sơ bộ D-1901. Sục Nitơ vào đường vào sẽ loại một phần Hydrocacbon ra khỏi dòng amine trong D-1901 nhờ giảm áp suất riêng phần của hydrocacbon.
Quá trình sục N2 với lưu lượng 100 m3/h làm giảm hàm lượng hydrocacbon trong dòng nguyên liệu từ 1.6 % mol → 0.8 % mol
Ưu điểm: Đơn giản, dễ áp dụng.
Nhược điểm: chi phí cao, hàm lượng C4+ vẫn còn cao. Bảng tổng kết số liệu phân tích tổng hợp các biện pháp xử lý:
Bảng 4.1: Số liệu thực nghiệm Đơn vị Thiết kế Trước khi thay đổi Sau khi thay đổi nhiệt độ áp suất Sau khi thay đổi lưu lượng tuần hoàn Khi thêm N2
Amin Flash drum D-1901
•Áp suất Kg/cm2g 5.2 5 3.2 3.2 3.2
•Nhiệt độ 0C 50 46 82 77 77
Tổng amine đi tái sinh (ra khỏi D-1901)
M3/h 59 55 55 36.6 36
Amine tuần hoàn Đến LPG extractor M 3/h 30 18 18 9 9 Đến RFCC FG abs M 3/h 19 13 13 14 14 Đến LCO abs M3/h 10 10 10 10 10 Tổng M3/h 59 41 41 33 33 Tổng hydrocacbon % mol 0,94 7.8 2.64 1.67 0.8 C3- % mol 0,94 4.26 1.4 0.95 0.45 C4+ % mol 0 3.54 1.24 0.72 0.35
4.1.4. Tính toán lượng oxy cần thiết cho quá trình cháy ở thermal reactor reactor
Trong quá trình đốt H2S yêu cầu khoảng 0.5 mol O2/mol H2S, quá trình cháy hydrocacbon yêu cầu rất nhiều không khí.
Sự giảm hiệu suất thu hồi lưu huỳnh tổng do sự pha loãng của dòng khí công nghệ. Khi nạp liệu cho phân xưởng ở mức cao, lớn hơn 70%, lưu lượng lớn dòng HC có thể dẫn đến thiếu không khí cho quá trình đốt H2S và tỉ số H2S/SO2 cao trong dòng tail gas.
Một tiêu chuẩn tổng quát đưa ra cho việc tính toán hàm lượng lớn nhất cho phép như sau đây: hãy giả thuyết rằng hydrocacbon trong khí cháy được so sánh với “ H2S tương đương” bằng một hệ số rút gọn “F” đưa ra ở phía dưới:
Hydrocacbo n
C1 C2 C3 C4 C5+
F 100 50 5 0.5 0.2
Thành phần aromatic (benzen và toluen) có hệ số là 0.1. Cho rằng olefin xem như là hydrocacbon bão hoà. Chia hàm lượng hydrocacbon (vol.%) với hệ số F và làm phép so sánh giữa tổng giá trị trên và hàm lượng H2S trong khí axit. Nếu hàm lượng hydrocacbon thấp hơn, nó có thể được chấp nhận.
Ví dụ:
Dòng khí axit có thành phầm như sau:
H2S 87 vol.% CO2 10.3 vol.% C2 2.0 vol.% C3 0.5 vol.% C4+ 0.2 vol.% Tổng 100.0 vol.%
H2S "tương đương" với hydrocarbons là: Với C2 2.0/50 = 0.04 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Với C3 0.5/5 = 0.10 Với C4 0.2/0.5 = 0.40
Tổng = 0.54
Điều này có nghĩa là H2S tương đương là 54%.
Vì hàm lượng H2S hiện diện trong khí nguyên liệu là 87%, thành phần xem xét này chấp nhận được (54%<87%).
Để đảm bảo quá trình đốt được tối ưu ta tính toán lượng oxi cần thiết để đốt cháy các cấu tử theo các hệ số từ quá trình vận hành thực tế như sau:
Bảng 4.2: Các hệ số tỉ lệ để tính toán lượng oxi cần thiết
10/4/2010 10/4/2010
Thời gian 06:00 18:00
ARU off gas, Nm3/h 473.63 444.33
ratio ARU off gas composition %mol Nm3/h %mol Nm3/h
9 C6+ 0.99 42.3741 0.82 32.594 0.5 Hydrogen 0.04 0.09937 0.04 0.08548 1.5 Methane 0.07 0.48222 0.06 0.39331 2.5 Ethane 0.06 0.6722 0.05 0.52311 3 Ethylene 0.23 3.19791 0.19 2.54064 0 Carbon dioxide 74.65 0 69.75 0 3.5 Propane 0.04 0.63358 0.03 0.51378 4.5 Cyclopropane 0.00 0 0.00 0 4 Propylene 0.71 21.4839 0.61 20.1549 6.5 i-butane 0.02 0.52924 0.02 0.44278 6.5 n-butane 0.01 0.38181 0.01 0.32217 6 trans-2-butene 0.07 1.90724 0.06 1.49469 6 1-butene 0.06 1.5679 0.05 1.25219 6 i-butene 0.11 3.17587 0.09 2.52037 6 cis-2-butene 0.07 1.8491 0.05 1.41649 1.5 Hydrogen sulfide 22.19 27.4778 27.70 25.7779 5.5 i-pentane 0.00 0 0.00 0 5.5 n-pentane 0.00 0 0.00 0 7.5 1-pentene 0.00 0.07694 0.00 0.04789 Oxygen 0.10 0.47442 0.07 0.32994 Nitrogen 0.59 0 0.40 0
O2 flowrate for ARU off gas, Nm3/h 105.435 89.7497
air flowrate for ARU off gas, Nm3/h 502.07 427.379
Trong quá trình vận hành dựa vào thay đổi nhiệt độ của tầng phản ứng xúc tác thứ nhất mà điều chỉnh lượng không khí cho phù hợp: giảm lượng không khí vào thermal reactor và chú ý đến nhiệt độ của thiết bị phản ứng xúc tác thứ nhất. Nếu nhiệt độ của tầng này tăng thì tiếp tục giảm không khí. Nhưng đảm bảo nhiệt độ trong thermal reactor phải lớn hơn 9000C.
Ưu điểm: Đơn giản.
Nhược điểm: phụ thuộc vào kinh nghiệm của người vận hành.
4.1.5. Thêm LGO, chất phá nhũ và sục N2 vào bồn chứa D-1801
Trong D-1801 hydrocacbon hiện diện khá nhiều, đồng thời xuất hiện màu trắng đục:
Hình 4.3: Mẫu nước chua ra khỏi D-1801
Theo phân tích của nhà thầu thì màu trắng đục là nhũ tương. Sự hình thành nhũ tương này là phụ thuộc vào bản chất tự nhiên của dầu thô và không có ảnh hưởng gì đến quá trình
Hình 4.4: giải thích của nhà thầu về nhũ tương xuất hiện trong mẫu nước chua Thêm LGO và chất phá nhũ vào D-1801 để phá nhũ tương giữa nước và hydrocacbon nhằm tách hydrocacbon ra khỏi:
Hình 4.5: Các chất phá nhũ sử dụng trong quá trình thử nghiệm
Nhằm tăng thêm khả năng tách hydrocacbon ra tại phân xưởng còn kết hợp thêm quá trình sục N2 vào D-1801.
Bảng 4.3: Điều kiện và thành phần mẫu trong thử nghiệm
Đ iề u ki ện te st Test No Đơn vị Ref1 1 2 3 4 5 6 7 SW feed m3/h 48 48 48 48 48 48 48 48 demulsifier ppm 0 80 80 80 0 0 0 80 LGO m3/h 0 0 2.5 2.5 2.5 2.5 1 1 N2 m3/h 0 0 0 20 20 120 120 120 T hà nh p hầ n C1 Mol % 0.826 0.834 1.426 0.878 0.887 0.197 0.286 0.291 C2 Mol % 1.942 1.837 2.145 1.912 1.875 0.487 0.982 1.084 C3 Mol % 1.564 1.328 0.756 0.712 0.606 0.316 0.525 0.343 C4+ Mol % 2.542 2.244 1.278 0.784 0.733 0.421 1.003 0.803 Tổng HC Mol % 6.874 6.243 5.605 4.286 4.101 1.421 2.96 2.521
Ưu điểm: phá được nhũ tương giữa nước-Hydrocacbon tốt.
Nhược điểm: tốn kém. LGO, chất phá nhũ ảnh hường đến các thiết bị tiếp sau.
4.2. Biện pháp lâu dài
4.2.1. Sử dụng thiết bị tách Hydrocacbon
Một biện pháp hữu hiệu khác là sử dụng thiết bị tách hydrocacbon khỏi dòng nước chua và dòng rich amine. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Hình 4.6: Sơ đồ kết nối thiết bị tách Thuyết minh sơ đồ dòng:
Dòng nước chua hoặc dòng rich amine sẽ đi vào thiết bị lọc sơ bộ (Coarse Filter) từ bên ngoài màng lọc vào tâm để lọc các hạt rắn có kích thước lớn hơn 20µm. Sau đó dòng công nghệ tiếp tục qua thiết bị lọc thứ hai (Prefilter) để loại bỏ triệt để các hạt rắn kích thước lớn hơn 10µm trước khi vào thiết bị tách chính (LL Coarlescer Housing). Trong thiết bị tách chính, làm bằng vật liệu polyme, sẽ phân tách nhũ tương giữa dầu và nước và giữ các hạt dầu có kích thước nhỏ lại trên bề mặt, đồng thời góp chúng lại để tăng kích thước các hạt. Sau khi đạt kích thước đủ lớn, dưới tác dụng của trọng lực, pha Hydrocacbon sẽ nổi lên trên qua Glass Sump rồi được đưa ra ngoài. Dòng công nghệ sau khi loại hydrocacbon sẽ được đưa về bồn chứa.
Hình 4.7: Cụm thiết bị tách Màng lọc sơ bộ: kích thước lưới lọc là 20µm
Hình 4.8: Màng lọc sơ bộ Màng lọc tinh: kích thước lưới lọc là 10µm
Hình 4.9: Màng lọc tinh Thiết bị tách chính: làm bằng vật liệu polyme
Hình 4.10: Thiết bị tách chính
Hình 4.11: Các mẫu nước chua Kết quả từ phòng LAP của nhà máy:
Bảng 4.4: Kết quả test từ phòng LAP TT
Tên mẫu/mã số
điểm lấy mẫu Chỉ tiêu Phương pháp Đơn vị Kết quả
Thử nghiệm
viên
1 Sample 1 Oil ASTM D3921 mg/l 1965 Lan
TSS ANPHA 2540D mg/l 1.333
2 Sample 2 TSS ANPHA 2540D mg/l 3.667
3 Sample 3 TSS ANPHA 2540D mg/l 4.333
Ưu điểm: lượng hydrocacbon tách ra rất cao. Sử dụng hiệu quả cho dòng nước chua.
Nhược điểm: chi phí đầu tư cao.
4.2.2. Một số biện pháp đề xuất cho nhà thầu
Trong thời gian tới, vào tháng 7 nhà máy sẽ tạm dừng hoạt động để tiến hành bảo dưỡng toàn nhà máy. Các nhà thầu sẽ đánh giá lại và sửa đổi thiết kế cũng như thông số vận hành của một số thiết bị nhằm phù hợp với tình hình hiện tại của nhà máy theo yêu cầu của từng phân xưởng.
4.2.2.1 Tăng thời gian lưu của dòng nguyên liệu vào phân xưởng SWS
Tại phân xưởng đã đề xuất cho nhà thầu xem xét thiết kế thêm đường ống để đưa nguồn nguyên liệu đến bể chứa TK-1801 trước khi bơm đến E-1801.
Hình 4.12: Sơ đồ dòng khi thiết kế thêm đường ống
Bằng cách này làm tăng thời gian lưu của nguyên liệu nhờ đó làm tăng khả năng tách hydrocacbon ra khỏi dòng nguyên liệu.
4.2.2.2. Kiểm tra, thiết kế lại các tháp hấp thụ T-1555 và T-1556 tại phân xưởng RFCC
Các tháp hấp thụ này cần được kiểm tra lại để đảm bảo có thể hạn chế đến thấp nhất sự lôi cuốn theo Hydrocacbon trong dòng Rich Amine ngay cả khi phân xưởng gặp sự cố.
Hình 4.13: Các tháp hấp thụ
4.2.2.3. Thay Fuel Gas bằng khí Hydro
Vì dòng khí giàu H2S từ SWS không được sử dụng, hàm lượng H2S trong dòng nguyên liệu giảm, cộng với hàm lượng CO2 lớn gây nên không đảm bảo nhiệt độ ở thermal reactor. Trong quá trình vận hành phải sử dụng Fuel Gas đốt cấp nhiệt để đảm bảo nhiệt độ.
Bảng 4.5: Thành phần dòng Fuel Gas Methane mol% 9.539 Ethane mol% 5.754 Ethylene mol% 5.587 Propane mol% 2.055 Propylene mol% 1.185 i-butane mol% 1.822 n-butane mol% 1.228 trans-2-butene mol% 0.586 1-butene mol% 0.464 i-butene mol% 0.547 cis-2-butene mol% 0.432 1,2-butadiene mol% 0.000 1,3-Butadiene mol% 0.005 i-pentane mol% 0.158 n-pentane mol% 0.015 trans-2-pentene mol% 0.014 1-pentene mol% 0.009 cis-2-pentene mol% 0.007 C6+ mol% 0.167 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Hydrogen sulfide mol% 0.000
Carbon monoxide mol% 0.285
Carbon dioxide mol% 0.397
Hydrogen mol% 65.750
Oxygen mol% 0.059
Nitrogen mol% 3.935
Thành phần của dòng Fuel Gas đem đốt chứa nhiều C4+, cũng gây nên hiện tượng cháy không hoàn toàn tạo ra muội cacbon. Vì thế sử dụng Hydro đốt cấp nhiệt sẽ tránh được hiện tượng này.
KẾT LUẬN
Sự có mặt với hàm lượng lớn của hydrocacbon trong dòng nguyên liệu là nguyên nhân chính dẫn đến sự mất hoạt tính nhanh của chất xúc tác. Điều này dẫn đến giảm tuổi thọ của xúc tác và tăng chu kì bảo dưỡng các thiết bị cũng như ảnh hưởng đến chất lượng sản phẩm lưu huỳnh. Nhưng quan trọng nhất ở đây là làm tăng lượng khí thải độc hại mà chủ yếu là lưu huỳnh tồn tại trong khói thải dưới dạng SOx, H2S.
Những biện pháp xử lý nêu ra trong đồ án này là biện pháp cơ bản. Trong tương lai, khi thay nguồn dầu ngọt bằng dầu chua, năng suất của phân xưởng thu hồi lưu huỳnh càng tăng cao thì việc thay đổi công nghệ hoặc mở rộng phân xưởng là không thể tránh khỏi. Vì vậy việc tìm hiểu thêm các biện pháp hạn chế mới thông qua quá trình vận hành và cải tiến công nghệ là cần thiết.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. SK energy (2007), Operating manual U-15 RFCC.
2. SK energy (2007), Operating manual U-18 SWS.