Dacn II Final

ĐỒ ÁN CÔNG NGHÊ II GVHD: PGS. TS NGUYỄN ĐÌNH LÂM

MỤC LỤC

Chương 1. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU NGHI SƠN..........................5

1.1 Giới thiệu.............................................................................................................5

1.2 Nguồn nguyên liệu được sử dụng cho nhà máy lọc dầu Nghi Sơn.....................6

1.3 Các sản phẩm thương mại của nhà máy lọc dầu Nghi Sơn.................................7

1.3.1 Các sản phẩm năng lượng...............................................................................8

1.3.2 Sản phẩm phi năng lượng..............................................................................12

Chương 2. GIỚI THIỆU VỀ PHẦN MỀM HYSYS................................................14

2.1 Quá trình mô phỏng hệ thống............................................................................14

2.1.1 Giới thiệu chung............................................................................................14

2.1.2 Các đặc điểm của quá trình mô phỏng..........................................................15

2.1.3 Các phần mềm mô phỏng trong công nghệ lọc hóa dầu................................16

2.1.4 Ứng dụng của phần mềm Hysys....................................................................16

2.2 Chương trình Hysys...........................................................................................17

2.2.1 Tính năng và phạm vi sử dụng......................................................................17

2.2.2 Các cụm thiết bị trong Hysys........................................................................18

2.2.2 Các cụm thiết bị trong Hysys............................................................................18

2.2.3 Sử dụng chương trình Hysys.........................................................................19

2.3 Phương pháp lựa chọn mô hình nhiệt động.......................................................20

2.3.1 Cơ sở lựa chọn...............................................................................................20

2.3.2 Các ứng dụng cụ thể......................................................................................21

Chương 3. MÔ PHỎNG CDU CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU NGHI SƠN.............23

3.1 Phân xưởng CDU của nhà máy lọc dầu Nghi Sơn và cơ sở thiết kế.................23

3.1.1 Mục đích của quá trình..................................................................................23

3.1.2 Mô tả quá trình..............................................................................................23

3.1.3 Cơ sở thiết kế.................................................................................................24

3.2 Mô phỏng phân xưởng CDU bằng phần mềm HYSYS.....................................27

3.2.1 Mô phỏng tháp CDU.....................................................................................27

3.2.2 Lượng Overflash............................................................................................34

SVTH: TRƯƠNG MINH HOÀNG, NGUYỄN T. HOÀNG HIỂN, LÊ VĂN ĐỘ 1


3.2.3 Lắp đặt Pumparound cho tháp.......................................................................35

3.2.4 Các tiêu chuẩn chạy tháp...............................................................................35

3.3 Hệ thống thu hồi nhiệt (Preheated Exchanger Train)........................................36

Chương 4. PHÂN TÍCH KẾT QUẢ..........................................................................42

4.1 Phân tích kết quả................................................................................................42

4.2 Nhận xét.............................................................................................................43

KẾT LUẬN ....................................................................................................................44

TÀI LIỆU THAM KHẢO...............................................................................................45



DANH MỤC BẢNG

Bảng 1.1 Tóm tắt một số đặc tính của dầu thô Kuwait [4]..................................................6Bảng 1.2 Các tiêu chuẩn đánh giá chất lượng của LPG......................................................8Bảng 1.3 Các tiêu chuẩn chất lượng của xăng không Chì...................................................9Bảng 1.4 Các tiêu chuẩn chất lượng của nhiên liệu phản lực JET A1...............................10Bảng 1.5 Các tiêu chuẩn chất lượng của nhiên liệu Diesel [3]..........................................10Bảng 1.6 Tiêu chuẩn chất lượng của FO [3]......................................................................11Bảng 1.7 Các tiêu chuẩn chất lượng của Benzene.............................................................12Bảng 3.1 Các điểm cắt của sản phẩm của CDU................................................................25Bảng 3.2 Tiêu chuẩn của sản phẩm...................................................................................25Bảng 3.3 Tiêu chuẩn của quá trình phân tách....................................................................26Bảng 3.4 Một số tính chất chung của dầu thô Kuwait.......................................................27Bảng 3.5 Thành phần và tính chất hydrocarbon nhẹ.........................................................28Bảng 3.6 Thành phần, tỷ trọng, độ nhớt theo nhiệt độ của dầu thô Kuwait......................29Bảng 3.7 Lưu lượng các phân đoạn sản phẩm...................................................................31Bảng 3.8 Dự đoán số đĩa thực tế trong từng vùng khác nhau của tháp chưng cất [1].......32Bảng 3.9 Số đĩa thực tế, hiệu suất đĩa, số đĩa lý thuyết của tháp.......................................32Bảng 3.10 Áp suất vận hành của tháp................................................................................34Bảng 3.11 Hơi nước sử dụng để Stripping........................................................................34Bảng 3.12 Số liệu về Pumparound của tháp [2]................................................................35Bảng 3.13 Điều kiện trung bình của quá trình tách muối (nếu dầu thô không được gia nhiệt trước, phải pha loãng để làm giảm độ nhớt) [1].......................................................36Bảng 3.14 Dữ liệu lưu lượng các dòng và Duty của các thiết bị trao đổi nhiệt trong hệ thống thu hồi nhiệt [2].......................................................................................................37Bảng 3.15 Bảng tóm tắt quá trình thu hồi nhiệt của dầu thô.............................................38Bảng 4.1 Tiêu chuẩn Gap..................................................................................................42Bảng 4.2 Tiêu chuẩn sản phẩm theo trường hợp cơ bản...................................................42



DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 3.1 Đường cong TBP của dầu thô Kuwait theo dữ liệu nhập vào và theo dữ liệu tính toán được...........................................................................................................................30Hình 3.2 Sự phân bố dầu thô theo thành phần thể tích......................................................31Hình 3.3 Các tiêu chuẩn chạy tháp....................................................................................35Hình 3.4 Sơ đồ hệ thống thu hồi nhiệt của nhà máy lọc dầu Nghi sơn.............................40Hình 3.5 Sơ đồ toàn phân xưởng CDU của nhà máy lọc dầu Nghi Sơn...........................41



Chương 1. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU NGHI SƠN

1.1 Giới thiệu

Nhà máy lọc dầu Nghi Sơn, Việt Nam thuộc vào các khu kinh tế Nghi Sơn, nằm ở

phía Nam tỉnh Thanh Hóa, cách Hà Nội 200km, có đường bộ và đường sắt Quốc gia chạy

qua, có cảng biển nước sâu cho tàu có tải trọng đến 30.000 DWT (Dead Weight Ton) cập

bến. Khu kinh tế Nghi Sơn được đánh giá là trọng điểm phát triển phía Nam của Vùng

kinh tế trọng điểm Bắc Bộ, đồng thời là cầu nối giữa vùng Bắc Bộ với Trung Bộ, với thị

trường Nam Lào và Đông Bắc Thái Lan.

Mục tiêu cụ thể của việc xây dựng nhà máy lọc dầu Nghi Sơn do chính phủ đề xuất

là:

- Đáp ứng nhu cầu thị trường và an ninh năng lượng

- Cung cấp nguyên liệu để phát triển ngành công nghiệp hóa dầu.

- Đóng góp vào sự phát triển kinh tế của khu vực phía Bắc và đảm bảo sự phát triển

thống nhất của đất nước.

Dự án này có tổng mức đầu tư lên tới 9 tỷ USD và có công suất 8,4 triệu tấn dầu

thô trong một năm giai đoạn đầu và có thể nâng cấp lên 10 triệu tấn dầu thô một

năm. Chủ đầu tư này là một một công ty liên doanh gồm: Tập đoàn Dầu khí Việt

Nam (PVN) (25,1% vốn), Công ty Dầu mỏ Kuwait (KPI) (35,1%), Công ty

Idemitsu Kosan Co (IKC) (35,1%) và Công ty Hóa chất Mitsui Chemicals Inc

(MCI) 4,7%. Liên danh nhà thầu EPC do công ty JGC Corporation (Nhật Bản)

đứng đầu và các nhà thầu: Chiyoda Corporation (Nhật Bản), GS Engineering &

Construction Corporation (Hàn Quốc), SK Engineering & Construction Co., Ltd

(Hàn Quốc), Technip France (Pháp), và Technip Geoproduction (M) Sdn. Bhd

(Malaysia).

Nhà máy được thiết kế cung cấp các sản phẩm thương mại:

- 2,3 triệu tấn xăng dầu với 3 loại khác nhau: RON92, RON95 và RON98.

- 3,7 triệu tấn dầu diesel, 400.000 tấn polypropylene.



- 600.000 tấn nhiên liệu phản lực JET A1.

- 1 triệu tấn khác hóa dầu và 0,5 triệu tấn LPG.

1.2 Nguồn nguyên liệu được sử dụng cho nhà máy lọc dầu Nghi Sơn

Việt Nam được xếp vào các nước xuất khẩu dầu mỏ từ năm 1991 khi sản lượng xuất

được vài ba triệu tấn. Dầu thô Việt Nam là dầu thô ngọt, hàm lượng lưu huỳnh rất thấp

(0,041% khối lượng), đó là nguyên liệu tốt cho các nhà máy lọc dầu. Tuy nhiên, dự trữ

dầu của Việt Nam là khá thấp. Vì vậy, để đảm bảo hoạt động lâu dài và liên tục của phức

hợp nhà máy lọc dầu Nghi Sơn, nhà máy hợp tác và nhập khẩu dầu thô từ Trung Đông.

Hỗn hợp dầu thô từ Kuwait, Murbai và Black Tiger (Việt Nam) đã được nghiên cứu và

cho thấy sử dụng 100% dầu thô từ Kuwait đã mang lại kết quả tốt nhất, do đó, một lợi

nhuận 1,041 tỷ / năm USD . Kết quả là, dầu thô Kuwait đã được lựa chọn là nguồn

nguyên liệu chính để thiết kế nhà máy lọc dầu Nghi Sơn. Ngoài ra, để đảm bảo trữ lượng

của nhà máy, nguồn nguyên liệu Murbai cũng được sử dụng.

Các đặc tính của dầu thô từ Kuwait [4]

Là dầu thô trung bình (d = 0,876 và oAPI = 29,9) và có hàm lượng lưu huỳnh acid cao

(khoảng 2,65%wt). Do đó, trong quá trình xử lý, dầu thô cần được giải quyết để tạo sản

phẩm có chất lượng tốt.

Hàm lượng kim loại nặng trong dầu là tương đối cao. Ví dụ, nồng độ Nikel là 0,1

ppm, Vanadium là 31,1 ppm và sắt 0,7 ppm. Với nồng độ kim loại như vậy, nó sẽ có hại

cho quá trình sản xuất bởi vì sự hiện diện của các kim loại này gây ngộ độc chất xúc tác,

hư hỏng thiết bị và giảm chất lượng sản phẩm.

Hàm lượng nitơ trong khoảng khoảng 372 ppm, đó là có khả năng gây ngộ độc chất

xúc tác và giảm độ ổn định của dầu trong quá trình bảo quản.

Một số đặc tính của dầu thô Kuwait được cho trong bảng 1.1

Bảng 1.1 Tóm tắt một số đặc tính của dầu thô Kuwait [4]

N0 Đơn vị Giá trị

1 Tỉ trọng tiêu chuẩn (SG) - 0.8765


http://vi.wikipedia.org/wiki/1991

http://vi.wikipedia.org/wiki/Vi%E1%BB%87t_Nam


oAPI - 29.9

d154 kg/dm3 0.8760

2 Hàm lượng Lưu huỳnh %m 2.65

3 Hàm lượng Nước %V 0.00

4 Áp suất hơi bão hòa Reid (RVP) kPa 26.2

5 Hàm lượng H2S ppm <1

6 KUOP - 11.84

7 Asphaltènes %m 2.5

8 Hàm lượng Sodium ppm 3.3

9 Hàm lượng Sắt ppm 0.7

10 Hàm lượng Vanadium ppm 31.1

11 Hàm lượng Nickel ppm 10.1

12 Hàm lượng Nitơ ppm 372.0

13 Cặn carbon conradson %m 6.11

14 Chỉ số Acid tổng mgKOH/g 0.045

15Độ nhớt ở 20oC cSt 22.73

Độ nhớt ở 50oC cSt 8.88

16 Hàm lượng sáp %m 3.8

1.3 Các sản phẩm thương mại của nhà máy lọc dầu Nghi Sơn

Theo dự kiến, trong năm 2013, nhà máy lọc dầu Nghi Sơn phức tạp sẽ vào vận hành

thương mại. Không giống như các sản phẩm khác, các sản phẩm nhiên liệu (LPG, xăng

dầu, Jet A1, diesel, FO, ...) thường thay đổi theo thời gian và ngày càng nghiêm ngặt, do



sự quan tâm ngày càng cao đối với bảo vệ môi trường và y tế cộng đồng. Do đó, các tiêu

chuẩn chất lượng của Việt Nam không thể áp dụng cho dự án. Thay vào đó phải xây

dựng các tiêu chí của tiêu chuẩn chất lượng sản phẩm dựa trên các tiêu chuẩn Euro 3,

Euro 4 để thực hiện các dự án trong khi vẫn đảm bảo hiệu quả kinh tế của dự án.

Các sản phẩm thương mại của nhà máy lọc dầu Nghi Sơn là:

- Các sản phẩm năng lượng: LPG, xăng dầu, Kerosene, Jet A1, diesel, FO.

- Các sản phẩm phi năng lượng: benzen, paraxylene, polypropylene và lưu huỳnh.

1.3.1 Các sản phẩm năng lượng

Khí hóa lỏng (LPG)

Khí hóa lỏng (LPG) được tách ra từ phần nhẹ của chưng cất dầu thô, là hỗn hợp của

propane (C3) và Butan (C4) có tỷ lệ C3/C4 là 7:3 hoặc 5:5 tùy thuộc vào điều kiện sử

dụng. Ngoài ra, hỗn hợp có thể chứa lên đến 0,5% các hydrocarbon nhẹ khác như

butadien.

Tỷ lệ C3/C4 là một yếu tố quan trọng để đánh giá sự an toàn của LPG khi nó được sử

dụng như nhiên liệu hoặc nhiên liệu [3].

Một số tiêu chí cơ bản để đánh giá chất lượng của LPG sau khi nhà máy lọc dầu Nghi

Sơn được đưa ra trong Bảng 1.2.

Bảng 1.2 Các tiêu chuẩn đánh giá chất lượng của LPG

Tiêu chuẩn Phương pháp

Tỷ trọng (ở 15oC), kg/l 0,5 ASTM D1657

Áp suât hơi Reid (RVP) , kPa 1430 ASTM D1267

Hàm lượng lưu huỳnh, mg/kg 100 ASTM D2784

Mercaptan, ppm 20 ASTM D3227

Propan, %vol, max 20-50 ASTM D2163

Xăng



Thành phần chủ yếu là hydrocarbon từ C5 đến C11, tương ứng với nhiệt độ sôi thấp

hơn 180oC. Tùy thuộc vào nguồn gốc của dầu thô mà thành phần họ hydrocarbon

(paraffin, naphtene, aromatic) trong xăng là khác nhau. Ngoài ra, còn tồn tại tạp chất như

nitơ, lưu huỳnh và oxy. Nhà máy lọc dầu luôn luôn quan tâm đến các hợp chất lưu huỳnh,

đặc biệt là mercaptan (RSH).

Chỉ số octan là các đặc điểm kỹ thuật quan trọng nhất đối xăng. Hiện nay, xăng

RON95 chiếm lĩnh một phần không đáng kể trong thị trường Việt Nam, tuy nhiên, nhu

cầu đối với loại xăng này sẽ tăng đáng kể trong tương lai và sau năm 2015 sẽ thống trị thị

trường xăng dầu. Tiết kiệm nhiên liệu RON98 sẽ được giới thiệu do việc sử dụng các siêu

xe. Do đó, các nhà máy lọc dầu Nghi Sơn được quy hoạch để sản xuất ba loại xăng:

RON92, RON95 và RON98.

Bảng 1.3 Các tiêu chuẩn chất lượng của xăng không Chì

Tiêu chuẩnXăng không Chì

Phương pháp đo92 95 98

Chỉ số Octane, min.

- Research Octane Number (RON)

- Motor Octane Number (MON)

92

82

95

85

98

88

TCVN 2703:2002

ASTM D2699

ASTM D2700

Hàm lượng Chì, g/l, max 0TCVN 7143:2002

ASTM D3237

Hàm lượng lưu huỳnh, ppm, max 50TCVN 6701:2000

ASTM D5453

Hàm lượng Benzene 1TCVN 6703:2000

ASTM D4420

RVP, kPa 43-75TCVN 7023:2002

ASTM D4953

Tỷ trọng (ở 15oC), kg/l 0,72-0,76TCVN 6594:2000

ASTM D1298

Nhiên liệu phản lực Jet A1



Động cơ phản lực làm việc ở điều kiện khắc nghiệt (nhiệt độ và áp suất thấp ở độ cao

rất cao. Vì vậy, thông số kỹ thuật của nhiên liệu chặt chẽ hơn tất cả các loại nhiên liệu

khác.

Bảng 1.4 Các tiêu chuẩn chất lượng của nhiên liệu phản lực JET A1

Tiêu chuẩn Phương pháp đo

Hàm lượng lưu huỳnh, %kl,

max0,1 TCVN 2708:2002, ASTM D1266-98

Mercaptan, %kl, max 0,003 ASTM D3227

Tỷ trọng (ở 15oC), kg/l 0,775-0,84 TCVN 6594:2002, ASTM D1298

Điểm chớp cháy, oC 38 TCVN 6608:2002, ASTM D3828

Điểm đóng băng, oC -47 TCVN 7170:2002, ASTM D2386

Gazole

Bảng 1.5 Các tiêu chuẩn chất lượng của nhiên liệu Diesel [3]

Tiêu chuẩn Đơn vị Phương pháp đo

Lưu huỳnh wt ppm 50>/350>TCVN 6701:2000

ASTM D2622/ D5433

Chỉ số Cetane48</ 46<

50</ 47<ASTM D976/ D613

Phần cất 50%

90%

95%

oC

-

360>

-

TCVN 2698:2002

ASTM D86

Điểm chớp cháy oC 55<TCVN 6608:2000

ASTM D3828/ D93

Độ nhớt động học

(40 oC)cSt 24.5

TCVN 3172:2003

ASTM D445

Cặn Conradson wt% 0.2> TCVN 6324:1997



ASTM D189/ D4530

Điểm chảy oC 6>TCVN 3753:1995

ASTM D97

Hàm lượng tro wt% 0.01> TCVN 2690:1995

ASTM D 482

Nước

Nước và tạp chất

Tạp chất

mg/kg

vol%

mg/l

100>

-

10

ASTM E 203

ASTM D2709

ASTM D 2276

Tỷ trọng (15 oC) kg/l 1>TCVN 2694:2000

ASTM D 1298/ D4052

Màu - 2> ASTM D 1500

Độ ổn định OXH mg/100ml 2.5> ASTM D 2274

Dầu FO (Fuel Oil)

FO là một sản phẩm nặng của nhà máy lọc dầu có điểm sôi cao hơn 350oC. Phân loại

FO dựa vào hai tiêu chí là độ nhớt và hàm lượng lưu huỳnh.

FO có hai ứng dụng chính là làm nhiên liệu đốt công nghiệp (nhà máy điện, lò

nung...) và nhiên liệu cho các tàu lớn chạy bằng động cơ diesel chậm và tải trọng lớn.

Bảng 1.6 Tiêu chuẩn chất lượng của FO [3]

Tiêu chuẩn Đơn vị Phương pháp đo

Lưu huỳnh wt% 1.0>

TCVN 6701:2000

(ASTM D2622)/ D129/

D4294/

TCVN2708:2002

(ASTM D 1266-98)

Tỷ trọng (15oC) Kg/l 0.991>TCVN 6594:2000

ASTM D1298

Độ nhớt động học

(50oC)cSt 380>

TCVN 3171:2003

ASTM D445



Điểm chảy oC 24>TCVN 3753:1995

ASTM D97

Hàm lượng tro wt% 0.15>TCVN 2690:1995

ASTM D482

CCR wt% 16>TCVN 6324:2000

ASTM D 189/ D4530

Điểm chớp cháy oC 66<TCVN 6608:2000

ASTM D3828/ D93

Nước vol% 1.0>TCVN 2692:1995

ASTM D95

Tạp chất wt% 0.15> ASTM D473

Nhiệt trị cal/g 9800< ASTM D240/ D4809

Vanadium wtppm 200> ASTM D5863

Natri wtppm 100> ASTM D 5863

1.3.2 Sản phẩm phi năng lượng

Benzene

Benzene được sử dụng làm nguyên liệu thô cho việc xử lý các sợi polyamide và

capron, nylon, cao su tổng hợp và nhựa dựa trên phenol, thuốc nhuộm, dược phẩm, ...

Bảng 1.7 Các tiêu chuẩn chất lượng của Benzene

Tiêu chuẩn Phương pháp đo

Độ tinh khiết, %wt 99,9> ASTM D4492

Hàm lượng lưu huỳnh, ppm 1,0< ASTM D1685

Tỷ trọng (15oC), kg/l 0,882-0,886 ASTM D4052

PolyPropylene



Đây là nguyên liệu chính cho công nghiệp sản xuất các loại vật liệu tổng hợp. Vật

liệu xây dựng Polypropylene dần dần thay thế các vật liệu truyền thống như gỗ, kim loại,

gốm sứ, ...

Hiện nay, Việt Nam vẫn chưa có tiêu chuẩn về chất lượng của các sản phẩm nhựa

như polypropylene (PP). Ở nhà máy lọc dầu Nghi Sơn, polypropylene đặc điểm kỹ thuật

chủ yếu là độ tinh khiết của sản phẩm đạt 99,5%

Lưu huỳnh

Lưu huỳnh được thu hồi từ khí acid có chứa hàm lượng lưu huỳnh (H2S, COS, CS2).

Lưu huỳnh có rất nhiều ứng dụng quan trọng trong một số lĩnh vực của ngành công

nghiệp như

- Dưới 90% lưu huỳnh cho sản xuất H2SO4.

- Dưới 10% của lưu huỳnh được sử dụng để sản xuất cao su lưu hóa, dược phẩm,

thuốc nhuộm, thuốc trừ sâu, ...



Chương 2. GIỚI THIỆU VỀ PHẦN MỀM HYSYS

2.1 Quá trình mô phỏng hệ thống

2.1.1 Giới thiệu chung

Trong xã hội phát triển ngày nay, nhu cầu về năng lượng là một nhu cầu không thể

thiếu trong đời sống sinh hoạt cũng như trong các hoạt động công nghiệp nói chung. Một

trong những nguồn cung cấp năng lượng rất quan trọng là dầu khí ngành công nghiệp

đóng góp không nhỏ vào nguồn thu nhập của các quốc gia. Bởi vậy các quốc gia, kể cả

các nước không có nguồn dầu khí đã và đang xây dựng cho mình một nền công nghiệp

lọc dầu hiện đại, đáp ứng nhu cầu tiêu dùng năng lượng không những ở trong nước mà

còn cung cấp cho các nước khác. Việc thu hồi tối đa những sản phẩm có hiệu quả kinh tế

cao luôn là vấn đề được các nhà dầu khí quan tâm.

Để không ngừng cải thiện năng suất cũng như chất lượng sản phẩm, các công trình

nghiên cứu và các dự án thiết kế luôn được tiến hành. Và trên hết nhờ sự phát triển vượt

bậc của ngành Công nghệ thông tin, với những máy tính tốc độ cao, các hệ điều hành siêu

việt đã góp phần to lớn cho sự ra đời của các phần mềm mô phỏng.

Mô phỏng là một công cụ cho phép người kỹ sư tiến hành công việc một cách hiệu

quả hơn khi thiết kế một quá trình mới hoặc phân tích, nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng

đến một quá trình đang hoạt động trong thực tế.

Tốc độ của công cụ mô phỏng cho phép khảo sát nhiều trường hợp hơn trong cùng

thời gian với độ chính xác cao hơn nếu so với tính toán bằng tay. Hơn nữa, chúng ta có

thể tự động hóa quá trình tính toán các sơ đồ công nghệ để tránh việc phải thực hiện các

phép tính lặp hoặc mò mẫm. Ví dụ, chúng ta có thể sử dụng một mô hình mẫu để nghiên

cứu sự vận hành của một phân xưởng khi thay đổi nguồn nguyên liệu hoặc các điều kiện

vận hành của các thiết bị ảnh hưởng đến hiệu suất thu và chất lượng sản phẩm như thế

nào. Điều này sẽ đơn giản, nhanh chóng và tiết kiệm hơn nhiều so với thử nghiệm trên

phân xưởng thực tế. Vì rằng cơ sở tính toán các công cụ mô phỏng thường dựa trên các

bộ cơ sở dữ liệu chuẩn hóa, nên một khi đã xây dựng một mô hình hợp lý thì bất kỳ một

kỹ sư nào cũng có thể sử dụng nó để tính toán và cho các kết quả chính xác.



Ngoài ra, các phần mềm này còn được ứng dụng trực tiếp vào quá trình hoạt động của

nhà máy. Ta có thể khảo sát sự biến thiên của các thông số làm việc và chế độ hoạt động của

nhà máy khi có những sự thay đổi ở bất kỳ một đơn vị hoạt động nào đó.

Bên cạnh đó, các phần mềm mô phỏng còn giúp cho việc giảm thiểu những tai nạn và

rủi ro có thể xảy đến với con người, làm giảm chi phí đầu tư ban đầu và tăng năng suất

của nhà máy.

2.1.2 Các đặc điểm của quá trình mô phỏng

Các từ khóa thường dùng trong thiết kế mô phỏng:

Simulator: phần mềm mô phỏng

Simulation, process simulation: mô phỏng, quá trình mô phỏng.

Dynamic simulation: mô phỏng động.

Steady-state simulation : mô phỏng trạng thái tĩnh

Equation of state (EOS): phương trình trạng thái.

To proceed by trial and error: Tiến hành bắng cách mò mẫm.

Model: mô hình.

Modelling: mô hình hóa.

Chương trình mô phỏng luôn có các thành phần sau:

- Thư viện dữ liệu và thuật toán liên quan đến việc truy cập và tính toán các tính

chất hóa lý của các cấu tử và hệ cấu tử.

- Các công cụ mô phỏng cho các quá trình có thể có trong hệ thống công nghệ hóa

học như bơm, máy nén, truyền nhiệt, chưng cất... Phần này chứa các mô hình toán

và thuật toán phục vụ cho quá trình tính toán các thông số công nghệ của một quá

trình được mô phỏng.

- Các công cụ mô phỏng cho các quá trình điều khiển trong một quy trình công

nghệ hóa học.

- Chương trình điều hành chung toàn bộ hoạt động của các công cụ mô phỏng và

ngân hàng dữ liệu.



- Chương trình xử lý thông tin: lưu trữ, xuất, nhập, in... dữ liệu và kết quả tính toán

được từ quá trình mô phỏng.

2.1.3 Các phần mềm mô phỏng trong công nghệ lọc hóa dầu

Trong công nghệ hóa học người ta sử dụng rất nhiều phần mềm mô phỏng:

- PRO/II (SIMSCI- Mỹ): sử dụng trong công nghiệp hóa học.

- HYSYS (HYPROTECH - Canada): sử dụng trong công nghiệp dầu khí

- ASPEN PLUS (ASPENTECH - Mỹ)

- DESIGN II (CHEMSHARE - Mỹ): sử dụng trong công nghiệp hóa học nói

chung.

- PROSIM: Sử dụng trong công nghiệp hóa học.

Các phần mềm này đều có khả năng tính toán cho các quá trình lọc hóa dầu, tuy nhiên

mỗi phần mềm có ưu điểm vượt trội cho một quá trình nào đó. Đa số các phần mềm chạy

trên hệ điều hành DOS, chỉ có PRO/II và HYSYS chạy trên môi trường Windows.

Việc sử dụng phần mềm mô phỏng để tính toán công nghệ các quá trình lọc hóa dầu

ở nước ta còn nhiều hạn chế do thiếu kinh nghiệm thực tế và kiến thức về các phần mềm.

Trong đồ án này ta chọn phần mềm Hysys để mô phỏng phân xưởng CDU của nhà

máy lọc dầu Nghi Sơn.

2.1.4 Ứng dụng của phần mềm Hysys

Phần mềm Hysys được sử dụng nhằm:

- Thiết kế và bảo vệ hệ thống phân tách một cách hiệu quả nhất (Concept)

- Giảm thấp vốn đầu tư và chi phí vận hành, chọn lựa cách bảo quản, các đặc tính và

phân loại thiết bị, trang bị và sửa chữa các thiết bị để cải tiến quá trình hoạt động

và điều khiển nhà máy (Process)

- Sử dụng công cụ mô phỏng để đưa ra các điều kiện thuận lợi, đánh giá hoạt động

của nhà máy hiện hành, trang bị các thiết bị để đạt độ tin cậy về hoạt động, an

toàn, lợi nhuận cao nhất. Cải tiến các thiết bị có sẵn và mở rộng quy mô nhà máy

hiện hành (Plant)



- Những quy trình hướng dẫn hoạt động giúp người vận hành nắm bắt về công nghệ,

mức độ an toàn trong nhà máy, làm theo những quy tắc hướng dẫn về an toàn và

vận hành để tăng lợi nhuận (OTS)

- Tối ưu hiệu quả nhà máy, chuyển đổi mô hình sản xuất, sử dụng công nghệ có sẵn

và tăng lợi nhuận trong hoạt động bằng cách cho phép những thay đổi về công

nghệ và sản phẩm (RTO+)

- Những dữ liệu thu được từ mô phỏng là công cụ cơ bản để dựa vào nó mà có

những thông tin sác thực nhằm quyết định về vốn đầu tư và xây dựng một cách có

hiệu quả nhất (Economix)

Mô phỏng là một công cụ cho phép người kỹ sư tiến hành công việc một cách hiểu

quả hơn khi thiết kế một quá trình mới hoặc phân tích, nghiên cứu các yếu tố ảnh

hưởng.Tốc độ của mô phỏng cho phép khảo sát nhiều trường hợp hơn trong cùng thời

gian với độ chính xác cao hơn tính toán bằng tay.

Có thể tự động hóa quy trình tính toán các sơ đồ công nghệ để tránh việc thực hiện

các phép tính lặp hoặc mò mẫm.

2.2 Chương trình Hysys.

2.2.1 Tính năng và phạm vi sử dụng

Hysys là sản phẩm của công ty Hyprotech- Canada thuộc công ty AEA Technologie

Engineering Sofware- Hyprotech Ltd. Là phần mềm có khả năng tính toán đa dạng, cho

kết quả có độ chính xác cao, đồng thời cung cấp nhiều thuật toán sử dụng, trợ giúp trong

quá trình tính toán công nghệ, khảo sát các thông số trong quá trình thiết kế nhà máy chế

biến khí. Ngoài thư viện có sẵn, Hysys cho phép người sử dụng tạo các thư viện riêng rất

thuận tiện cho việc sử dụng. Ngoài ra Hysys còn có khả năng tự động tính toán các thông

số còn lại nếu thiết lập đủ thông tin. Đây chính là điểm mạnh của Hysys giúp người sử

dụng tránh sai sót và đồng thời có thể sử dụng những dữ liệu ban đầu khác nhau.

Hysys là phần mềm chuyên dụng để tính toán và mô phỏng công nghệ được dùng

cho chế biến dầu và khí, trong đó các quá trình xử lý và chế biến khí được sử dụng nhiều

nhất. Là phần mềm chạy trên môi trường Windows nên rất dễ dàng giao tiếp giữa chương

trình và người sử dụng.



Phần mềm này đựoc sử dụng nhằm hai mục đích chính:

- Thiết kế phân xưởng mới.

- Mô phỏng một phân xưởng đã được xây dựng trong thực tế để nghiên cứu các yếu

tố ảnh hưởng đến việc vận hành của nó như: thay đổi nguồn nguyên liệu, điều kiện

vận hành hay tiêu chuẩn kỹ thuật của sản phẩm…

Việc nhập dữ liệu vào chương trình được tiến hành rất đơn giản vì trình tự công việc

được hướng dẫn cụ thể thông qua sự hiển thị màu trên màn hình. Chương trình mô phỏng

được chạy với số lần lặp xác định.

Kết quả chạy HYSYS có thể xuất qua các chương trình khác như Word, Excel,

Autocad...

HYSYS được ứng dụng để:

- Thiết kế quy trình mới

- Nghiên cứu việc chuyển đổi chế độ hoạt động của nhà máy

- Hiện đại hóa các nhà máy hiện có

- Giải quyết sự cố trong quá trình vận hành của nhà máy

- Tối ưu hóa, cải thiện sản lượng và lợi nhuận

2.2.2 Các cụm thiết bị trong Hysys

2.2.2 Các cụm thiết bị trong Hysys

Trong thư viện Hysys có lưu sẵn một số thiết bị dùng để tạo ra các sơ đồ công nghệ

trong các ngành công nghiệp lọc hóa dầu, công nghiệp hóa chất. Mỗi thiết bị được xác

định bởi chức năng nhiệt động học, lượng vật chất, năng lượng trao đổi và các tham số

nội tại (hệ số truyền nhiệt, độ giảm áp...). Các thiết bị liên hệ với nhau bằng các dòng

chảy liên kết, chính các dòng chảy vào và ra khỏi thiết bị này sẽ xác định trạng thái làm

việc của thiết bị. Các thiết bị sẽ tự động cập nhật thông tin mới có liên quan đến chúng và

tự cập nhật cho các dòng chảy nối với chúng.

Các thiết bị chính trong chương trình Hysys:

- Thiết bị trao đổi nhiệt (Heat Exchanger)

- Thiết bị làm nguội, đun nóng (Cooler, Heater)



- Bộ trộn (Mixer)

- Van (Valve)

- Cột (Column): dùng trong các quá trình chưng cất, hấp thụ, trích ly...

- Thiết bị chia dòng (Splitter): chia dòng chảy thành nhiều dòng theo tỷ lệ tùy ý.

- Bình tách (Seperator): gồm có thiết bị tách 2 pha, thiết bị tách 3 pha và thiết bị

tách chất rắn ra khỏi dòng lỏng hoặc hơi

- Thiết bị phản ứng (Reactor)

- Thiết bị nén, giãn nở (Compressor, Expander)

- Bơm (Pump)

- Thiết bị cân bằng (Balance): cân bằng năng lượng hay cân bằng vật chất cho hệ.

- Thiết bị điều khiển (Controller)

- Thiết bị hồi lưu (Recycle)…

2.2.3 Sử dụng chương trình Hysys

Các bước xây dựng một sơ đồ công nghệ trong chương trình Hysys:

- Bước 1: Chuẩn bị sơ đồ công nghệ mong muốn

Chuẩn bị sẵn sơ đồ công nghệ và các thông số đầu vào, đầu ra cần thiết (tên dòng,

lưu lượng, nhiệt độ, áp suất...) của các dòng chảy cũng như các thông số vận hành của

thiết bị.

- Bước 2: Chọn hệ thống đơn vị đo

Hệ đơn vị mặc nhiên được cài đặt trong chương trình là hệ đơn vị Anh, ta có thể

thay đổi và chọn hệ thống đơn vị khác như METRIC, hay SI, thông thường ta hay

chọn đơn vị METRIC.

- Bước 3: Xác định các cấu tử

Có thể xác định trực tiếp bằng cách gõ tên của các cấu tử hoặc chọn từ danh mục

có sẵn trong thư viện của chương trình.

- Bước 4: Xác định phương trình nhiệt động thích hợp

Có thể chọn phương pháp nhiệt động từ danh mục các phương pháp thông dụng

nhất trong thư viện. Việc chọn hệ thống phù hợp là bước quan trọng trong chương

trình mô phỏng.



- Bước 5: Xây dựng PFD

Vẽ chu trình (Process Flow Diagram - PFD) bằng cách chọn và định vị các thiết bị

(unit operation) trên cửa sổ chính. Vẽ các dòng vào ra cho từng thiết bị.

- Bước 6: Lựa chọn các dòng nguyên liệu và sản phẩm

Xác định thành phần, trạng thái nhiệt của các dòng.

- Bước 7: Cung cấp dữ liệu cho dòng nhập liệu và các dòng hồi lưu

Dữ liệu của dòng nhập liệu và dữ liệu giả định của các dòng hồi lưu cần cung cấp

gồm: lưu lượng, thành phần, điều kiện nhiệt động...

- Bước 8: Cung cấp các điều kiện của quá trình

Cung cấp đầy đủ các dữ liệu cần thiết cho mỗi thiết bị trong sơ đồ công nghệ.

- Bước 9: Chạy và xem kết quả

Trước khi tiến hành chạy chương trình, phải kiểm tra để đảm bảo rằng không xuất

hiện màu vàng trên đường viền của các thiết bị hay màu xanh các dòng chảy. Nếu tất cả

đường viền là màu xanh nước biển, xanh dương (hay đen) có nghĩa là đã cung cấp đủ

thông tin để chạy chương trình. Có thể xem kết quả bằng nhiều cách: đồ thị, báo cáo

xuất...

2.3 Phương pháp lựa chọn mô hình nhiệt động

2.3.1 Cơ sở lựa chọn

Lựa chọn mô hình nhiệt động thích hợp là một bước rất quan trọng, nó ảnh hưởng trực

tiếp tới độ chính xác của kết quả mô phỏng.

Mỗi phương pháp nhiệt động cho phép tính các thông số sau:

- Hằng số cân bằng pha K: thể hiện sự phân bố cấu tử giữa các pha ở điều kiện cân

bằng.

- Enthapie của các pha lỏng và pha hơi: là năng lượng cần thiết để chuyển một hệ từ

trạng thái nhiệt động này sang trạng thái khác, nhằm phục vụ việc tính toán các

máy nén, thiết bị giản nở và năng lượng tự do tối thiểu ở các thiết bị phản ứng.

- Tỉ trọng của pha lỏng và pha hơi: để tính toán quá trình truyền nhiệt, trở lực và xác

định kích thước tháp chưng cất.

Để lựa chọn mô hình nhiệt động thích hợp, nên dựa vào các yếu tố sau:



- Thành phần của hỗn hợp

- Phạm vi nhiệt độ và áp suất

- Tính sẵn có của các thông số hoạt động của các thiết bị

2.3.2 Các ứng dụng cụ thể

Các quá trình lọc dầu và chế biến khí :

Hệ thống áp suất thấp (tháp chưng cất áp suất khí quyển và chân không): Trong

nguyên liệu của các hệ thống này nói chung có khoảng gần 3% thể tích phần nhẹ nên có

thể chọn mô hình BK10 hoặc GS và các biến thể của nó. Khi hàm lượng phần nhẹ lớn

(nhất là thành phần C1) nên chọn EOS: SRK, PR.

Hệ thống áp suất cao (tháp chưng phân đoạn sản phẩm của phân xưởng cracking, cốc

hóa...): Trong hệ thống này, hàm lượng phần nhẹ nói chung lớn hơn. Các mô hình nên

chọn: GS, SRK, PR.

Các quá trình chế biến khí thiên nhiên: trong thành phần thường có chứa N2, khí

acide (CO2, H2S) và các hydrocarbon nhẹ:

- Với loại khí chứa ít hơn 5% N2, CO2, H2S và không có cấu tử phân cực nào khác

nên chọn SRK, PR hoặc Benedict - Webb - Rubin - Starling (BWRS).

- Với loại khí chứa nhiều hơn 5% N2, CO2, H2S nhưng không có cấu tử phân cực

nào khác nên chọn SRK, PR và người sử dụng nên đưa vào các thông số tương tác

để thu được kết quả tốt hơn.

- Với hệ thống xử lý khí thiên nhiên có lẫn nước làm việc ở áp suất cao (trong

trường hợp này độ hoà tan của hydrocarbon trong nước sẽ tăng lên) nên chọn các

biến thể của các phương trình trạng thái như: SRKM, PRM hay SRKS, SRKKD

(Kabadi - Danner Modification to SRK).

- Khi khí thiên nhiên chứa các cấu tử phân cực như méthanol nên chọn SRKM,

PRM hay SRKS.

Các quá trình hóa dầu :

Quá trình xử lý hydrocarbon nhẹ:

- Ở áp suất thấp: SRK, PR.



- Ở áp suất cao: SRKKD.

Xử lý hydrocarbon thơm:

- P < 2 bars: IDEAL.

- P > 2 bars: GS, SRK, PR.

Xử lý hỗn hợp hydrocarbon thơm và hydrocarbon khác: NRTL, UNIQUAC,

UNIFAC

Xử lý hỗn hợp khí có dùng amine: Amine Pkgs



Chương 3. MÔ PHỎNG CDU CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU NGHI SƠN

3.1 Phân xưởng CDU của nhà máy lọc dầu Nghi Sơn và cơ sở thiết kế

3.1.1 Mục đích của quá trình

Mục đích chính của CDU là cung cấp sự phân tách sơ bộ của dầu thô để sản xuất

nguồn phối trộn trực tiếp cho các sản phẩm cất (sau khi đã qua các quá trình xử lý hạ

nguồn thích hợp) và nguyên liệu cho phân xưởng hạ nguồn

3.1.2 Mô tả quá trình

Quá trình phân tách thực hiện trong tháp chưng cất khí quyển, có thiết bị ngưng tụ

đỉnh nhưng không có thiết bị đun sôi lại ở đáy tháp, hoạt động dưới áp suất từ 1÷ 3

(barg). Các dòng sản phẩm được trích ra từ các tháp tách cạnh sườn (strippers), các tháp

strippers gồm:

- Stripper Kerosene dùng thiết bị 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 lạnh 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 tách muối (nhiệt

độ này phụ thuộc vào tỉ trọng API của dầu thô, nằm trong khoảng 110oC-140oC), tại nhiệt

độ này dầu thô được khử muối. Công đoạn này được thực hiện ở áp suất đủ lớn (khoảng

12 bar) 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 trao đổi nhiệt khác nhằm thu hồi tối đa lượng nhiệt từ các dòng sản phẩm có

nhiệt độ sôi cao hơn đến nhiệt độ khoảng 200 oC thì được đưa vào tháp tiền bốc hơi

(Flash) để tách phần hơi trong dầu thô, giảm một phần chi phí và kích thước lò đốt. Sau

đó đưa vào lò đốt nhằm nhằm tăng nhiệt độ của dầu thô lên đến nhiệt độ mong muốn



(khoảng 340-360oC) và 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 trong phân xưởng thu hồi LPG nhằm loại bỏ các

thành phần nhẹ và nước. 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. Các sản phẩm sau đó được làm lạnh bằng cách trao đổi

nhiệt với dầu thô ban đầu và được đưa đi phối trộn, lưu trữ trung gian hoặc được xử lý

tiếp.

3.1.3 Cơ sở thiết kế

3.1.3.1 Mục đích thiết kế

Thiết kế của CDU phải phù hợp với mục tiêu của toàn bộ nhà máy lọc dầu, đó là tối

đa các phần cất và tối thiểu cặn. Thiết kế phải linh động trong sản xuất sản phẩm, cho

phép sự thay đổi nhỏ trong chất lượng nguyên liệu.

Có hai trường hợp thiết kế và sản xuất kerosene được thiết kế để đảm bảo tiêu chuẩn

của cả kerosene dùng trong nhiên liệu phản lực và kerosene dùng trong mục đích khác.

Tuy nhiên, điểm chớp cháy của sản phẩm kerosene và tiêu chuẩn ASTM-D86 IBP sẽ đạt

được tại phân xưởng KHDS.

Thiết kế kết hợp các đặc điểm về sử dụng năng lượng tối ưu và thu hồi nhiệt phù hợp

với sự phân tách sản phẩm.

Phân xưởng sản xuất ra các dòng sau:

- Dòng khí đỉnh được đưa đến phân xưởng thu hồi LPG

- Dòng Naphtha chưa ổn định được đưa đến phân xưởng thu hồi LPG cho các

quá trình tiếp theo.

- Dòng Kerosene được đưa đến phân xưởng KHDS hoặc to Slops trong trường

hợp KHDS ngừng hoạt động

- Dòng gas oil được đưa đến phân xưởng GOHDS hoặc bể chứa trung gian

GOHDS.



- Dòng cặn khí quyển được đưa nóng đến phân xưởng RHDS cho quá trình xử

lý tiếp theo hoặc được chứa trung gian.

Phân xưởng có thể nhận các dòng sau

- Dòng naphtha kết hợp từ phân xưởng KHDS và GOHDS vào bình tách đỉnh

của tháp chưng chưng cất dầu thô.

3.1.3.2 Các nguồn nguyên liệu thiết kế

Nguồn nguyên liệu cho thiết kế cơ bản của CDU là 100% dầu thô Kuwait xuất khẩu.

Lượng nước tối đa có trong dầu thô là 0.5% thể tích.

Năng suất của CDU cho 85% thể tích lỏng dầu thô Kuwait và 15% thể tích lỏng dầu

thô Murban là 200000 BPSD.

3.1.3.3 Các trường hợp thiết kế

Thiết kế cơ bản

CDU được thiết kế cho các điểm cắt cho TBP và các tiêu chuẩn sản phẩm như bảng

sau.

Overflash được xác định là 5%

Bảng 3.8 Các điểm cắt của sản phẩm của CDU

Các sản phẩm Điểm cắt TBP (oC)

Cơ bản/

Hồi lưu lạnh/

Murban

(chú ý 1)

Tối đa Kero Tối thiểu Kero

Naphtha/ Kerosene 165 160 176

Kerosene/ Gas Oil 220 224 220

Gas Oil/ Atm. Residue 360 360 360

Bảng 3.9 Tiêu chuẩn của sản phẩm

Các sản phẩm Tiêu

chuẩn sản

Các trường hợp

Cơ bản Min

Kero

Max

Kero

Murban



phẩm

(chú ý 1)

(chú ý 3) (chú ý 3) (chú ý 3) (chú ý 3)

Full Range Naphtha

ASTM D86 90% vol (oC)155 max

(chú ý 5)144 154 142 144

Kerosene

ASTM D86 IBP (oC) 144 min

(chú ý 4)143 148 143 144

ASTM D86 10% vol (oC) 205 max 176 183 174 176

ASTM D86 90% vol (oC) 230 max 217 219 219 217

ASTM D86 EP (oC) 300 max 234 236 236 234

Flash point ASTM D56/

D3828 (oC)

38 min

(chú ý 4)38 43 36 38

Atmospheric Gasoil

ASTM D86 90% vol (oC)360 max

(chú ý 2)350 360 360 348

Flash point ASTM D93/

D3828 (oC)55 min 84 85 85 83

Bảng 3.10 Tiêu chuẩn của quá trình phân tách

GAPGiá trị

(chú ý 2)

5% vol ASTM D86 Kerosene và 95% vol

ASTM D86 Naphtha trừ nguyên liệu5oC min.

5% vol ASTM D86 Atm. Gas Oil và 95%

vol ASTM D86 Kerosene0oC min.

Chú ý:

1. Tham khảo tiêu chuẩn sản phẩm Doc. 3550-8110-PD-0004.



2. Hiệu suất của CDU chỉ đảm bảo cho trường hợp cơ bản.

3. Dữ liệu đầu ra của mô phỏng CDU.

4. ASTM D86 (IBP) và điểm chớp cháy của Kerosene được đảm bảo trong phân

xưởng KHDS.

5. Tiêu chuẩn cần đạt được cho Naphtha và Aromatic Complex.

Trường hợp tối thiểu Kerosene

CDU có thể tăng lượng sản xuất Naphtha để bù lại phần cất của kerosene để tối đa lợi

nhuận trong Aromatic Complex. Trường hợp này overflash được giảm từ 5 xuống 2.3%.

3.1.3.4 Các trường hợp kiểm tra

Trường hợp tối đa Kerosene

CDU có thể tăng lượng kerosene rút ra với chất lượng chấp nhận được để phù hợp

với thay đổi thị trường. Sự thay đổi tương ứng với 17% lớn hơn lượng sản xuất kerosene

trong trường hợp cơ bản.

Trường hợp hồi lưu lạnh

CDU có độ linh hoạt đề vận hành với 5% wt tỉ số hồi lưu lạnh (naphtha lạnh/ lượng

hồi lưu tuần hoàn đỉnh nóng). Phương pháp bao gồm dòng naphtha thô từ bình tách đỉnh

đưa đến dòng quay lại của hồi lưu tuần hoàn đỉnh.

CDU sẽ vận hành theo cách này trong suốt quá trình khởi động, rửa, off-design. Các

điểm cắt TBP như trong trường hợp cơ bản.

Trường hợp Murban

Thiết kế của CDU sẽ được kiểm tra cho nguyên liệu thay thế gồm 85% thể tích lỏng

dầu thô Kuwait xuất khẩu/ 15% thể tích lỏng dầu Murban. Các điểm cắt TBP như ở

trường hợp cơ bản.

3.2 Mô phỏng phân xưởng CDU bằng phần mềm HYSYS.

3.2.1 Mô phỏng tháp CDU

3.2.1.1 Assay dầu thô KuwaitNguyên liệu của nhà máy lọc dầu Nghi Sơn là dầu thô Kuwait và dầu thô Murbai, tuy

nhiên trong thiết kế cơ bản ta sử dụng 100% dầu thô Kuiwait.

Bảng 3.11 Một số tính chất chung của dầu thô Kuwait



Đơn vị Dầu thô

Tỉ trọng API 29.9

Tỉ trọng tiêu chuẩn 60/60 0.8765

Khối lượng riêng Kg/dm3 0.8760

Hằng số K 11.84

Độ nhớt @

15.

5 oC

cSt

20 oC

cSt22.73

37.

8 oC

cSt

40 oC

cSt11.41

50 oC

cSt8.88

60 oC

cSt

Bảng 3.12 Thành phần và tính chất hydrocarbon nhẹ

% Thể tích % Khối lượng

C2 0.01 0.00

C3 0.52 0.30

iC4 0.39 0.25

nC4 1.23 0.82

iC5 1.06 0.76

nC5 1.65 1.19

4.84 3.31



Bảng 3.13 Thành phần, tỷ trọng, độ nhớt theo nhiệt độ của dầu thô Kuwait

Nhiệt độ, oC

% Thể tích% Khối

lượngd, kg/m3

Độ nhớt, cSt

@40 C @100 C

70 2.69 2.09 0.6698

85 2.05 1.64 0.6973 0.41 0.27

100 2.17 1.77 0.7160 0.47 0.30

115 2.36 1.97 0.7302 0.53 0.33

135 3.06 2.60 0.7452 0.61 0.38

150 2.24 1.94 0.7580 0.70 0.42

170 3.01 2.65 0.7692 0.82 0.48

185 2.31 2.06 0.7808 0.95 0.53

205 3.13 2.83 0.7911 1.12 0.60

225 3.16 2.89 0.7991 1.37 0.70

245 3.12 2.89 0.8104 1.70 0.82

265 3.09 2.91 0.8249 2.16 0.96

285 3.12 3.00 0.8408 2.83 1.16

305 3.16 3.08 0.8520 3.75 1.39

325 3.13 3.07 0.8562 5.05 1.68

345 3.02 3.02 0.8744 6.88 2.03

365 3.01 3.08 0.8946 9.48 2.47

385 3.00 3.09 0.9001 13.26 3.04

400 2.22 2.30 0.9049 18.20 3.67

415 2.14 2.23 0.9099 24.43 4.34

430 2.12 2.23 0.9168 33.20 5.19

445 2.08 2.19 0.9227 45.69 6.29

460 2.01 2.13 0.9273 63.41 7.65

475 1.93 2.06 0.9327 89.64 9.34

490 1.90 2.04 0.9391 129.41 11.45



505 1.84 1.98 0.9453 189.02 14.16

520 1.76 1.91 0.9513 282.02 17.07

535 1.67 1.82 0.9570 428.4 22.48

550 1.58 1.74 0.9626 692.3 29.34

565 1.51 1.67 0.9682 1191.3 39.73

565+ 21.57 25.81 1.0464 1.3E+07 7945

345+ 50.34 56.28 0.9778 1409 53.67

Hình 3.1 Đường cong TBP của dầu thô Kuwait theo dữ liệu nhập vào và theo dữ liệu

tính toán được

Từ assay dầu thô và điểm cắt của các phân đoạn, hysys tính được sự phân bố của dầu

thô



Hình 3.2 Sự phân bố dầu thô theo thành phần thể tích

Khi có lưu lượng nguyên liệu ta sẽ tính được sự hiệu suất thu hồi các phân đoạn sản

phẩm

Bảng 3.14 Lưu lượng các phân đoạn sản phẩm

Products Phần thể tích Lưu lượng, barrel/day

Crude Oil 200000

Naphta 0.217 43400

Kero 0.085 17000

LGO 0.109 21800

HGO 0.108 21600

Residue 0.480 96000

3.2.1.2 Lựa chọn mô hình nhiệt động

Sử dụng giản đồ J4 ta xác định được mô hình nhiệt động là Grayson Street. Vậy mô

hình nhiệt động cho quá trình Grayson Street, ở đây có xét đến quá trình ngưng tụ hơi

nước cho hệ thống ngưng tụ hơi đỉnh tháp và tách pha lỏng-hơi.



3.2.1.3 Tính toán số đĩa lý thuyết của tháp CDU

Quá trình mô phỏng dựa trên số đĩa lý thuyết của tháp. Vì vậy nếu chúng ta muốn có

một mô hình chính xác và có độ tin cậy thì cần phải xác định được hiệu suất đĩa của tháp

và từ đó đưa ra số đĩa lí thuyết phù hợp cho tháp.

Ta chọn số đĩa thực tế theo Bảng 3.8 và chọn hiệu suất sử dụng đĩa từng vùng của

tháp ta tính được số đĩa lý thuyết ở Bảng 3.9.

Bảng 3.15 Dự đoán số đĩa thực tế trong từng vùng khác nhau của tháp chưng cất [1]

Vùng Số đĩa thực tế

Gasoline/ kerosine 8 – 12

Kerosine/ Gas oil 5 – 10

Light Gas oil/ Heavy Gas oil 6

Heavy Gas oil/ Flash zone 6 – 8

Residue stripping 4 – 8

Kerosine stripping 6 – 10

Gas oil stripping 4 – 8

Bảng 3.16 Số đĩa thực tế, hiệu suất đĩa, số đĩa lý thuyết của tháp

Vùng Actual Tray Tray efficency Theoretical Tray

Gasoline/Kero 10 70 7

Kero/LGO 9 65 6

LGO/HGO 6 60 4

HGO/Flash zone 8 50 4

Residue Stripping 7 40 3

Kero Stripping 7 60 4

LGO Stripping 8 50 4

HGO Stripping 8 50 4



3.2.1.4 Lựa chọn áp suất làm việc cho thápChọn lựa áp suất vận hành dựa vào sự xem xét tính kinh tế và kỹ thuật. Áp suất vận

hành tối ưu của một tháp chưng cất là áp suất cho phép thực hiện một quá trình tách có

giá thành thấp nhất.

Áp suất vận hành của tháp chưng cất được xác định bởi những điều kiện được thiết

lập sau khi đã xem xét sự ngưng tụ hơi ở đỉnh tháp, trong thiết bị ngưng tụ và trong bình

hồi lưu.

Các yếu tố liên quan đến áp suất vận hành:

- Áp suất cơ sở

- Biến thiên áp suất – tổn thất áp suất

- Tổn thất áp suất trên mỗi đĩa lý thuyết

Áp suất cơ sở là áp suất tại bình hồi lưu Pb, phụ thuộc vào hai thông số chính:

- Thành phần của sản phẩm đỉnh

- Nhiệt độ bình hồi lưu tb mà phụ thuộc chủ yếu vào bản chất và nhiệt độ của

dòng lưu chất làm lạnh tFR được sử dụng trong thiết bị ngưng tụ

Biến thiên áp suất: từ áp suất cơ sở Pb tại bình hồi lưu, cần thiết lập trong tháp một

biến thiên áp suất liên quan đến tổn thất áp suất do sự di chuyển của dòng hơi từ thiết bị

đun sôi lại ở đáy tháp cho đến thiết bị ngưng tụ. Các dạng tổn thất thường gặp

- Pc do thiết bị ngưng tụ và trong đường hơi tại đỉnh tháp, Pc=100÷600mbar,

chính xác là 200÷400mbar.

- Pp do dòng hơi khi đi qua mỗi đĩa. Pp=3÷20mbar trễn mỗi đĩa thực, 3mbar

ứng với những đĩa được thiết kế đặc biệt, 6÷10mbar là thường gặp và 20mbar

là giá trị rất lớn.

Với tháp có khoảng 30 đến 50 đĩa thực, áp suất tại thiết bị đun sôi lại lớn hơn áp suất

tại đỉnh tháp là 0.2÷0.5mbar, tổn thất này là không lớn với tháp làm việc dưới áp suất

tương đối cao nhưng là rất lớn nếu tháp làm việc ở áp suất thấp hay áp suất chân không.

Ta lựa chọn áp suất vận hành như sau:



Bảng 3.17 Áp suất vận hành của tháp

Đơn vị, kPa

Áp suất bình hồi lưu 200

Tổn thất áp suất đỉnh tháp 50

Tổn thất áp suất toàn tháp 30

Áp suất đáy tháp 280

3.2.1.5 Lượng hơi nước StrippingTrong vùng stripping hơi, lượng hơi nước stripping đáy được dùng để thu hồi cấu tử

nhẹ từ sản phẩm đáy. Trong vùng bốc hơi (vùng nhập liệu) của tháp chưng cất khí quyển,

khoảng 50-60% dầu thô được bay hơi. Phần dầu thô không bay hơi đi xuống vùng

stripping của tháp chứa từ 4 đến 8 đĩa thực tế và được bốc hơi hết phần nhẹ chứa trong

cặn bằng hơi nước quá nhiệt. Nhiệt độ của vùng bay hơi có thể được điều chỉnh bằng lưu

lượng hơi nước stripping.

Tỉ lệ hơi nước stripping thường được sử dụng là: [1]

- Kerosine và gas oils: 15 đến 30 kg hơi nước/ m3 sản phẩm;

- Cặn: 20 đến 30 kg hơi nước/m3 cặn

Sau quá trình thử và sai ta lựa chọn lượng hơi nước stripping như sau:

Bảng 3.18 Hơi nước sử dụng để Stripping

Vùng Stripping Lượng hơi nước, kg/h Nhiệt độ, oC Áp suất, bar

Bottom 19000 350 5

LGO SS 4300 350 5

HGO SS 4300 350 5

Công suất của Kerosine Sidestripper chọn trong khoảng 30-40 KW/m3

- Ta chọn 30KW = 3.378 MW

3.2.2 Lượng Overflash

Overflash là độ quá bốc hơi của nguyên liệu. Overflash có tác dụng chống tạo cock

trong vùng rửa và mang cock xuống dưới dòng đáy, đảm bảo sự phân tách tốt giữa sản

phẩm đáy (cặn) và sản phẩm trích ngang cuối, bằng cách cung cấp lượng hồi lưu cho các



đĩa giữa dòng trích ngang thấp nhất và vùng bốc hơi (nạp liệu). Một lượng Overflash lớn

sẽ tiêu thụ năng lượng lớn, do đó overflash được giữ ở một giá trị thấp nhất ứng với yêu

cầu chất lượng của dòng trích ngang thấp nhất trong tháp.

Thường trong khoảng 3-5% LV (Liquid Volume)

Theo dữ liệu thiết kế cơ bản của nhà máy thì lượng overflash tối đa là 5%

3.2.3 Lắp đặt Pumparound cho tháp

Theo dữ liệu thiết kế cơ bản thì tháp có 4 Pumparound có lưu lượng và công suất như

sau:

Bảng 3.19 Số liệu về Pumparound của tháp [2]

Đĩa Lưu lượng, Am3/h Công suất, KW

Top PA 1-2 1948 -26.1

Kero PA 7-8 1273 -16.8

LGO PA 13-14 131 -21.1

HGO PA 17-18 1207 -26.1

3.2.4 Các tiêu chuẩn chạy tháp

Hình 3.3 Các tiêu chuẩn chạy tháp



3.3 Hệ thống thu hồi nhiệt (Preheated Exchanger Train)

Hệ thống thu hồi nhiệt được xây dựng từ bảng số liệu về lưu lượng các dòng và công

suất của các thiết bị trao đổi nhiệt của phân xưởng CDU của nhà máy Nghi Sơn.

Dầu thô được bơm từ bể chứa đến phân xưởng chưng cất dầu thô bởi bơm nguyên

liệu 010-P-001A/B/C. Sau khi đi vào cụm phân xưởng, dầu thô được gia nhiệt đầu tiên

bằng trao đổi nhiệt với dòng hồi lưu tuần hoàn đỉnh, sau đó thu hồi nhiệt qua 3 dãy thiết

bị trao đổi nhiệt bị phân cách bởi thiết bị tách muối và tháp tiền bốc hơi để thu hồi nhiệt

nhằm nâng nhiệt độ của dầu thô.

Nhiệt độ dầu thô từ bể chứa có nhiệt độ 16oC được trao đổi nhiệt với dòng Top PA

đến nhiệt độ khoảng 50oC, sau đó đến dãy trao đổi nhiệt đầu tiên.

Tại dãy trao đổi nhiệt đầu tiên (dãy tiền gia nhiệt nguội), dầu thô được chia làm 3

nhánh để nâng nhiệt độ của dầu thô lên khoảng 140oC tùy theo nguyên liệu (nguyên liệu ở

đây là Kuwait có độ API là 29.9 tương ứng với nhiệt độ tách muối là 140 oC theo Bảng

3.13).

Bảng 3.20 Điều kiện trung bình của quá trình tách muối (nếu dầu thô không được gia

nhiệt trước, phải pha loãng để làm giảm độ nhớt) [1]

Tỉ trọng dầu thô (oAPI) Nhiệt độ tách muối (oC) Tỉ lệ nước nhỏ nhất

>40

30-40

<30

110110120140130

2-44-84-78-10

Min 10

Sau khi ra khỏi thiết bị tách muối, dầu thô tiếp tục đến dãy tiền gia nhiệt thứ hai

(Desalted Crude Preheat Train), ở đây dầu thô được chia lại làm 3 nhánh, nhiệt độ của

dầu thô được nâng lên từ khoảng 140oC đến khoảng 200oC rồi được đưa vào tháp tiền bốc

hơi ở điều kiện này. Sản phẩm gồm dòng dầu thô ở đáy và hơi ở đỉnh, dòng hơi sẽ được

trộn với dòng dầu thô sau lò đốt, còn dòng lỏng đáy sẽ đến dãy trao đổi nhiệt thứ 3.

Dãy tiền gia nhiệt thứ ba (Flashed Crude Preheat Train), dầu thô được chia làm 2

nhánh để nâng nhiệt độ của dòng dầu thô đã được flash đến khoảng nhiệt độ 283oC, đây



là nhiệt độ thu được khi qua Preheat Exchanger Train. Để đảm bảo lượng hơi trong

nguyên liệu đi vào tháp tách, dầu thô được qua lò đốt để nâng đến nhiệt độ cuối cùng

(355oC). Áp suất của dầu thô sau khi qua Preheat Exchanger Train là 810 kPa, để khống

chế áp suất nguyên liệu vào tháp, ta đặt một valve giảm áp trước lò đốt (nếu đặt sau lò

đốt, khi áp suất giảm dẫn tới nhiệt độ nguyên liệu giảm).

Bảng 3.21 Dữ liệu lưu lượng các dòng và Duty của các thiết bị trao đổi nhiệt trong hệ

thống thu hồi nhiệt [2]

STT Các dòng Lưu lượng, Am3 Duty, MW

E-001 Cold Crude 3 136522.1

Top PA 33 1574

E-002 Cold Crude 5 4214.2

Kero Prod 41 131

E-003 Cold Crude 9 35112.4

AGO Prod 55 324

E-004 Cold Crude 6 42812.2

Kero PA 39 810

E-005 Cold Crude 45S4 63132.2

Atm. Residue 66 706

E-008 Desalted Crude 45S14 6714.6

Kero PA 38 822


AGO Prod 53 345

E-010 Desalted Crude 15 67814.4

LAGO PA 50 794


Atm. Residue 65 724

E-012 Flashed Crude 55S20 805 6.7



LAGO PA 49 809

E-013 Flashed Crude 22 81326.1

HAGO PA 61 941

E-014 Flashed Crude 45S20 65820.7

Atm. Residue 64 745

E-015 Flashed Crude 24 157432.1

Atm. Residue 63 786

E-016 Atm. Residue 67 67412.8

Temp. Wat 69 406

E-017 Kero Prod Trim 44 117 0.68

H-001 Crude Charge 25 1657 72.1

AC-003 Water Cooler 86 412 12.8

AC-004 Kero Prod 42 121 1.8

AC-005 AGO Prod 56 304 4.7

Bảng 3.22 Bảng tóm tắt quá trình thu hồi nhiệt của dầu thô

Dãy tiền gia nhiệt nguội (Cold Crude Preheat Exchanger Train)

010-E-001-trao đổi nhiệt với dòng Top PA

Nhánh 1 Nhánh 2 Nhánh 3

010-E-002 Trao đổi với Kero Prod

010-E-004 Trao đổi với Kero PA

010-E-003 Trao đổi với dòng AGO

010-E-005 Trao đổi với dòng Atm.

Residue

Desalted Crude Preheat Exchanger Train

Nhánh 1 Nhánh 2 Nhánh 3

010-E-008 Trao đổi với Kero PA

010-E-010

010-E-009Trao đổi với AGO Prod

010-E-011 Trao đổi với Atm. Residue



Trao đổi với LAGO PA

Flashed Crude Preheat Exchanger Train

Nhánh 1 Nhánh 2

010-E-012 Trao đổi với LAGO PA

010-E-013 Trao đổi với HAGO PA

010-E-014 Trao đổi với Atm. Residue

010-H-001Crude Charge



Hình 3.4 Sơ đồ hệ thống thu hồi nhiệt của nhà máy lọc dầu Nghi sơn.



Hình 3.5 Sơ đồ toàn phân xưởng CDU của nhà máy lọc dầu Nghi Sơn.



Chương 4. PHÂN TÍCH KẾT QUẢ

4.1 Phân tích kết quảViệc tính toán quá trình tách thu được đường cong TBP và ASTM của các sản phẩm,

các đường này được tính lại từ các hệ số tương quan. Điểm đầu và điểm cuối của đường

cong phải đủ chính xác, các điểm này không nên dùng làm tiêu chuẩn sản phẩm trong quá

trình hội tụ tháp (tiêu chuẩn gap hoặc overlap). Quá trình hội tụ thường sử dụng lưu

lượng của sản phẩm lấy ra và lượng nhiệt trích ra từ các pumparounds, công suất của

condenser là biến. Các tiêu chuẩn gap và overlap sau đó được kiểm ra lại.

Bảng 4.23 Tiêu chuẩn Gap

GAPGiá trị

Data Mô phỏng

5% vol ASTM D86 Kerosene và 95% vol

ASTM D86 Naphtha trừ nguyên liệu5oC min. 10.44 oC

5% vol ASTM D86 Atm. Gas Oil và 95%

vol ASTM D86 Kerosene0oC min. 1.367oC

Bảng 4.24 Tiêu chuẩn sản phẩm theo trường hợp cơ bản

Các sản phẩmTiêu chuẩn

sản phẩm

Trường hợp cơ bảnSai số, %

Data Mô phỏng

Full Range Naphtha

ASTM D86 90% vol (oC) 155 max 144 146.4 1.7

Kerosene

ASTM D86 IBP (oC) 144 min 143 133.9

ASTM D86 10% vol (oC) 205 max 176 175.7 0.2

ASTM D86 90% vol (oC) 230 max 217 216.6 0.2

ASTM D86 EP (oC) 300 max 234 236.4 1

Flash point ASTM D56/ D3828 (oC) 38 min 38



Atmospheric Gasoil

ASTM D86 90% vol (oC) 360 max 350 349.1 0.3

Flash point ASTM D93/ D3828 (oC) 55 min 84 92.3

Bảng 4.3 Các tiêu chuẩn khácTiêu chuẩn Tham khảo Mô phỏng Phù hợp?

Tout (AR) 114-117 oC 118,6 oC x

Tdesalter 130-140 oC 138,9 oC

4.2 Nhận xétHầu hết các kết quả tiêu chuẩn tính từ mô phỏng đều chấp nhận được. Tuy nhiên vẫn

còn một số tiêu chuẩn chưa đảm bảo do:

+ Số liệu thiết kế quá ít, không đầy đủ.

+ Một số tiêu chuẩn thiết kế ví dụ như lưu lượng nguyên liệu cho là Am3 /h nhưng khi mô

phỏng phải lấy lưu lượng ở điều kiện chuẩn sm3/h…



KẾT LUẬN

Sau một thời gian tìm hiểu và vận dụng những kiến thức đã học, với đề tài là “Mô

phỏng phân xưởng CDU của nhà máy lọc dầu Nghi Sơn ” đến nay về cơ bản đã giải

quyết được các nhiệm vụ sau:

Hoàn thành mô phỏng phân xưởng CDU (bao gồm cụm thu hồi nhiệt và tháp

chưng cất khí quyển) bằng phần mềm Hysys.

Kết quả mô phỏng khá phù hợp số liệu thiết kế, làm tiền đề để thực hiện bước tiếp

theo: Tối ưu hóa hệ thống thu hồi nhiệt của CDU.

Mặc dù tính chính xác của đồ án không cao do thiếu các dữ liệu thực tế của nhà

máy, các hạn chế về thời gian và khối lượng công việc, tuy vậy đồ án này vẫn có ý nghĩa

thiết thực trong việc tìm hiểu cách thức mô phỏng một tháp chưng cất dầu thô trong nhà

máy lọc dầu bằng Hysys, chuẩn bị cho các bước tiếp theo.



TÀI LIỆU THAM KHẢO[1] Technip, Petroleum refining 2 separation processes

[2] 010

[3] 3550-8110-PD-0004 Rev D3

[4] 3550-8110-PD-0003 Rev D3


Documents

Dacn II Final