Báo cáo thực tập tốt nghiệp
LỜI MỞ ĐẦU
Sau gần 5 năm học, được các thầy cô truyền đạt cho những kiến thức chuyên
ngành và trong đợt thực tập tại Nhà máy Lọc dầu Dung Quất này đã củng cố và
tăng thêm cho chúng em những hiểu biết về chuyên môn từ kiến thức đến kinh
nghiệm thực tế.
Đây là lần đâu tiên chúng em được thực tập tại Nhà máy lọc dầu lớn nhất Việt
Nam, được tiếp xúc với công nghệ hiện đại, với môi trường làm việc đầy áp lực và
tác phong công nghiệp cũng như những quy định an toàn nghiêm ngặt của nhà máy
lớn ….tuy thời gian chỉ 3 tuần nhưng nó đã mang lại cho chúng em rất nhiều kiến
thức bổ ích về chuyên môn, về cách định hướng cho công việc của mình sau này.
Vì vậy chúng em xin chân thành cảm ơn bộ môn Công Nghệ Hữu cơ-Hóa dầu
trường ĐHBK Hà Nội cùng ban lãnh đạo và các anh chị Kỹ sư làm việc trong Nhà
máy Lọc hóa dầu Dung Quất đã tạo điều kiện cho chúng em có đợt thực tập này.
Hà nội, tháng 3 năm 2012
Sinh viên thực hiện:
La Tiến Nam
Phạm Sỹ Đăng
UOP CCR Page 1
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Chương 1:
GIỚI THIỆU CHUNG VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU BÌNH SƠN
1.1 LỊCH SỬ HÌNH THÀNH NHÀ MÁY BÌNH SƠN
1.1.1 Giai đoạn 1977-1991
Năm 1977 dự án Liên hợp lọc hóa dầu đầu tiên được thực hiện tại Nghi Sơn
- Thanh Hóa do Công ty Beicip của Pháp trên cơ sở nguồn tài trợ từ quỹ UNICO,
với công suất 6 triệu tấn/năm.
Nhưng đến năm 1979 dự án bị dừng lại do gặp khó khăn về nguồn vốn.
Năm 1980 Việt nam hợp tác vói Liên Xô hai bên quyết định chọn Tuy Hạ- Long
Thành - Đồng Nai làm nơi đặt dự án liên hợp lọc hóa dầu.
Dung Quất là khu đồi núi nên giảm được kinh phí cho việc san lấp mặt bằng
và san lấp cũng dễ dàng
Nhằm thúc đẩy đời sống kinh tế khu vực miền Trung đặc biệt là Quảng
Ngãi.
Thuận lợi cho việc cập cảng của các tàu trọng tải lớn vì ở đây có cảng nước
sâu.
Dự án được thực hiện với tổ hợp các đối tác, gồm PetroVietnam, Total, CPC và
CIDC.
Tháng 9 – 1995 Total đã rút khỏi dự án do không đạt được thỏa thuận về vị
trí đặt nhà máy. Để tiếp tục triển khai dự án, theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính
phủ, Tổng công ty dầu khí Việt Nam đã khẩn trương soạn thảo và trình Chính phủ
phê duyệt hướng dẫn đầu bài Nhà máy lọc dầu số I và mời các đối tác khác thay
thế Total tham gia dự án.
Ngày 15/02/1996, Tổng công ty Dầu khí và các đối tác nước ngoài là LG
(Hàn Quốc), Stone & Webster (Mỹ), Petronas (Malaysia), Conoco (Mỹ), CPC và
CIDC (Đài Loan) đã ký tắt thỏa thuận lập Luận chứng khả thi chi tiết Nhà máy lọc
dầu số I.
Ngày 05/03/1996, lễ ký chính thức thỏa thuận lập Luận chứng khả thi chi tiết Nhà
máy lọc dầu số I được tiến hành.
Đến cuối năm 1996 các đối tác nước ngoài xin rút khỏi dự án do không được
phê chuẩn một số yêu cầu về kinh tế.
UOP CCR Page 3
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
1.1.3 Giai đoạn 1997-1998
Ngày 3- 1997, được sự đồng ý của Thủ tướng Chính phủ, để đảm bảo khách
quan và độ tin cậy của Luận chứng nghiên cứu khả thi, Tổng công ty dầu khí Việt
Nam đã thuê Công ty Foster Wheeler Energy Limited (Anh) và UOP (Mỹ) làm tư
vấn trong quá trình xây dựng Luận chứng.
Ngày 10- 7-1997 Thủ tướng Chính phủ đã ra Quyết định phê duyệt dự án
Nhà máy lọc dầu số I - Dung Quất theo hình thức Việt Nam tự đầu tư với công suất
Ngày 17 – 5 – 2005 hợp đồng EPC 1+4(gồm công nghệ, hệ thống nhập dầu
thô ) đã được ký kết giữa Petrovietnam và Tổ hợp nhà thầu Technip (Công
ty Technip France (Pháp), Technip Geoproduction (Malaysia), JGC (Nhật Bản),
Tecnicas Reunidas (Tây Ban Nha) thực hiện, trong đó Technip France (Pháp) đứng
đầu). Quá trình thực hiện dự án, tổng thầu Technip đã sử dụng hơn 100 nhà thầu
phụ và nhà cung cấp thiết bị, dịch vụ của Việt Nam.
Ngày 24-8-2005, Hợp đồng EPC 2+3 bao gồm khu bể chứa dầu thô, đường
ống dẫn sản phẩm, khu bể chứa và cảng xuất sản phẩm được Petrovietnam ký kết
với Tổ hợp nhà thầu Technip. Tổng mức đầu tư của dự án theo Quyết định là 2,501
tỷ USD (chưa bao gồm chi phí tài chính).
Ngày 28-11-2005, Lễ khởi công các gói thầu EPC 1+2+3+4 được Tổ hợp
Nhà thầu Technip phối hợp với Petrovietnam tổ chức tại hiện trường xây dựng nhà
máy.
1.1.6 Giai đoạn 2008 đến 2009
Ngày 9 – 6 – 2008 ra mắt Công ty TNHH một thành viên Lọc – Hóa dầu
Bình Sơn.
Đến ngày 30 – 11 – 2008 nhà máy đã đón chuyến tàu dầu thô đầu tiên đưa
vào chế biến.
1.1.7 Giai đoạn 2009 đến nay
Ngày 22 – 2 – 2009 nhà máy đón dòng dầu thương mại đầu tiên.
Ngày 27 – 5 – 2009 nhà máy giao nhận lô sản phẩm đầu tiên.
Ngày 30 – 5 – 2010 ban nhà thầu Technip bàn giao công nghệ.
Ngày 23 – 10 – 2009 các nhà thầu thông báo tất cả các phân xưởng kết nối
vận hành thành công 14/14 phân xưởng.
Ngày 14 – 7 – 2010 phân xưởng polypropylene cho ra hạt nhựa đầu tiên.
Ngày 6 – 1 – 2011 lễ khánh thành nhà máy Lọc-Hóa dầu Bình Sơn.
UOP CCR Page 5
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Ngày 13 – 9 – 2011 tiến hành khởi động lại nhà máy sau 2 tháng bảo dưỡng.
1.2 GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU BÌNH SƠN
khu bể chứa dầu thô; khu bể chứa sản phẩm cảng xuất sản phẩm; phao rót dầu
không bến và hệ thống lấy và xả nước biển. Những khu vực này được nối với nhau
bằng hệ thống ống với đường phụ liền kề.
1.2.3 Công suất và nguyên liệu của nhà máy
• Công suất chế biến: 6,5 triệu tấn dầu thô/năm; tương đương 148.000
thùng/ngày).
• Nguyên liệu: dầu Bạch Hổ, dầu Đại Hùng, Dragon, Tê Giác Trắng, Yellow
Tuna, Champion.
UOP CCR Page 7
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Chương 2:
GIỚI THIỆU KHÁI QUÁT VỀ CÁC PHÂN XƯỞNG CỦA NHÀ MÁY
2.1 Giới thiệu công nghệ và mặt bằng bố trí các phân xưởng trong nhà máy
2.1.1 Các phân xưởng trong Nhà máy
Phân xưởng công nghệ là phân xưởng quan trọng nhất trong các gói thầu, nó
bao gồm 9 khu vực.
Các khu vực được phân chia như sau:
Khu vực Các phân xưởng
Khu 1A
12 – NHT: naphta hydro treating
13 – CCR: reforming xúc tác
23 – ISOM: isome hóa; 2 phân xưởng 13 và 23 là phân xưởng thu
xăng trị số octan cao.
Khu 1B
11 – CDU: chưng cất khí quyển
14 – KTU :xử lý kerosen
37 – Fuel-gas: khí nhiên liệu được đốt để gia nhiệt cho các phân
xưởng
Khu 2
15 – RFCC: Cracking xúc tác tầng sôi
-
MPS: 14-16 kg/cm
2
-
HPS: 40-42 kg/cm
2
-
HHPS: 100-105 kg/cm
2
40 – STG: trạm điện; có 4 máy phát trong đó 3 máy phát chạy với
công suất 50%,50%, 100%, máy còn lại dự phòng
Offsite
P1
38 – Fuel oil
51 – Intermediate tankge: có 23 bể chứa trung gian
54 – Blending Unit: bộ phận phối trộn
55 – Flushing oil: sử dụng LGO từ CDU để rửa sạch đường ống
56 – Slops oil: là nơi thu gom dầu thải từ các phân xưởng sau đó dùng
làm nguyên liệu cho quá trình CDU, RFCC
60 – Crude oil tankge: gồm 8 bể, mỗi bể dung tích 65000m
3
, cao
22.4m, đường kính 69m
52 – Product tankge: gồm 22 bể trong đó có: 5 bể chứa xăng, 3 bể
propylene, 5 bể cầu LPG, 1 slops oil
53 – Truck loading: xuất đường bộ, chỉ xuất cho những khu vực xung
UOP CCR Page 9
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Offsite
P3/Jetty
CCC(phòng điều
khiển trung tâm)
KV1A 12
23
13
38 59
36 39
35
31
KV3 19 18
20 24
51 KVPP PP
RO
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
2.2 CÁC PHÂN XƯỞNG TRONG NHÀ MÁY
2.1.1 Phân xưởng Chưng cất dầu thô (Unit 011 – CDU)
Mục đích: Phân xưởng chưng cất dầu thô có nhiệm vụ phân tách dầu thô nguyên
liệu thành các phân đoạn thích hợp cho các quá trình chế biến tiếp theo trong Nhà
máy.
Nguyên liệu:
Dầu thô: từ Khu bể chứa dầu thô (Unit 060).
UOP CCR Page 12
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Sản phẩm:
(1) LPG: đến phân xưởng Cracking xúc tác (Unit 015 – RFCC);
(2) Naphtha: đến phân xưởng Xử lý naphtha bằng hydro (Unit 012-NHT);
(3) Kerosene: đến phân xưởng Xử lý kerosene (Unit 014 – KTU);
(4) LGO: đến phân xưởng Pha trộn sản phẩm (Unit 054);
(5) HGO: đến phân xưởng Pha trộn sản phẩm (Unit 054);
(6) Cặn chưng cất: đến phân xưởng Cracking xúc tác (Unit 015 – RFCC).
Kerosene: đáp ứng tiêu chuẩn nhiên liệu phản lực Jet A1. Ngoài ra một phần
Kerosene thành phẩm có thể được sử dụng làm phối liệu cho để pha trộn DO/FO
khi cần.
2.1.5 Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi (Unit 015 - RFCC)
Mục đích: phân xưởng Cracking xúc tác được thiết kế để cracking dòng nguyên
liệu nặng là cặn chưng cất thành nhiều dòng sản phẩm nhẹ có giá trị cao hơn như
naphtha, LCO
Nguyên liệu:
Cặn chưng cất: từ phân xưởng CDU.
Sản phẩm:
(1) Off gas: sử dụng làm khí nhiên liệu trong nhà máy;
(2) Hỗn hợp C3/C4: làm nguyên liệu cho phân xưởng LTU trước khi được đưa
sang phân xưởng thu hồi Propylene;
(3) RFCC Naphtha: được đưa đi xử lý ở phân xưởng NTU sau đó đưa đi đến
bể chứa trung gian để pha trộn xăng;
UOP CCR Page 14
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
(4) Light Cycle Oil (LCO): được đưa đi xử lý ở phân xưởng LCO HDT sau đó
đưa đi đến bể chứa trung gian để pha trộn dầu Diesel;
(5) Decant Oil (DCO): làm nguyên liệu pha trộn FO hoặc làm dầu nhiên liệu
cho Nhà máy.
2.1.6 Phân xưởng xử lý LPG (Unit 016 - LTU)
Mục đích: phân xưởng LTU được thiết kế sử dụng kiềm để trích ly, làm giảm hàm
lượng Mercaptan, H2S, COS, CO2 khỏi dòng LPG nguyên liệu đến từ Gas Plant
của phân xưởng RFCC. Quá trình trích ly được tiến hành trong hai thiết bị mắc nối
tiếp trong đó dòng LPG và dòng kiềm di chuyển ngược chiều. LPG đã xử lý được
đưa sang phân xưởng thu hồi Propylene. Kiềm thải được đưa sang phân xưởng
trung hòa kiềm thải (CNU).
Nguyên liệu:
LPG: từ Gas Plant của phân xưởng RFCC.
xưởng RFCC và LCO HDT. Một phần dòng amine sạch này sẽ đi qua thiết bị lọc
để loại bỏ các tạp chất cơ học. Khí chua sẽ được đưa qua phân xưởng thu hồi lưu
huỳnh SRU.
Nguyên liệu:
Dòng Amine bẩn: từ phân xưởng RFCC và LCO HDT.
Sản phẩm:
Amine sạch: được đưa trở lại các tháp hấp thụ trong phân xưởng RFCC và LCO
HDT.
UOP CCR Page 16
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
2.1.10 Phân xưởng trung hòa kiềm (Unit 020 - CNU)
Mục đích: Kiềm được trung hòa bởi axit sulfuric đến độ pH nằm trong khoảng 6 -
8 trước khi đưa sang xử lý ở phân xưởng xử lý nước thải. Khí chua tạo thành được
đốt ở Incinerator trong phân xưởng SRU.
Nguyên liệu:
(1) Phenolic Caustic từ phân xưởng NTU và phân xưởng ETP (gián đoạn);
(2) Alkaline water từ NHT (gián đoạn);
(3) Naphthenic Caustic: từ các phân xưởng LCO HDT, KTU, LTU.
Sản phẩm:
(1) Nước thải: đưa sang xử lý ở phân xưởng xử lý nước thải ETP;
(2) Khí chua: được đốt ở Incinerator trong phân xưởng SRU;
(3) Acid oil/Kerosene: đến bể chứa dầu nhiên liệu FO (Unit 038).
2.1.11 Phân xưởng thu hồi Propylene (Unit 021 - PRU)
Mục đích: Phân xưởng PRU được thiết kế để phân tách và thu hồi Propylene trong
dòng LPG đến từ phân xưởng LTU. Propylene sản phẩm phải được làm sạch đến
phẩm cấp Propylene dùng cho hóa tổng hợp (99,6 % wt).
Nguyên liệu:
LPG: từ phân xưởng xử lý LPG (Unit 016 – LTU).
Sản phẩm:
(1) Propylene: đến phân xưởng PP;
được thiết kế để cung cấp dầu nhiên liệu cho các lò gia nhiệt ở các phân xưởng
công nghệ và cho nồi hơi ở nhà máy điện – bổ sung cho khí nhiên liệu.
UOP CCR Page 18
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Do trong Nhà máy ưu tiên sử dụng khí nhiên liệu nên dầu nhiên liệu chỉ
được sử dụng để bù cho phần còn thiếu của FG. Vì vậy, nhu cầu tiêu thụ dầu nhiên
liệu là không ổn định.
Thông thường dầu nhiên liệu được sử dụng là DCO của phân xưởng RFCC.
2.1.16 Khu bể chứa trung gian – Unit 051
Khu bể chứa trung gian được thiết kế để tồn chứa các sản phẩm trung gian
và các thành phẩm của nhà máy, nằm trong phạm vi nhà máy, bao gồm:
- Các bể chứa các sản phẩm không đạt tiêu chuẩn: Off-spec Propylene, off-
spec LPG;
- Các bể chứa các sản phẩm trung gian: Cặn khí quyển, Naphtha tổng,
Naphtha nặng, RFCC Naphtha, LCO;
- Các bể chứa các cấu tử pha trộn: Isomerate, reformate, Mixed C4’s, SR
Kerosene, LGO, HGO, HDT LCO;
- Các bể chứa các sản phẩm cuối (bể kiểm tra): Xăng 92, xăng 95, dầu Diesel.
2.1.17 Khu bể chứa sản phẩm – Unit 052
Khu bể chứa sản phẩm nằm cách Nhà máy 7 km về phía Bắc và cách cảng
xuất sản phẩm 3 km. Khu bể chứa sản phẩm được thiết kế để tiếp nhận, tồn chứa
và xuất các sản phẩm sau ra cảng xuất và trạm xuất xe bồn:
- Xăng 92
- Xăng 95/Full Range Naphtha
- Jet A1/Kerosene
- Dầu Diesel
- Dầu FO
- LPG
- Propylene
UOP CCR Page 19
(2) Dầu rửa cho đường ống nhập dầu thô và SPM: Được cung cấp ngay trước và
sau khi nhập dầu thô có nhiệt độ đông đặc cao.
2.1.21 Phân xưởng dầu thải – Unit 056
Phân xưởng dầu thải được thiết kế để thu gom, tồn chứa và vận chuyển dầu
thải đến các phân xưởng công nghệ để chế biến lại.
Dầu thải được chia thành hai loại: dầu thải nhẹ và dầu thải nặng:
(1) Hệ thống thu gom và tồn trữ dầu thải nhẹ sau đó đưa đi chế biến lại ở phân
xưởng CDU hoặc phân xưởng RFCC;
(2) Hệ thống thu gom và tồn trữ dầu thải nặng sau đó đưa đi chế biến lại ở phân
xưởng CDU hoặc phân xưởng RFCC hoặc đưa đi làm dầu nhiên liệu cho nhà máy.
2.1.22 Khu bể chứa dầu thô – Unit 060
Khu bể chứa dầu thô được thiết kế để thực hiện các nhiệm vụ sau:
- Tiếp nhận dầu thô từ SPM (Unit 082)
- Tồn chứa và tách nước khỏi dầu thô trong các bể có gia nhiệt
- Cung cấp dầu thô cho phân xưởng chưng cất khí quyển (CDU - unit 011)
- Tiếp nhận cặn chưng cất từ CDU trong trường hợp sự cố ở phân xưởng
RFCC
- Tồn chứa cặn chưng cất
- Bơm cặn chưng cất đến bể chứa nguyên liệu RFCC (TK-5103).
Khu bể chứa dầu thô gồm có 6 bể chứa, mỗi bể có thể tích chứa 65000 m3.
UOP CCR Page 21
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
2.1.23 Phao nhập dầu thô – Unit 082 (SPM)
Mục đích của phao nhập dầu thô là để cung cấp điểm neo cho tàu dầu thô và
nhập dầu thô vào khu bể chứa dầu thô. Phao SPM được đặt trong vịnh Việt Thanh
ở vị trí cách bờ khoảng 3,2km về phía đông với độ sâu mực nước khoảng 30m.
Hệ thống SPM bao gồm: phao SPM, hệ thống ống góp dưới phao (Pipeline End
Manifold – PLEM), các ống mềm trung gian, đường ống ngầm dưới đáy biển nối
PLEM với bể chứa dầu thô, bộ phận phóng và nhận dầu thô.
Chương 3:
r
có thể từ 30 đến 80 ) . Nếu K
UOP
=
10 thì nguyên liệu chứa nhiều hydrocacbon thơm hơn .Nếu K
UOP
= 11 thì nguyên
liệu chứa nhiều naphten và hydrocacbon thơm một vòng . Còn nếu bằng 12 là
nguyên liệu chứa một hỗn hợp bằng nhau giữa hydrocacbon vòng và hydrocacbon
parafin , còn nếu bằng 13 thì nguyên liệu chứa chủ yếu là hydrocacbon parafin .
Như vậy,nếu K
UOP
thấp hay tổng số N + 2A
r
trong nguyên liệu càng cao thì
nguyên liệu càng chứa nhiều naphten và nguyên liệu đó càng thuận lợi để nhận
reformat có trị số octan cao .
3.1.2 Các phản xảy ra trong quá trình Reforming xúc tác.
Bao gồm các phản ứng:
Dehydro hóa các hydrocacbon Naphten.
Dehydro vòng hóa các các hydrocacbon paraphin
Đồng phân hóa và hydrocracking.
Ngoài ra trong điều kiện tiến hành quá trình reforming còn các phản ứng phụ, tuy
không làm ảnh nhiều đến cân bằng của phản ứng chính , nhưng lại ảnh hưởng lớn
đến độ hoạt động và độ bền của xúc tác . Đó là các phản ứng:
UOP CCR Page 23
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
Phản ứng phân huỷ và khử các hợp chất có chứa oxy, nitơ ,lưu huỳnh thành
H
2
(+50 KCal/mol)
R
Báo cáo thực tập tốt nghiệp
R-C-C-C-C-C-C + 4H
2
( Q = 60 cal/mol )
Phản ứng dehydro vòng hoá n-parafin xảy ra khó hơn so với phản ứng của
naphten Chỉ ở nhiệt độ cao mới có thể nhận được hiệu suất hydrocacbon thơm
đáng kể .
3.1.2.3 Phản ứng Isomehoá:
Người ta thường chia phản ứng hydroIsome hoá thành hai loại:
a. Phản ứng Isome hoá n-parafin :
n - parafin iso - parafin + ∆Q = 2 Kcal/mol
Với thiết bị phản ứng reforming xúc tác ở điều kiện 500
0
C và xúc tác
Pt/Al
2
O
3
, thì cân bằng đạt được trong vùng phản ứng của thiết bị như sau :
Với n - C
b. Phản ứng dehyroisome hoá alxyl xyclopentan.
UOP CCR Page 25
R
Copyright: Tài liệu đại học ©