MỤC LỤC
Chưong 1: Tổng quan chung về nhà máy lọc dầu Nghi Sơn……………….……7
1.1. Lịch sử thành lập……………………………………………………..…………7
1.2. Nguyên liệu, công suất và sản phẩm……………………………………………9
1.3. Các phân xưởng công nghệ……………………………………………………12
Chương 2: Công nghệ bồn bể chứa dầu khí…………….………………………24
2.1. Nạp và trữ sản phẩm trong bể chứa…………………………………………...24
2.2. Phân loại bể chứa …………………….………..…………….………………..25
2.2.1 Bể chứa áp lực thấp…………………………………….…………………….26
2.2.1.1. Bể chứa trụ đứng mái tĩnh………………………….….…………………..26
2.2.1.2 Bể chứa mái phao………………………………………….……………….28
2.2.1.3. Bể chứa trụ ngang…………………………………………………………31
2.2.2. Bể chứa áp lực cao. …………………………………………………………31
2.2.2.1. Bể trụ mái cầu. ………………………………...……………………….…31
2.2.2.2. Bể trụ nằm ngang………………………..………………….….…………33
2.3. Cấu tạo bồn chứa………………………………………………………………34
2.4. Công thức tính toán thiết kế bể chứa………………………...………………..35
Chương 3: Bể chứa trong nhà máy lọc dầu Nghi Sơn…..………….….….……41
3.1. Tổng quan chung về bể chứa trong nhà máy………………………………….41
3.2. Bể chứa trong quá trình tiếp và trữ dầu thô…………………………………...43
3.3. Bể trong quá trình phối trộn và vận chuyển xăng…………………………….43
3.4. Bể trong quá trình phối trộn và vận chuyển dầu diesel……………………….47

1


3.5. Bể trong quá trình phối trộn và vận chuyển LPG……………………………50

2



Penex

Phân xưởng isomer hóa

InAlk

Phân xưởng alkyl hóa

CCR

Phân xưởng reformer

BTX

Phân xưởng tách các hydrocarbon thơm

GASPA

Phân xưởng xử lý LPG

SRU

Phân xưởng xử lý lưu huỳnh

PSA

Phân xưởng thu hồi hydro

H2 Plant


CDU-Kero

Phân đoạn kerosene của phân xưởng CDU

CDU-GO

Phân đoạn gas oil của phân xưởng CDU

CDU-RA

Phân đoạn cặn của phân xưởng CDU

3


LPGRU-Naph

Naphta của phân xưởng LPGRU

LPGRU-LPG

LPG của phân xưởng LPGRU

LPGRU-Sour FG

Fuel gas của phân xưởng LPGRU

NHT-LNA

Naphta nhẹ của phân xường NHT


Diesel của phân xưởng RHDS

RHDS-naphta

Naphta của phân xưởngRHDS

RHDS-offgas

Off-gas của phân xưởng RHDS

RHDS-RE

Cặn của phân xưởng RHDS

RFCC-LCO

LCO của phân xưởng RFCC

RFCC-CLO

CLO của phân xưởng RFCC

DRT

Dome Roof Tank

Kl

kiloliter


đầu ra để hút thay đổi

4


N6

thu gom mẫu

N7

trả mẫu thu gom

N8

cửa máy đo

N9

tháo nước mưa

N10

giảm áp nước mưa

N11

lớp phủ nitơ


6


Chương 1
Tổng quan chung về nhà máy lọc dầu Nghi Sơn
1.1. Lịch sử thành lập
Dự án lọc dầu Nghi Sơn là một dự án lọc hóa dầu đang được triển khai tại khu
kinh tế Nghi Sơn, Thanh Hóa. Dự án này có tổng mức đầu tư lên tới hơn 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 công ty liên
doanh gồm: Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (25,1% vốn), Công ty Dầu mỏ
Kuwait (KPI) (35,1%), Công ty Idemitsu Kosan (IKC) 35,1% và Công ty Hóa chất
Mitsui (MCI) 4,7%.
Công việc chuẩn bị cho dự án này đã được triển khai từ năm đầu thập niên
2000 nhưng đến ngày 7 tháng 4 năm 2008 thì liên doanh mới chính thức được ký
kết và nhà máy đã được khởi công xây dựng vào 23/10/2013. Dầu thô nhiên liệu sẽ
được cung cấp trực tiếp từ Kuwait cho nhu cầu của dự án bởi phía Kuwait.
Sản phẩm gồm khí hóa lỏng LPG, Xăng (RON 92, 95), Dầu Diesel (cao cấp,
thường), Dầu hỏa/Nhiên liệu phản lực, nhựa Polypropylene, Para-xylene, Benzene
và lưu huỳnh.
Mặt bằng Nhà máy 400ha trên bờ đã được GPMB và san lấp hoàn thiện. Hoàn
thành đấu thầu EPC tháng 04/2011. Nhà thầu EPC là liên danh nhà thầu 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 thầu nạo vét lần đầu các công trình
biển là liên danh Nhà thầu PTSC-PVC-Vinawaco.
Tiến độ Dự án: Ký hợp đồng EPC 27/1/2013; Thời gian thực hiện Hợp đồng
EPC 40 tháng; Ngày thực hiện Hợp đồng EPC tháng 22/7/2013; Dự kiến vận hành
thương mại vào quý III/2017.

Basic Nitrogen
Con Carbon
Tro
Asphaltenes
Hàm lượng sáp
Iron
Nickel
Vanadium
Sodium
Pour Pt.
Muối
Áp suất hơi Reid
TAN
Nước
Kin.Viscosity@
15.5oC
20oC
37.8oC
o

40 C
o

50 C
60oC

Đơn vị
API
60/60
Kg/dm3

WT%
WT%
WT%
WT%
ppm
ppm
ppm
ppm
Deg C
PTB
kPa
mgKOH/g
VOL%

Cân bằng*
30.2
0.8752
2.64
956.2
394.6
6.21

10.9
31.5

27.02
22.73

cSt
cSt

Đầu ra (Tấn/ngày)

Dầu thô
Khí nhiên liệu cho lò đốt phân xưởng sản xuất
LPG xuất khẩu
LPG cho turbin khí
LPG cho turbin thu hôi nhiệt
Benzene
Paraxylene
Xăng 92 RON
Xăng 95 RON
Kerosene / Jet
Polypropylene
Diesel – Cao cấp
Diesel – thường
Dầu nhiên liệu cho nồi hơi và nồi hơi RFCC
CO
Carbon on RFCC Catalyst
Sản phẩm Sulphur
Mất mát

27,867
1,242
104
555
115
710
1,974
3,314
3,314


872

60,000
105,000

2,906
5,695

80,000

4,135

43,000
24,000
21,500
54,100
23,400
39,700
1,154 TPD
195.8
Nm³/h

1,326
888
707
2,130
843
1,615
248


90.2 m³/h

-

Phân xưởng

Phân xưởng CDU
Phân xưởng thu hồi LPG
Bộ xử lý LPG bão hòa
Kerosene
Hydrodesulphuriser
Gas Oil Hydrodesulphuriser
Residue Hydrodesulphuriser
Residue Fluid Catalytic
Cracker
Bộ xử lý RFCC LPG
Bộ xử lý xăng nhẹ RFCC
Alkylation gián tiếp
Naphtha Hydrotreater
Isomerisation (Penex)
Reformer xúc tác
Aromatics (Benzene)
Aromatics (Paraxylene)
Polypropylene
Phân xưởng sản xuất hydro

Phân xưởng thu hồi Sulphur
Phân xưởng xử lý khí thải


nghìn tấn/năm; Lưu huỳnh rắn: 244 nghìn tấn/năm.
1.1.3. Sản phẩm
Sản phẩm của nhà máy lọc hóa dầu Nghi Sơn (NSRP) gồm:
• LPG
• Xăng – RON 92 & 95
• Kerosene and nhiên liệu phản lực
• Diesel – loại thường và loại cao cấp
• Fuel Oil
• Benzene
• Paraxylene
• Polypropylene
• Sulphur
Về tổng thể, nồng độ chất phát thải ô nhiễm trong sản phẩm của dự án là thấp hơn
tiêu chuẩn nhiên liệu Việt Nam.
Bảng 1.4. Tiêu chuẩn chất lượng sản phẩm của dự án.
Đặc tính
LPG

S
RON
S

Gasoline
Kerosene
Diesel
Fuel Oil

Pb
Benzene
S

0
1.0
0.1
50/350
1.0

0.013
2.5
0.3
500/2,500
2.0/3.5


1.3.1.1. Phân xưởng chưng cất dầu thô
Thiết kế tháp CDU được cân nhắc với mục đích lọc dầu toàn phần sản phẩm
cất tối đa và cặn nhỏ nhất. Thiết kế linh hoạt chặt chẽ trong sản phẩm cất, sẽ cho
phép thay đổi nhỏ trong chất lượng nguyên liệu, và sẽ làm cho linh hoạt trong vận
hành phối trộn sản phẩm lọc.
CDU được thiết kế dựa trên 100% dầu Kuwait xuất khẩu. Tối đa 0.5% thể tích
nước giả định có trong dầu thô. Những trường hợp thiết kế được cân nhắc như sau:
• Trường hợp cơ bản: CDU sẽ được thiết kế dựa trên đường TBP cut point và
những sản phẩm xác định.
• Trường hợp tối đa kerosen: CDU sẽ có năng lực sản xuất cho một khoảng
rộng kerosen với chất lượng chấp nhận được để tận dụng những thuận lợi
của thay đổi thị trường.
• Trường hợp kerosen tối thiểu: CDU sẽ có khả năng tăng sản xuất naphtha tự
nhiên ở phần kerosen không có lợi nhằm tối đa hóa lợi nhuận trong tổ hợp
aromatic.
• Trường hợp hồi lưu nguội: CDU sẽ có khả năng điều chỉnh để vận hành với
5% tỉ lệ hồi lưu lạnh. Cơ sở này gồm dòng naphtha không ổn định từ đỉnh

Propylene). LCO chiếm 29,9% khối lượng trong tổng nguyên liệu.
Ngoài sản phẩm chính là diesel, phân xưởng GOHDS cũng cho ra một số sản
phẩm phụ khác: Naphta chưa ổn định; Khí ngọt được đưa đến phân xưởng HCDS
cho việc thu hồi H2 trong PSA; Off gas được đi bão hòa khí; Nước chua được đưa
đến thiết bị khử chua trong nước; Nước nhiễm dầu được đưa đi xử lý như nước thải.
Xưởng GOHDS được thiết kế để hoạt động trong phạm vi 50 – 100% tỷ lệ
nguyên liệu trong trường hợp nguyên liệu đáp ứng đủ các yêu cầu kĩ thuật. Xưởng
GOHDS phải được thiết kế có vòng chu kì tối thiểu 4 năm dựa trên các nguyên liệu.
Hệ thống chất xúc tác được thiết kế để hoạt động trong ít nhất 4 năm mà không cần
tái sinh hoặc thay đổi chất xúc tác. Thiết bị gia nhiệt có công suất 30 MW trở lên
cùng với không khí đã được gia nhiệt trước (APH) tạo điều kiện sử dụng nhiệt thải
từ khói thải để đáp ứng mục tiêu 92% hiệu suất nhiệt. Các lò gia nhiệt dưới 30 MW
14


phải được tối đa hiệu suất – Khí thoát khỏi lò gia nhiệt thông qua ống khói sẽ trao
đổi nhiệt với dòng đầu vào có nhiệt độ đầu vào tối thiểu là 550C.
1.3.1.3. Xưởng xử lý lưu hình trong phân đoạn kerosen (KHDS)
Phân xưởng KHDS có vai trò làm giảm nồng độ lưu huỳnh và nito và loại bỏ
hoàn toàn acid naphtenic trong phân đoạn kerosene được chưng cất trực tiếp từ
phân xưởng CDU. Xưởng KHDS cần xử lý kerosene phải đáp ứng các yêu cầu về
chất lượng để sản xuất Jet A1.Phân xưởng KHDS được thiết kế để chạy với 100%
công suất với nguyên liệu kerosene từ CDU. Nguyên liệu kerosene được dự trữ tại
thiết bị chứa trung gian đủ để phân xưởng KHDS tiếp tục sản xuất khi CDU ngừng
hoạt động.

Hình 1.5: Sơ đồ phân xưởng KHDS.
Nguyên liệu của xưởng là nguồn kerosene được lấy từ tháp chưng cất CDU. Trong
đó, Hydro và nước rửa có tính chất tương tự xưởng GOHDS nhưng có một điểm
khác so với xưởng GOHDS là hàm lượng nito trong hydro của xưởng KHDS là

Phân xưởng LPGRU không thể hoạt động độc lập, vì thiết bị ngưng tụ đỉnh
tháp chưng cất dầu thô của xưởng CDU được sử dụng như thiết bị làm mát chống
sự giãn nở quá mức của khí trong máy nén LP. Ngoài ra, bất kì nguyên liệu nào bị
ngưng tụ từ hai bình tách của xưởng LPGRU đều được đưa trở vể đỉnh tháp chưng
cất CDU. Hơn nữa, hai thiết bị hấp thụ amin cần kết hợp với hoạt động của thiết bị
tái sinh amin (ARU) vì thiết bị hấp thụ tiếp nhận amin từ ARU.
LPG ngọt và chưa ổn định từ thiết bị xử lý LPG kết hợp với LPG chưa ổn định
từ CCR PSA. Dòng LPG kết hợp sau đó được đưa trở lại tháp khử Etan của LPGRU
để ổn định và dòng off-gas lấy từ đỉnh tháp sẽ được đưa đến hệ thống thu hồi fuel
gas, không có sản phẩm lỏng trong tháp tách etan. Dòng LPG ổn định ra từ đáy tháp
tách etan được đưa đến tháp tách propan để tách riêng C3 và C4.Sau đó được làm
lạnh trước khi đưa đi lưu trữ sau.

16


Hình 1.6: Sơ đồ phân xưởng LPGRU.

Phân xưởng LPGRU được thiết kế để:
• Thu hồi lượng off-gas, LPG, naphta từ phân xưởng CDU và các phân
xưởng khác.
• Sản xuất off-gas để cung cấp cho hệ thống thu thập fuel gas sau khi đã
khử H2S.
• Sản xuất LPG hỗn hợp, sau khi đã loại bỏ H2S và rửa nước, được đưa
đến SGLM để khử mercaptan sulfur
• Tiếp nhận dòng LPG ngọt từ SGLM để ổn định trong tháp khử propan
để sản xuất ra C3 và C4, sau đó được lưu trữ.
• Sản xuất phân đoạn naphta ổn định để đưa đến phân xưởng NHT hoặc
làm để lưu trữ.
• Dòng nước chua sẽ được đưa đến thiết bị tách nước chua.

sản xuất khí hóa lỏng bão hòa.
18


Có hai trường hợp thiết kế cho phân xưởng InAlk: trường hợp 1 dựa vào việc
sản xuất tối đa propylene trong phân xưởng RFCC (0.9% khối lượng butadien).
Trường hợp 2 dựa vào việc sản xuất tối đa xăng trong RFCC.
Phân xưởng InAlk có thể hoạt động với 100% công suất khi các nguyên với
nguyên liệu từ thùng chứa trong khi sản phẩm vẫn đáp ứng các yêu cầu kĩ thuật.
Phân xưởng InAlk được thiết kế để xử lý C4s từ phân xưởng RFCC với lưu lượng
85 tấn/h.
1.3.1.6. Phân xưởng xử lý lưu hình trong phân đoạn cặn (RHDS)
Phân xưởng RHDS được thiết kế để xử lý lượng cặn từ phân xưởng chưng cất
dầu thô (CDU). Nguyên liệu thường là dòng cặn nóng được cung cấp trực tiếp từ
phân xưởng CDU. Nhưng cũng có thể chấp nhận một phần nguyên liệu lạnh từ
thùng dự trữ.

Hình 1.8: Sơ đồ phân xưởng RHDS.
Phân xưởng RHDS phải có khả năng hoạt động độc lập.Tức là phân xưởng
RHDS vẫn hoạt động một cách bình thường khi một vài hoặc tất cả các phân xưởng
khác trong nhà máy ngừng hoạt động. Điều đó tùy thuộc vào: Lượng hydro sẵn có;
Nguyên liệu sẵn có; Cơ sở vật chất sẵn có (bao gồm amin).
Toàn bộ sản phẩm cặn của phân xưởng RHDS đưa thùng dự trữ nguyên liệu
cho phân xưởng RFCC.Ngoài ra, nhà cung cấp cũng cho phép toàn bộ hoặc một
19


phần sản phẩm cặn (lạnh) được đưa trực tiếp đến phân xưởng RFCC.
Phân xưởng RHDS sản xuất các dòng sản phẩm sau:
• Cặn khí quyển đã được khử lưu huỳnh được đưa đến phân xưởng RFCC.

• Dòng LPG đã được xử lý bằng amin. Dòng LPG này sẽ được xử lý tiếp tục
bằng xút để loại mercaptan sau đó được đưa đến tháp tách riêng propane và
butane.
Sau khi đã được loại bỏ mercaptan, dòng LPG sẽ được tách ra. Một dòng
C3 được đưa đi làm nguyên liệu cho xưởng thu hồi propylene (PRU) để sản
xuất propylene, C4s được đưa đến phân xưởng InAlk, và một dòng C 3 sẽ
được đưa đi phối trộn LPG thương phẩm.
• Gasoline nhẹ (LFG) được đưa đến bồn chứa sau khi đã qua xử lý bằng xút.
• Gasoline nặng (HFG) được đưa trực tiếp đến bồn chứa.
• LCO được đưa đi làm nguyên liệu cho phân xưởng GOHDS hoặc được đưa
đi phối trộn FO.
• CLO được đưa đi phối trộn FO.
• Phân xưởng RFCC cũng sản xuất ra những dòng sản phẩm phụ sau: Off-gas
được đưa đi làm fuel gas làm nhiên liệu đốt; Nước chua được đưa đi khử
chua.

21


Phân xưởng RFCC được thiết kế để xử lý 10914 tấn/ngày cặn của phân xưởng
RHDS. Cả hai chế độ max propylene và max gasoline đều có thể vận hành với công
suất trên.
1.3.2. Các phân xưởng trong quá trình hóa dầu
1.3.2.1. Phân xưởng BTX (the naphtha and aromatic complex)
Phân xưởng BTX bao gồm các xưởng sau:
• Naphta hydrotreater
• Penex
• CCR
• Xylenes fractionation
• Tatoray

Phân xưởng BTX được thiết kế để xử lý nguyên liệu naphta sản xuất benzene
và paraxylene có độ tinh khiết cao để xuất khẩu và dòng isomerat thích hợp
cho việc phối trộn xăng.
Xưởng CCR của phân xưởng sản xuất hydro có độ tinh khiết 99.9% để
chuyển đến các máy nén và đến hệ thống phân phối để sử dụng trong nhà
máy.LPG từ CCR sẽ được đưa đến tháp loại etan của phân xưởng LPGRU để
xử lý.
Về mặt thiết kế, phân xưởng BTX tối đa hóa sản xuất paraxylene để tăng
thêm lợi nhuận. Benzen được coi là sản phẩm phụ trong quá trình sản xuất
paraxylene, là ưu tiên thứ hai.
Isomerat là sản phẩm không mong muốn, lượng isomerat được tạo ra càng
giảm sẽ càng có lợi cho việc sản xuất paraxylene và benzene.
Sản xuất heavy aromatic cũng cần được giảm đến mức tối thiểu để tăng thêm
sản lượng paraxylene và benzene.

Hai sản phẩm chính mang tính kinh tế cao là benzene và paraxylene. Phân
xưởng tạo ra các sản phẩm sau có chất lượng phù hợp đem đi phối trộn để đáp ứng
các yêu cầu kĩ thuật của xăng:
+ Isomerat từ xưởng Penex.
+ Toluen từ xưởng Toluene-benzen fractionation.
+Dòng A9 từ đỉnh tháp tách heavy aromatic
23


Chương 2
Tổng quan về bồn bể chứa dầu khí
2.1. Nạp và bảo quản sản phẩm trong bể chứa
2.1.1. Thiết bị nạp và bảo quản hydrocacbon
Hình dạng và các kiểu khác nhau của bể chứa là khả dụng cho việc dự trữ bảo
quản propan, butan, xăng, và các sản phẩm hydrocacbon khác. Thiết bị có thể được

kinh tế, thi công, người ta có các loại hình bể thích hợp. Việc phân loại bể chủ yếu
căn cứ vào hình dáng và áp lực của nó.
Theo hình dáng của bể gồm có:
- Bể chứa hình trụ (trụ đứng, trụ ngang).
- Bể hình cầu, hình giọt nước, …
25