Báo cáo kiến tập tốt nghiệp Tổng quan nhà máy lọc dầu Dung Quất

SPM bao gồm: thân phao, xích neo, PLEM (Pipeline end manifold), ống mềm, ống dẫn dầu thô nằm dưới đáy biển kết nối PLEM với bờ. SPM được thiết kế để tiếp nhận dầu thô từ tàu chở dầu và chuyển đến Khu bể chứa dầu thô và không được thiết kế để xuất bất kỳ sản phẩm nào. SPM nằm trong vịnh Việt Thành cách Nhà máy khoảng 3 km về phía Đông được thiết kế để tiếp nhận các tàu chở dầu có tải trọng từ 80.000 đến 110.000 DWT. Thời gian dừng hoạt động hàng năm do gió bão ước tính vào khoảng 50 ngày.

doc40 trang | Chia sẻ: toanphat99 | Ngày: 22/07/2016 | Lượt xem: 1604 | Lượt tải: 1download
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Báo cáo kiến tập tốt nghiệp Tổng quan nhà máy lọc dầu Dung Quất, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
/1996. Tuy nhiên, kết quả của Luận chứng nghiên cứu khả thi chi tiết cho thấy dự án - với các thông số theo hướng dẫn của đầu bài - đòi hỏi vốn đầu tư cao, không thỏa mãn hiệu quả kinh tế và tiểm ẩn khó khăn trong vi ệc thu xếp tài chính. Phía nước ngoài đề nghị Chính phủ Việt Nam hỗ trợ bằng cách cho phép dự án được hưởng một số ưu tiên, ưu đãi không nằm trong quy định của đầu bài hướng dẫn.Thực chất của các đề nghị này là sự đòi hỏi Chính phủ Việt Nam phải ưu đãi đặc biệt về thuế, bù lỗ cho dự án và cho phép phía nước ngoài tham gia thị trường phân phối sản phẩm.Đề nghị này không có lợi cho phía Việt Nam nên đã không được Chính phủ ta phê chuẩn.Vì lý do đó, năm 1996 phía đối tác nước ngoài xin rút khỏi dự án. 1.2.3 Giai đoạn từ 1997 đến 1998: Thực hiện phương án tự đầu tư theo Quyết định 514/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ. Sau khi các đối tác nước ngoài rút khỏi dự án, theo chỉ đạo của Chính phủ, Tổng công ty dầu khí Việt Nam tiếp tục lập Luận chứng nghiên cứu khả thi chi tiết Dự án NMLD số I theo phương án Việt Nam tự đầu tư . Luận chứng nghiên cứu khả thi được thực hiện trong thời gian từ tháng 01/1997 đến hết tháng 3/1997 với sự tham gia của Bộ Kế hoạch và Đầu tư, Bộ Giao thông - Vận tải, Bộ Xây dựng, Bộ Tài chính, Bộ Khoa học - Công Nghệ & Môi trường, Bộ Quốc phòng, Bộ Công nghiệp, Văn phòng Chính phủ và UBND tỉnh Quảng Ngãi. 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 d ầu khí Việt Nam đã thuê Công ty Foster Wheeler Energy Limited (Anh) và UOP (Mỹ) làm tư v ấn trong quá trình xây dựng Luận chứng. Trên cơ sở xem xét Luận chứng nghiên cứu khả thi và các ý kiến của các công ty tư vấn, ngày 10/7/1997 Thủ tướng Chính phủ đã ra Quyết định 514/QĐ-TTg phê duyệt d ự án Nhà máy lọc dầu số I - Dung Quất theo hình th ức Việt Nam tự đầu tư với công suất chế biến 6,5 triệu tấn dầu thô/năm, tổng vốn đầu tư 1,5 tỷ USD, bao gồm cả chi phí tài chính . Tổng Công ty dầu khí Việt Nam được Chính phủ giao làm Chủ đầu tư của dự án. Ngay sau khi có Quyết định 514/QĐ-TTg, Tổng công ty dầu khí Việt Nam đã thành lập Ban QLDA NMLD số I để thay mặt Chủ đầu tư triển khai dự án. Một số công việc đã được Ban QLDA NMLD số I khẩn trương triển khai như thuê tư vấn khảo sát địa hình, địa chất mặt bằng xây dựng nhà máy; lập hồ sơ mời thầu lựa chọn nhà bản quyền công nghệ; tổ chức đấu thầu lựa chọn tư vấn quản lý dự án; t hực hiện các công trình xây dựng cơ bản như Bến cảng số 1, đường giao thông, chuẩn bị mặt bằng vv. Ngày 08/01/1998, Lễ động thổ khởi công xây dựng Nhà máy lọc dầu số I đã được tiến hành tại xã Bình Trị, huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi. Đây là một dự án trọng điểm của quốc gia, lần đầu tiên được thực hiện tại Việt Nam, có yêu cầu về kỹ thuật công nghệ hiện đại và phức tạp, vốn đầu tư rất lớn, vì vậy trong quá trình triển khai dự án, Chính ph ủ vẫn chủ trương chỉ đạo Tổng Công ty dầu khí Việt Nam tiếp tục tìm kiếm sự hợp tác đầu tư của nước ngoài. Năm 1998, trong lúc chúng ta đang triển khai dự án thì cuộc khủng hoảng kinh tế khu vực Châu Á diễn ra nhanh trên diện rộng với những ảnh hưởng rất nghiêm trọng đến nền kinh tế của một số nước trong khu vực. Việt Nam tuy không bị ảnh hưởng nhiều song khả năng huy động vốn để thực hiện dự án xây dựng NMLD số I đã có d ự báo sẽ gặp khó khăn. Trước tình hình đó, Chính phủ đã quyết định chọn đối tác nước ngoài để đầu tư thực hiện dự án theo hình thức liên doanh. 1.2.4 Giai đoạn từ 1999 đến 2003: Hợp tác với Nga thành lập Công ty Liên doanh NMLD Việt – Nga (Vietross) để triển khai dự án theo hình thức liên doanh với tỷ lệ góp vốn 50/50. Như trên đã đề cập, cuộc khủng hoảng tài chính trầm trọng trong khu vực Châu Á đã có những tác động xấu đến việc huy động vốn để thực hiện dự án xây dựng NMLD Dung Quất . Ngoài 600tr USD thu đư ợc từ phần lợi nhuận của ta tại Liên doanh Vietsovpetro trong thời gian 4 năm trước mà Chính phủ cho phép Tổng công ty dầu khí Việt Nam giữ lại để đầu tư vào dự án thì việc thu xếp khoản tài chính còn lại là quá lớn và khó có thể thực hiện được. Trước tình hình đó, phương án Liên doanh với Nga để hợp tác xây dựng và vận hành Nhà máy Lọc dầu số 1 tại Dung Quất được xúc tiến. Ngày 25/8/1998, Chính phủ Việt Nam và Chính phủ Liên bang Nga đã ký Hiệp định Liên Chính phủ về việc xây dựng, vận hành Nhà máy lọc dầu số I tại Dung Quất. Theo đó, ta và bạn thống nhất giao cho Tổng công ty dầu khí Việt Nam(Petrovietnam) và Liên đoàn kinh tế hải ngoại n hà nước Liên bang Nga ( Zarubezhneft) làm Ch ủ đầu tư của dự án. Ngày 19/11/1998, hai phía đ ã thỏa thuận thành lập Liên doanh xây dựng và vận hành NMLD để trực tiếp thực hiện công tác quản lý xây dựng và vận hành Nhà máy lọc dầu Dung Quất. Thời gian hoạt động của Liên doanh dự kiến là 25 năm. Ngày 28/12/1998, Công ty Liên doanh Nhà máy lọc dầu Việt - Nga (Vietross) chính thức được thành lập theo Giấy phép đầu tư số 2097/GP –KHĐT của Bộ Kế hoạch và Đầu tư nước CHXHCN Việt Nam. Theo Quyết định 560/CP -DK ngày 21/6/2001 của Chính phủ, tổng mức đầu tư cho dự án là 1,297 tỷ USD, không bao gồm phí tài chính. Trong đó vốn pháp định là 800 triệu USD, chưa tính chi phí lãi vay trong thời gian xây dựn g và một số khoản chi phí của chủ đầu tư, chi phí bảo hiểm, chi phí xây dựng cảng, chi phí thuê đất và một số hạng mục chưa đầu tư. Tỷ lệ góp vốn của hai phía Việt Nam và Liên bang Nga là 50/50. Việc liên doanh với Nga đã giải quyết được hai vấn đề lớn đó là kêu gọi được nguồn vốn đầu tư và huy động được các chuyên gia có kinh nghiệm để thực hiện dự án. Trong giai đoạn Liên doanh, dự án NMLD Dung Quất được chia làm 8 gói thầu, trong đó có 7 gói thầu EPC (thiết kế, mua sắm, xây lắp) và 1 gói th ầu san lấp mặt bằng nhà máy. - Gói th ầu EPC số 1: Các phân xưởng công nghệ, năng lượng phụ trợ trong hàng rào nhà máy. - Gói thầu EPC số 2 : Khu bể chứa dầu thô. - Gói thầu EPC số 3 : Hệ thống ống dẫn sản phẩm, khu bể chứa sản phẩm, các bến xuất đường biển và đường bộ. - Gói thầu EPC số 4 : Hệ thống nhập dầu thô, gồm phao rót d ầu một điểm neo (SPM) và hệ thống ống ngầm dẫn dầu thô đến khu bể chứa dầu thô. - Gói thầu EPC số 5A : Đê chắn sóng bảo vệ bến xuất sản phẩm. - Gói thầu EPC số 5B : Bến xuất sản phẩm bằng đường biển. - Gói thầu số 6 : San lấp mặt bằng nhà máy. - Gói thầu EPC số 7 : Khu nhà hành chính, điều hành. Công ty Liên doanh Vietross đ ã tiến hành đấu thầu, đàm phán và ký kết và triển khai 7/8 gói thầu, trừ gói thầu EPC 1 - Gói th ầu quan trọng nhất của dự án . Liên doanh cũng đã thu xếp đủ vốn cho dự án từ nguồn tín dụng của hai phía, đồng thời hoàn thành được một số hạng mục xây dựng cơ bản, ổn định cơ sở vật chất, phương tiện và các điều kiện làm việc của CBCNV; t hiết lập cơ cấu tổ chức, bộ máy nhân sự, điều hành; ban hành các nội quy, quy trình và quy chế hoạt động v v. Trong quá trình Công ty Liên doanh Vietross đàm phán hợp đồng EPC 1 với Tổ hợp nhà thầu Technip (Pháp)/ JGC (Nhật Bản)/ Tecnicas Reunidas (Tây Ban Nha), có những vấn đề phức tạp nảy sinh khiến cho tiến độ công việc kéo dài. Hai bên trong Liên doanh không đạt được sự đồng thuận đối với một số vấn đề quan trọng như việc thuê tư vấn quản lý dự án, quyết định sử dụng các nhà thầu phụ, các nhà cung cấp thiết bị, phương án phân phối sản phẩm và một số giải pháp hoàn thiện cấu hình công nghệ, nâng cao chất lượng và chủng loại sản phẩm của nhà máy vv. Do vậy hai bên đã đề nghị Chính phủ hai nước quyết định chấm dứt Liên doanh. Phía Nga chấp thuận phương án rút khỏi dự án để chuyển giao lại toàn bộ quyền lợi và nghĩa vụ của mình trong Liên doanh sang phía Việt Nam. Ngày 25/12/2002, Phái đoàn liên Chính phủ hai nước Việt Nam và Liên bang Nga đã ký Nghị định thư thỏa thuận chuyển quyền chủ đ ầu tư dự án Nhà máy lọc dầu Dung Quất sang phía Việt Nam. Ngày 05/01/2003, Bộ Công Sản Nga, Zarubezhneft và Petrovietnam đã ký biên b ản chuyển giao toàn bộ nghĩa vụ và trách nhiệm tham gia Liên doanh Vietross của phía Nga hoàn toàn sang phía Việt Nam. Công ty liên doanh Vietross chấm dứt hoạt động. Giai đoạn từ 2003 đến nay: Trở lại hình thức tự đầu tư và triển khai xây dựng Nhà máy theo Quyết định 546/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ. Sau khi phía Nga rút khỏi Liên doanh Vieross, dự án xây dựng NMLD Dung Quất trở lại với phương án tự đầu tư. Chính phủ đã giao cho Tổng công ty dầu khí Việt Nam tiếp tục triển khai thực hiện dự án Nhà máy lọc dầu Dung Quất theo những nội dung Quyết định số 514/QĐ-TTg ngày 10/7/1997 của Thủ tướng Chính phủ . Ngày 12 tháng 02 năm 2003, Tổng công ty dầu khí Việt Nam đã thành lập Ban QLDA NMLD Dung Quất để triển khai dự án xây dựng NMLD theo phương án Việt Nam tự đầu tư. Từ quý II năm 2003 đến nay, Ban QLDA NMLD Dung Quất đã tập trung thực hiện những nhiệm vụ quan trọng chủ yếu như giải quyết các vấn đề pháp lý sau khi chấm dứt Liên doanh, ổn định bộ máy tổ chức và tư tưởng của CBCNV; ký kết hợp đồng Tư vấn quản lý dự án (PMC); đàm phán, ký kết và triển khai Hợp đồng phát triển thiết kế tổng thể (FDC) nhằm điều chỉnh cơ cấu sản phẩm, kết nối các gói thầu EPC để giao cho một tổ hợp nhà thầu duy nhất thiết kế, mua sắm, lắp đặt và vận hành đồng bộ nhà máy. Lập tổng dự toán của dự án; đàm phán, ký kết và triển khai các hợp đồng EPC 1+2+3+4; tập trung giải quyết những phát sinh, vướng mắc về kỹ thuật, công nghệ và tài chính của các gói thầu EPC 5A, EPC 5B, EPC 7; lập kế hoạch đào tạo tổng thể và chuẩn bị vận hành nhà máy vv. Trong quá trình ti ếp tục triển khai dự án, nhận thấy cơ cấu sản phẩm theo thiết kế cũ trước đây có xăng Mogas 83 và dầu Diesel công nghiệp - là nh ững loại sản phẩm không còn phù hợp với qui định mới của Nhà nước về tiêu chuẩn chất lượng sản phẩm xăng dầu - nên Ban QLDA đ ã đề xuất phương án bổ sung 2 phân xưởng công nghệ xử lý LCO bằng Hyđrô và Izome hóa vào cấu hình nhà máy. Với phương án này, nhà máy sẽ loại bỏ xăng Mogas 83 và dầu Diesel công nghiệp khỏi cơ cấu sản phẩm để sản xuất xăng Mogas 90/92/95 và dầu Diesel ôtô chất lượng cao, đảm bảo tiêu chuẩn qui định về chỉ tiêu chất lượng sản phẩm và đáp ứng nhu cầu của thị trường xăng dầu quốc tế. Do bổ sung hai phân xưởng công nghệ nói trên vào cấu hình nhà máy, thiết kế tổng thể FEED do Tư vấn Foster Wheeler lập trước đây cần phải điều chỉnh và phát triển cho phù hợp. Trước yêu cầu đó, Thủ tướng Chính phủ đã cho phép Petrovietnam chỉ định lựa chọn nhà thầu phát triển thiết kế tổng thể và lập lại T ổng dự toán của nhà máy. Ngày 18/02/2004, HĐQT Tổng công ty Dầu khí Việt Nam đã phê duyệt Hợp đồng phát triển thiết kế tổng thể ( FDC) được ký giữa Petrovi etnam và Tổ hợp Nhà thầu Technip. Để đảm bảo công tác quản lý, giám sát dự án trong điều kiện ta chưa có kinh nghiệm về xây dựng NMLD, Chính phủ cho phép Petrovietnam ký hợp đồng tư vấn quản lý, giám sát và vận hành chạy thử NMLD Dung Quất. Ngày 24/10/2003, Hợp đồng PMC (Tư vấn quản lý, giám sát, vận hành thử nhà máy) đã được Petrovietnam ký kết với Công ty Stone & Webster (Vương quốc Anh). Ngày 17/5/2005 Hợp đồng EPC 1+4 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 ). Ngày 25/6/2005, Hợp đồng EPC 1+4 bắt đầu có hiệu lực. Ngày 24/8/2005, Hợp đồn g 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. Hợp đồng EPC 2+3 được các bên thỏa thuận coi như một phụ lục của Hợp đồng EPC 1+4. Ngày 21/9/2005 hợp đồng EPC 2+3 có hiệu lực. Trước đó, ngày 17/6/2005 Thủ tướng Chính phủ ra Quyết định số 546/QĐ -TTg về việc điều chỉnh Dự án đầu tư NMLD Dung Quất. 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. 1.3 GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT 1.3.1 Địa điểm và diện tích sử dụng: Địa điểm: Đặt tại Khu kinh tế Dung Quất, thuộc địa bàn các xã Bình Thuận và Bình Trị, huyện Bình Sơn, tỉnh Quảng Ngãi. Diện tích sử dụng: Mặt đất khoảng 338 ha; mặt biển khoảng 71 ha. Trong đó: - Khu nhà máy chính = 110 ha - Khu bể chứa dầu thô = 42 ha - Khu bể chứa sản phẩm = 43,83 ha - Khu tuyến dẫn dầu thô, cấp và xả nước biển = 17 ha - Tuyến ống dẫn sản phẩm = 77,46 ha - Cảng xuất sản phẩm = 135 ha - Hệ thống phao rót dầu không bến, tuyến ống ngầm dưới biển và khu vực vòng quay tàu = 336 ha 1.3.2 Sơ đồ vị trí nhà máy: Mặt bằng dự án gồm có 4 khu vực chính: các phân xưởng công nghệ và phụ trợ; 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. Hình1. 1 : Sơ đồ vị trí nhà máy lọc dầu số I Dung Quất 1.3.3 Công suất chế biến và nguyên liệu: Công suất chế biến: 6,5 triệu tấn dầu thô/năm; tương đương 148.000 thùng/ngày). Nguyên liệu: 100% dầu thô Bạch Hổ (Việt Nam) hoặc dầu thô hỗn hợp (85% dầu thô Bạch Hổ + 15% dầu chua Dubai). Công suất 6, 5 triệu tấn dầu thô/năm Vốn đầu tư 2,5 tỷ USD Chủ đầu tư 100% vốn PetroVietnam Địa điểm Dung Quất – Tỉnh Quảng Ngãi Nguyên liệu Giai đoạn I – dầu thô Bạch Hổ Giai đoạn II- dầu phối trộn (Bạch Hổ/Trung Đông = 85/15) Kế hoạch Bắt đầu có sản phẩm vào tháng 02/2009 Nhà thầu EPC Technip (Pháp)/JGC (Nhật)/Technica Reunidas (Tây Ban Nha) 1.3.4 Cấu hình nhà máy: Sau khi thực hiện hợp đồng phát triển thiết kế tổng thể (FDC), cấu hình nhà máy được thay đổi cơ bản như sau: Giữ nguyên các phân xưởng công nghệ cũ nhưng hiệu chỉnh về công suất và thay đổi vị trí lắp đặt cho phù hợp với việc bổ sung 02 phân xưởng mới. Bổ sung thêm hai phân xưởng công nghệ mới là: - Phân xưởng đồng phân hóa Naphtha nhẹ (Isome hóa). - Phân xưởng xử lý phân đoạn trung bình (LCO) bằng Hydro. Hiệu chỉnh công suất của 15/22 phân xưởng công nghệ và phụ trợ cũ. Nâng dung tích chứa khu bể chứa trung gian từ 186,5 lên 336,7 nghìn m3. Tăng dung tích xây lắp khu bể chứa dầu thô từ 448,4 lên 502,6 nghìn m3. Tăng dung tích làm việc của khu bể chứa sản phẩm từ 397,0 lên 403,8 nghìn m3. Nâng cấp và bổ sung hệ thống điểu khiển hiện đại và tiên tiến nhất cho nhà máy. Bố trí lại mặt bằng nhà máy phù hợp với thiết kế mới nhằm nâng cao hiệu quả vận hành. Hình1. 2 : Sơ đồ công nghệ của nhà máy lọc dầu Dung Quất Cơ cấu sản phẩm: Tên sản phẩm (Nghìn tấn/năm) Propylene 110 - 150 LPG 280 - 300 Xăng Mogas 90/92/95 2000 - 2500 Dầu hỏa/nhiên liệu phản lực Jet A1 400 - 410 Diesel ôtô 2500 - 3000 Dầu nhiên liệu (FO) 300 - 350 Nhiên liệu cho nhà máy 470 - 490 Việc chỉnh sửa thiết kế tổng thể đã cho phép nhà máy sản xuất ra cơ cấu sản phẩm mới có chất lượng cao hơn, đón đầu và cạnh tranh được với thị trường xăng dầu trong khu vực cũng như thế giới. 1.3.6 Tiến độ tổng thể: Tổng thời gian thực hiện dự án: 44 tháng tính từ ngày hợp đồng EPC 1+4 có hiệu lực đến thời điểm ký nghiê m thu sơ bộ dự án (25/6/2005 - 25/02/2009); trong đó: - Giai đoạn thiết kế, mua sắm và hoàn thiện xây lắp cơ khí: 36 tháng; - Giai đoạn chạy thử, chạy nghiệm thu: 08 tháng. 1.4 KHÁI QUÁT VỀ CÁC GÓI THẦU EPC CỦA DỰ ÁN: 1.4.1 Gói thầu EPC 1+2+3+4, do Tổ hợp Nhà thầu Technip thực hiện: Đây là hợp đồng lớn nhất và quan trọng nhât của dự án, chiếm trên 80% tổng mức đầu tư của cả nhà máy. Gói thầu EPC 1+2+3+4 được điều chỉnh, phát triển và kết nối lại từ 4 gói thầu chính EPC 1, EPC 2, EPC 3 và EPC 4 theo thiết kế của thời kỳ liên doanh với Nga trước đây nhằm đảm bảo tính đồng bộ và hiệu quả của nhà máy. Gói thầu này do Tổ hợp Nhà thầu Technip bao gồm các 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. Tổng công ty LILAMA của Việt Nam là Nhà thầu phụ chỉ định của gói thầu này. Công việc của Tổ hợp Technip trong Hợp đồng EPC 1+2+3+4 là thiết kế chi tiết, mua sắm vật tư thiết bị, xây dựng và lắp đặt, chạy thử, chạy nghiệm thu và chuyển giao nhà máy cho ch ủ đ ầu tư vận hành đồng bộ nhà máy. Phạm vi tiến hành của gói thầu EPC 1+2+3+4 bao gồm: Các phân xưởng công nghệ và phụ trợ , các hạng mục công trình khác trong phạm vi hàng r ào nhà máy; hệ thống phao rót dầu không bến và tuyến ống dẫn dầu thô; khu bể chứa sản phẩm, tuyến ống dẫn sản phẩm từ nhà máy lọc dầu đến khu bể chứa sản phẩm, từ khu bể chứa sản phẩm đến khu cảng xuất và các hạng mục xuất sản phẩm bằng đường bộ và đường biển. Bên cạnh đó, Tổ hợp Technip còn có trách nhiệm thực hiện một phần công tác đào tạo đội ngũ vận hành và bảo dưỡng nhà máy cho chủ đầu tư, cung cấp các vật tư, hóa phẩm, phụ tùng thay thế trong những năm đầu vận hành nhà máy. Để thực hiện các công việc liên quan đến thiết kế chi tiết, đặt hàng mua sắm vật tư, thiết bị của gói thầu, từ tháng 6/2005 Tổ hợp Technip đã tổ chức 4 trung tâm điều hành và thiết kế tại Paris (Pháp), Yokohama (Nhật Bản), Kuala Lumpur (Malaysia) và Madrid (Tây Ban Nha). Theo kế hoạch tổ chức thi công của Tổ hợp nhà thầu, dự kiến số lượng các kỹ sư, chuyên gia và công nhân kỹ thuật tham gia trực tiếp vào G ói thầu EPC 1+2+3+4 là rất lớn, đặc biệt vào giai đoạn cao điểm, phần việc 1+4 cần khoảng 10.000 người, phần việc 2+3 cần khoảng 5000 người. Riêng số chuyên gia giám sát của các nhà thầu phụ 1+4 cần khoảng 1600 người và 2+3 cần khoảng 900 người. Số chuyên gia giám sát của nhà thầu chính cho phần việc 1+4 cần khoảng 400 người và 2+3 cần khoảng 200 người. Hợp đồng EPC 1+4 có hiệu lực từ ngày 25/6/2005 và hoàn thành vào ngày 25/02/2009. Hợp đồng EPC 2+3 có hiệu lực từ ngày 25/9/2005 và hoàn thành vào ngày 25/12/2008. 1.4.2 Gói thầu EPC 5A - Đê chắn sóng, do Công ty Lũng Lô làm tổng thầu: Đê chắn sóng là hạng mục công trình nằm trong dự án NMLD Dung Quất. Đê được xây dựng tại vịnh Dung Quất nhằm ngăn sóng, bảo vệ khu Cảng xuất sản phẩm (gói thầu EPC 5B) của NMLD. Việc xây dựng đê chắn sóng còn có tác dụng tạo ra sự ổn định về mặt nước của toàn bộ khu vực vịnh Dung Quất, đảm bảo hoạt động của các hạng mục như bến số 1 của Cảng công vụ, các bến của Cảng tổng hợp Dung Quất , Cảng chuyên dùng cho công nghiệp nặng và các công trình khác trong vịnh. - Chiều dài toàn đê: 1.557 m (phần đỉnh đê). - Chiều rộng trung bình của đê: 11 m. - Chiều cao đê: Phần tiếp giáp với bờ là +10 m và phần đỉnh đê là +11 m. - Mái dốc đê: Độ dốc 4/3. - Thân trong của đê : Đá các loại theo tiêu chuẩn quy định. - Thân ngoài đê : Phủ bằng khối Accropode. Công trình đê chắn sóng được Công ty Liên doanh Vietross ký hợp đồng vào ngày 17/02/2001 với tổ hợp các nhà thầu do Công ty Lũng Lô (Bộ Tư lệnh Công Binh) đứng đầu . Các nhà thầu phụ tham gia gồm Tổng Công ty Xây dựng & Phát triển hạ tầng (LICOGI), Tổng Công ty Xây d ựng Thăng Long và Công ty Thiết kế - Xây dựng Dầu khí (PVECC). Hợp đồng có hiệu lực từ ngày 09/3/2001 và dự kiến công trình sẽ được hoàn thành sau 28 tháng. Tuy nhiên, sau khi thi công được hơn 500 mét đê đ ầu tiên, quá trình khảo sát địa chất bổ sung đã phát hiện nền đất yếu dưới đê nên việc thi công đã tạm ngừng để tìm biện pháp xử lý. Quá trình ngưng trệ công trình này đã kéo dài cho đến năm 2005 v ì nhiều nguyên nhân trong đó có nguyên nhân đổi phương thức đầu tư của dự án và giải quyết tính pháp lý của việc phát sinh nền đất yếu trong hợp đồng. Đầu năm 2005, chủ đầu tư và Nhà thầu Lũng Lô đã tiến hành cho đấu thầu để chọn nhà thầu phụ xử lý nề n đ ất yếu. Nhà thầu Ballast Ham Dredging (Hà Lan) đã trúng thầu và tiến hành khảo sát, thiết kế chi tiết hạng mục xử lý nền đất yếu của đê chắn sóng. Ngày 11/3/2005, Hợp đồng gói thầu xử lý nền đất yếu của Đê chắn sóng được ký kết giữa Nhà thầu chính Lũng Lô và Nhà thầu phụ Ballast Ham Dredging (Hà Lan), thời gian thi công là 7 tháng. Từ tháng 3/2005 đến tháng 10/2005, Nhà thầu phụ Ballast Ham Dredging (Hà Lan) đã tiến hành nạo vét trên 1.125.000 m3 đất yếu dưới thân đê và đổ cát, đá theo yêu cầu thiết kế vào các mặt cắt đồng thời đầm nén đảm bảo các tiêu chuẩn về kỹ thuật của nền đê. Ngày 14/10/2005 Nhà thầu BHD đã hoàn thành công tác xử lý nền đất yếu của đê chắn sóng. Ngày 21/10/2005 Ban QLDA NMLD Dung Quất cùng với Liên danh Nhà thầu 5A, Nhà thầu phụ Ballast Ham Dregding và các bên liên quan đã nghi ệm thu hạng mục xử lý nền đất yếu của đê chắn sóng và bàn giao cho Liên danh Nhà thầu 5A tiếp tục thi công phần thân đê. Theo tiến độ, gói thầu EPC 5A sẽ được hoàn thành vào tháng 10 năm 2007. 1.4.3 Gói thầu EPC 5B - Cảng xuất sản phẩm, do liên danh nhà thầu Cienco1 và các nhà thầu phụ thực hiện : Gói thầu EPC 5B là hệ thống kết cấu cọc và sàn để nâng đỡ hệ thống ống công nghệ, các cần xuât sản phẩm, thiết bị điện và tự động hóa của cảng xuất sản phẩm. Đây là một gói thầu có tính chất quan trọng vì hạng mục này có giao diện trực tiếp với Gói EPC 1+2+3+4. Các hạng mục công trình thuộc gói thầu EPC 5B được bố trí nằm trong khu vực vịnh Dung Quất sát với phía trong của thân đê chắn sóng, có diện tích sử dụng khoảng 135 ha gồm mặt đất và mặt biển với quy mô như sau: - Hai bến xuất (số 1 và số 2) cho phép tiếp nhận tàu có trọng tải từ 15.000 tấn đến 30.000 tấn, có thể mở rộng để tiếp nhận tàu có trọng tải lớn nhất là 50.000 tấn. - Bốn bến xuất thành phẩm (số 3, 4, 5 và 6) cho phép tiếp nhận tàu có trọng tải từ 1.000 tấn đến 5.000 tấn, có thể mở rộng để tiếp nhận tàu 30.000 tấn. - Hệ thống cầu dẫn ra các bến gồm các trụ cầu dẫn đỡ tuyến ống và một đường công vụ. - Tuyến luồng dẫn vào bến và vũng quay tàu. Gói thầu EPC 5B được Công ty Liên doanh Vietross ký hợp đồng với Tổng Công ty XDCT Giao thông 6 (CIENCO 6) và Tổng Công ty XDCT Giao thông 1 (CIENCO 1) và Công ty Tedi South trong đó CIENCO 6 là nhà thầu đứng đầu. Thời gian thi công công trình là 25 tháng bắt đầu từ ngày 01/11/2001. Trong quá trình đóng thử cọc, nhà thầu đã phát hiện các số liệu địa chất thực tế khác với số liệu khảo sát ban đầu. Một số cọc thép đã không thể đóng được vì gặp phải đá gốc, vì vậy tiêu chuẩn cọc ống thép cũng phải thay đổi từ BS EN 10113, BS EN 10155 sang tiêu chuẩn ASTM A252 Grade 3. Bên cạnh đó, số lượng cọc cũng phát sinh nhiều so với dự kiến ban đầu của hợp đồng EPC đã được ký kết. Tháng 7/2003, việc thử tĩnh 05 cọc trong số 14 cọc thử do điều kiện thi công trên biển thường xuyên gặp sóng gió lớn nên n hà thầu đã bị sập giàn thử 2 lần , công việc của gói thầu tạm ngừng lại. Công tác thiết kế chi tiết cũng bị chậm trễ do việc phát triển thiết kế tổng thể của dự án (FEED) đã làm thay đổi các yêu cầu công nghệ của gói thầu. Liên danh các nhà thầu của hợp đồng EPC 5B không đủ năng lực để xử lý các vấn đề của gói thầu, vì vậy đầu tháng 9/2005, Chủ đầu tư và Liên danh các nhà thầu 5B đã tiến hành cho đấu thầu để chọn nhà thầu phụ khoan và hạ cọc ống thép vào đá gốc và nhà thầu phụ cung cấp cọc ống thép theo tiêu chuẩn mới. Ngày 27/09/2005, Liên danh Nhà thầu EPC 5B đã ký hợp đồng với Nhà thầu phụ Spindo (Indonesia) để cung cấp cọc ống thép. Ngày 24/01/2006, Liên danh Nhà thầu EPC 5B đã ký hợp đồng với Nhà thầu phụ Antara Koh (Singapore) để thực hiện việc khoan và hạ cọc ống thép vào đá gốc. Tháng 02/2006, sau khi thống nhất về tải trọng với Tổ hợp Nhà thầu Technip (Gói EPC 1+2+3+4), Nhà thầu EPC 5B tiếp tục hoàn chỉnh thiết kế chi tiết và triển khai thi công công trình. Theo tiến độ, gói thầu EPC 5B sẽ được hoàn thành vào tháng 6 năm 2007. 1.4.4 Gói thầu EPC7 - Khu nhà hành chính và điều hành, do Nhà thầu COMA thực hiện: Gói thầu EPC 7 nằm phía bắc của khu nhà máy chính, có tổng diện tích khoảng 10 ha, trên cao trình san nền +11m, được quy hoạch trong khu vực không có nguy cơ cháy nổ. Bao gồm các hạng mục nhà hành chính, nhà bảo vệ, trạm y tế, trạm cứu hỏa, gara sửa chữa ôtô, nhà ăn, cửa hàng, nhà giặt là, xưởng bảo trì cơ khí, xưởng bảo trì điện, hệ thống thông tin liên lạc, kho bảo trì , đường giao thông, sân bãi, cây xanh, vườn hoa và các hệ thống kỹ thuật kết nối với khu nhà máy chính. Gói thầu EPC 7 được Công ty Liên doanh Vietross ký hợp đồng với Tổng Công ty cơ khí - xây dựng Hà Nội (COMA) vào ngày 25/10/2001. Thời gian thi công 22,5 tháng, tính từ ngày tổ chức Lễ khởi công (15/11/2001). Sau khi chuyển đổi hình thức đầu tư từ Liên doanh sang Việt Nam tự đầu tư, Hợp đồng EPC 7 cũng bị đình trệ như những hợp đồng khác. Trong quá trình thực hiện , gói thầu EPC 7 đã có một số thay đổi về tiêu chuẩn thép và bê tông trong một số hạng mục công trình , thay đổi dự toán của gói thầu do kéo dài thời gian thực hiện, bổ sung phần điện chiếu sáng ngoài nhà cùng với một số thay đổi về nguyên lý của hệ thống điều hòa không khí . Những thay đổi, bổ sung trên đã được Petrovietnam xem xét và trình các cấp có thẩm quyền phê duyệt . Theo ti ến độ, gói thầu EPC 7 sẽ được hoàn thành vào tháng 02 năm 2007 và chờ kết nối phần điện và tự động hóa với khu nhà máy chính. CHƯƠNG II GIỚI THIỆU KHÁI QUÁT VỀ CÁC PHÂN XƯỞNG CỦA NHÀ MÁY 2.1 CÁC PHÂN XƯỞNG CÔNG NGHỆ 2.1.1 Phân xưởng chưng cất khí quyển, U-011 (CDU) Công suất thiết kế 6,5 triệu tấn dầu thô/năm. Phân xưởng Chưng cất khí quyển có nhiệm vụ phân tách dầu thô nguyên liệu thành các phân đoạn thích hợp cho các quá trình chế biến hạ nguồn trong Nhà máy. Dầu thô sau khi được gia nhiệt tại cụm thu hồi nhiệt được đưa vào tháp chưng cất T - 1101 và phân tách thành: - Khí nhẹ (C4-) được đưa qua cụm thu hồi khí Gas Plant của phân xưởng RFCC để thu hồi LPG - Phân đoạn xăng tổng (Full Range Naphtha) làm nguyên liệu cho phân xưởng Naphtha HydroTreater (NHT) - Phân đoạn Kerosene được đưa sang làm sạch (loại bỏ Mercaptan, H2S, Naphthenic acide) tại phân xưởng Kerosene Treater (KTU), Kerosene thành phẩm được sang bể chứa. Kerosene cũng có thể được sử dụng để phối trộn Diesel Oil (DO) hoặc Fuel Oil (FO) khi cần - Phân đoạn Light Gas Oil (LGO) được trực tiếp đưa đi phối trộn DO. Khi cần, một phần của dòng LGO được đưa sang phân xưởng LCO Hydrotreater. - Phân đoạn Heavy Gas Oil (HGO) được trực tiếp đưa đi phối trộn DO/FO. Khi cần, một phần của dòng HGO được đưa sang phân xưởng LCO Hydrotreater - Cặn chưng cất khí quyển sẽ được đưa sang làm nguyên liệu cho phân xưởng Residue Fluid Catalytic Cracking (RFCC) để cho ra các sản phẩm có giá trị thương mại cao. 2.1.2 Phân xưởng Naphtha Hydrotreater, U-012 (NHT) Phân xưởng được thiết kế bởi Nhà bản quyền UOP, có công suất thiết kế 23.500 BPSD, Phân xưởng xử lý Naphtha bằng Hydro sử dụng thiết bị phản ứng một tầng xúc tác cố định để khử các tạp chất Lưu huỳnh, Nitơ có trong FRN từ phân xưởng CDU, chuẩn bị nguyên liệu cho phân xưởng ISOM và CCR. Naphtha sau khi được xử lý sẽ đi vào tháp phân tách (Naphtha Splitter) cho ra hai sản phẩm: - Light Naphtha (LN) đưa sang phân xưởng Light Naphtha Isomerization Unit – ISOM - Heavy Naphtha (HN) đưa sang phân xưởng Reforming – CCR. Hình 1.3 : Sơ đồ công nghệ phân xưởng NHT 2.1.3 Phân xưởng Reforming, U-013 (Continuous Catalytic Reformer – CCR) Hình 1.4 : Sơ đồ công nghệ phân xưởng CCR Phân xưởng được thiết kế bởi Nhà bản quyền UOP, có công suất thiết kế 21.100 PSD Phân xưởng Reforming sử dụng thiết bị phản ứng lớp xúc tác động để chuyển hóa các Parafin trong nguyên liệu HN t ừ phân xưởng NHT thành hợp chất thơm có chỉ số octane cao làm phối liệu pha trộn xăng. Xúc tác chuyển động liên tục theo chu trình khép kín từ thiết bị phản ứng sang thiết bị tái sinh xúc tác nhờ đó hoạt tính của xúc tác được duy trì. Sản phẩm chính của phân xưởng: - Hydro hình thành từ quá trình thơm hóa Hydrocacbon. CCR đáp ứng toàn bộ nhu cầu Hydro trong nhà máy. - LPG phối trộn với các nguồn LPG khác trước khi được đưa sang bể chứa - Reformate có chỉ số Octane cao, là cấu tử pha trộn xăng có chất lượng cao. 2.1.4 Phân xưởng Isome hóa, U-023 (ISOM) Phân xưởng được thiết kế bởi Nhà bản quyền UOP, có công suất thiết kế 6.500 BPSD Phân xưởng ISOM sử dụng hai thiết bị phản ứng lớp xúc tác cố định để chuyển hóa các Parafin mạch thẳng trong nguyên liệu LN đến từ NHT thành Parafin mạch nhánh có chỉ số Octane cao, cải thiện chất lượng xăng thành phẩm. Sản phẩm chính của phân xưởng: - Isomerate làm cấu tử pha trộn xăng. Phân xưởng xử lý Kerosene, U-014 (KTU) Đây là phân xưởng bản quyền của Merichem, có công suất thiết kế 10.000 BPSD KTU được thiết kế sử dụng kiềm để trích ly, làm giảm hàm lượng Mercaptan, H2S, Naphthenic acide trong dòng Kerosene đến từ CDU đồng thời tách loại toàn bộ nước có trong Kerosene trước khi đưa sang bể chứa. Kerosene thành phẩm phải đạt tiêu chuẩn của Jet A1. Do nhu cầu hiện nay về dầu đốt (KER) là rất nhỏ do đó khi có nhu cầu, Jet A1 sẽ được bán như KER thương phẩm. Ngoài ra một phần Kerosene thành phẩm có thể được sử dụng làm phối liệu cho DO/FO khi cần. Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi, U-015 (RFCC) Hình 1.5 : Sơ đồ công nghệ phân xưởng RFCC Đây là phân xưởng bản quyền của IFP (AXENS) có công suất thiết kế 3.256.000 tấn/năm. RFCC được thiết kế để xử lý dòng nguyên liệu nóng đến trực tiếp từ CDU hoặc dòng nguyên liệu nguội từ bể chứa. Phân xưởng bao gồm một thiết bị phản ứng và hai tầng tái sinh xúc tác (R2R). Xúc tác trong cả ba thiết bị luôn ở trong trạng thái tầng sôi. Ngoài ra còn có các cụm thu hồi nhiệt từ khói thải: CO Boiler/Waste heat Boiler/Economizer; Cụm phân tách sản phẩm và Cụm thu hồi khí (Gas Plant). Sản phẩm chính của cụm phản ứng/phân tách sản phẩm: - Wet gas được đưa sang RFCC Gas Plant để thu hồi LPG - Overhead Distilate được đưa sang RFCC Gas Plant làm chất hấp thụ - Light Cycle Oil (LCO) được đưa sang bể chứa trung gian, làm nguyên liệu cho phân xưởng LCO Hydrotreater - Decant Oil (DCO) làm phối liệu chế biến FO hoặc dầu nhiên liệu cho Nhà máy. 2.1.7 Phân xưởng xử lý LPG, U-016 (LTU) Đây là phân xưởng bản quyền của Merichem, công suất thiết kế 21.000 BPSD LTU được thiết kế sử dụng kiềm để trích ly, làm giảm hàm lượng Mercaptan, H 2S, 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 dòngkiềm 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). Phân xưởng xử lý Naphtha từ RFCC, U-017 (NTU) Đây là phân xưởng bản quyền của Merichem, công suất thiết kế 45.000 BPSDNTU được thiết kế để l oại bỏ các tạp chất của lưu huỳnh (chủ yếu là Mercaptan) và phenol của phân đoạn Naphtha từ RFCC dựa trên nguyên tắc trích ly giữa dòng RFCC Naphtha và dòng kiềm tuần hoàn. Dòng Naphtha sản phẩm được đem đi phối trộn xăng thương phẩm hoặc đưa vào bể chứa trung gian . Kiềm thải được đưa sang phân xưởng trung hòa kiềm thải (CNU). 2.1.9 Phân xưởng xử lý nước chua, U-018 (SWS) Công suất thiết kế 74,2 tấn/h Phân xưởng bao gồm một bình tách sơ bộ và hai tháp chưng cất có nhiệm vụ loại bỏ NH3 và H2S khỏi dòng nước chua thải ra từ các phân xưởng công nghệ trước khi nước thải được đưa đi xử lý ở phân xưởng xử lý nước thải (ETP). Một phần nước chua sản phẩm của phân xưởng SWS được đưa về thiết bị tách muối trong phân xưởng CDU. Khí chua được đưa về phân xưởng thu hồi lưu huỳnh. Khí chua từ bình tách sơ bộ được đưa đi đốt tại đuốc đốt khí chua. 2.1.10 Phân xưởng tái sinh amine, U-019 (ARU) Công suất thiết kế 101m3/h Phân xưởng được thiết kế để l oại bỏ khí chua khỏi dòng Amine bẩn từ phân xưởng RFCCvà LCO HDT. Amine bẩn được đưa vào bình ổn định, tại đây xảy ra quá trình tách loại Hydrocacbon lỏng khí, trước khi vào tháp tái sinh .Sau khi được loại bỏ khí chua amine được đưa trở lại các tháp hấp thụ trong phân 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. 2.1.11 Phân xưởng trung hòa kiềm thải, U-020 (CNU) Đây là phân xưởng bản quyền của Merichem, công suất thiết kế 1,5m3/h, làm việc gián đoạn do phải xử lý 2 nguồn nguyên liệu có tính chất khác nhau : - Phenolic Caustic từ NTU và ETP (gián đoạn) - Naphthenic Caustic từ LCO HDT, KTU, LTU và alkaline water từ NHT 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. 2.1.12 Phân xưởng thu hồi Propylene, U-021 (PRU) Công suất thiết kế 77.240 kg/h. Phân xưởng PRU được thiết kế để phân tách 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). Phân xưởng gồm có ba tháp chưng cất : - Tháp tách C3/C4 - Tháp tách C2/C3 - Tháp tách Propane/Propylene Sau đó Propylene còn được làm sạch để tách loại các tạp chất : Carbonyl Sulphic, arsenic, phosphorous and antimony, trước khi đưa sang bể chứa. 2.1.13 Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh, U-022 (SRU) Công suất thiết kế: thu hồi 5 tấn lưu huỳnh /ngày khi nguyên liệu của Nhà máy là dầu thô Bạch Hổ và sẽ được mở rộng lên đến 36,5 tấn/ngày khi xử lý dầu thô hỗn hợp Tại phân xưởng SRU, các dòng khí chua ừt ARU, SWS, CNU sẽ được xử lý bằng công nghệ Claus để thu hồi Lưu huỳnh hoặc được đốt ở Incinerat or. Lưu huỳnh sản phẩm ở trạng thái rắn và được xuất bán bằng xe tải. 2.1.14 Phân xưởng xử lý LCO bằng Hydro, U-024 (LCO HDT) Đây là phân xưởng bản quyền của AXENS, công suất thiết kế 1.320.000 tấn/năm Nguyên liệu của phân xưởng là dòng LCO đến từ phân xưởng RFCC hoặc là hỗn hợp của LCO, LGO và HGO tùy theo chế độ vận hành của phân xưởng RFCC. LCO HDT sử dụng Hydro để làm sạch các tạp chất Lưu huỳnh, Nitơ trong LCO đảm bảo sản phẩm Diesel thương mại đạt tiêu chuẩn hàm lượng lưu huỳnh thấp. Nguyên liệu được xử lý trong 1 thiết bị phản ứng lớp xúc tác cố định. Theo tính toán thiết kế của AXENS, lớp xúc tác được chia làm hai tầng để thuận tiện cho quá trình làm mát trung gian, đảm bảo phản ứng được tiến hành ở điều kiện làm việc tối ưu. LCO đã được xử lý được đưa đi làm phối liệu pha trộn DO. 2.2 CÁC PHÂN XƯỞNG PHỤ TRỢ 2.2.1. Hệ thống cấp nước (nước uống, nước công nghệ và nước khử khoáng)U-031 Hệ thống cấp nước của Nhà máy nhận nước từ Nhà máy nước nằm cách Nhà máy khoảng 3km. Nguồn nước này phải đảm bảo tiêu chuẩn nước uống TCVN 5501- 91. Hệ thống cấp nước sản xuất và phân phối nhiều loại nước khác nhau được tiêu thụ trong Nhà máy và Khu bể chứa sản phẩm: - Nước dịch vụ dùng trong Nhà máy và khu bể chứa - Nước bổ sung cho hệ thống nước làm mát - Nước bổ sung cho bể nước uống trong Nhà máy - Nước bổ sung cho hệ thống nước khử khoáng của Nhà máy. Đây là hệ thống cung cấp Boiler Feed Water cho các hộ tiêu thụ trong Nhà máy và Khu bể chứa sản phẩm - Nước bổ sung cho hệ thống nước cứu hỏa của nhà máy, ngoài ra còn có đầu chờ cung cấp các loại nước trên cho Nhà máy Polypropylene. 2.2.2 Hệ thống hơi nước và nước ngưng, U-032 (Steam and condensate Unit) Hệ thống hơi nước và nước ngưng bao gồm: các thiết bị sản xuất hơi nước, hệ thống phân phối hơi nước và các cụm chuyển đổi hơi cao áp (HP) thành hơi trung áp (MP); hơi trung áp thành hơi thấp áp (LP). Ngoài ra còn có hệ thống thu hồi và xử lý nước ngưng, hệ thống tách khí và các cụm nạp hóa chất. Phân xưởng được thiết kế để cung cấp: - Hơi nước cao, trung và thấp áp sử dụng trong Nhà máy - Thu hồ i và xử lý nước ngưng trong Nhà máy và tái sử dụng làm BFW cao và trung áp cho các thiết bị sinh hơi trong khu công nghệ - Thu hồi và xử lý nước ngưng trong Nhà máy điện và tái sử dụng làm BFW siêu cao áp cho Nhà máy điện. Trong Nhà máy lọc dầu, hơi nước được sản xuất tại nhiều nơi khác nhau, với các cấp áp suất khác nhau th ông qua việc tận dụng thu hồi nhiệt thừa của các phân xưởng, hoặc đốt bổ sung FG. Tuy nhiên lượng hơi nước tiêu thụ trong toàn Nhà máy chủ yếu được cung cấp bởi Nhà máy điện: - Hơi cao áp đượ c tạo thành từ việc giảm áp hơi siêu cao áp sinh ra từ các lò hơi của Nhà máy điện - Hơi trung áp được lấy từ đầu xả của các turbin phát điện trong Nhà máy điện. Ngoài ra, cụm chuyển đổi hơi cao áp thành hơi trung áp sẽ làm việc khi có sự thiếu hụt MP. - Hơi thấp áp được sinh ra từ cụm chuyển đổi hơi trung áp thành hơi thấp áp. Đầu chờ cấp hơi thấp áp và thu gom nước ngưng thấp áp cho Nhà máy Polypropylene cũng được lắp đặt. 2.2.3 Phân xưởng nước làm mát, U-033 (Cooling Water) Hệ thống nước làm mát là một vòng tuần hoàn khép kín được làm mát bởi nước biển bao gồm các thiết bị chính: - Vòng tuần hoàn nước làm mát. - Bơm tuần hoàn nước làm mát. - Thiết bị trao đổi nhiệt dạng tấm. - Bình bù giãn nở. - Hệ thống thu gom hydrocacbon. - Cụm nạp hóa chất. Hệ thống được thiết kế có công suất đủ để cung cấp nước làm mát cho toàn bộ Nhà máy trừ các Turbine Condenser của phân xưởng RFCC và của Nhà máy điện. Đầu chờ cấp và thu hồi nước làm mát cho Nhà máy Polypropylene cũng được lắp đặt. 2.2.4 Hệ thống lấy nước biển, U-034 (Seawater Intake) Hệ thống bao gồm một đầu lấy nước biển nằm ngoài khơi, một bể chứa nước biển, ống dẫn nước biển, bơm nước biển, cụm nạp hypochlorite và đầu xả nước biển. Hệ thống được thiết kế nhằm: - Cung cấp nước biển làm mát cho các Turbine Condenser của phân xưởng RFCC và của Nhà máy điện - Cung cấp nước biển làm mát cho phân xưởng nước làm mát. 2.2.5 Phân xưởng khí điều khiển và khí công nghệ, U -035(Instrument and Plant Air) Không khí được nén trong máy nén, sau đó được làm khô theo cơ chế làm lạnh trước khi đi vào bình chứa khí điều khiển. Đầu chờ cung cấp khí điều khiển và khí công nghệ được lắp đặt cho Nhà máy Polypropylene. 2.2.6 Phân xưởng sản xuất Nitơ, U-036 (Nitrogen System) Phân xưởng bao gồm cụm sản xuất Nitơ và các bình chứa Nitơ lỏng, thiết bị hóa hơi Nitơ. Phân xưởng được thiết kế với mục đích: - Cung cấp khí Nitơ cho các hộ tiêu thụ trong khu công nghệ - Nitơ lỏng (sẽ được hóa hơi khi sử dụng) dự phòng cho trường hợp có nhu cầu đột xuất hoặc cho quá trình khởi động (start-up) Nhà máy. - Nitơ lỏng và thiết bị hóa hơi dành riêng cho cụm tái sinh xúc tác của phân xưởng CCR. - Hệ thống Nitơ cao áp độc lập sử dụng để kiểm tra rò rỉ của các thiết bị công nghệ, đường ống. - Nitơ, có độ sạch 99,7 % thể tích, được sản xuất bằng cách đông lạnh không khí. 2.2.7 Phân xưởng Khí nhiên liệu, U-037. Phân xưởng khí nhiên liệu bao gồm Bình chứa FG, Cụm hóa hơi và hệ thống ống thu gom/phân phối FG. Phân xưởng được thiết kế đủ cung cấp cho nhu cầu FG của các lò đốt trong các phân xưởng công nghệ và cho nồi hơi siêu cao áp của Nhà máy điện. Ngoài ra còn có hệ thống hóa hơi LPG/Propylene nhằm: i) cung cấp LPG cho Phân xưởng Khí nhiên liệu vào giai đoạn start-up của Nhà máy; ii) đốt bỏ LPG/Propylene không đạt tiêu chuẩn cũng như lượng C4 thừa trong trường hợp khẩn cấp. FG còn được sử dụng cho các pilot của đuốc đốt hoặc dùng để thổi rửa các đầu nối. Thông thường Cụm hóa hơi luôn ở trạng thái chờ nóng (hot stand -by). Khi xảy ra tụt áp trong hệ thống FG, LPG sẽ được hóa hơi một cách tự động, nhờ đó đảm bảo nhu cầu FG không bị thiếu hụt. 2.2.8 Hệ thống dầu nhiên liệu của Nhà máy, U-038 Hệ thống bao gồm hai bể chứa dầu nhiên liệu dùng trong Nhà máy, bơm, thiết bị gia nhiệt và hệ thống ống cung cấp, hồi lưu dầu nhiên liệu. Hệ thống được thiết kế cung cấp dầu nhiên liệu cho tất cả các hộ tiêu thụ trong Nhà máy. Do trong Nhà máy ưu tiên sử dụng FG 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 . Đối với lần start-up đầu tiên của Nhà máy, dầu nhiên liệu sẽ là FO nhập từ SPM . Trong quá trình start-up, hai bể chứa dầu nhiên liệu có thể tiếp nhận HGO hoặc cặn chưng cất khí quyển từ phân xưởng CDU. 2.2.9 Phân xưởng cung cấp kiềm, U-039 Phân xưởng gồm bể hòa tan kiềm cùng các bể chứa và bơm vận chuyển kiềm. Có bốn loại kiềm được sử dụng trong nhà máy: - 50 o Bé tương đương dung dịch kiềm có nồng độ 49,5 % wt. - 20 o Bé tương đương dung dịch kiềm có nồng độ 14,4 % wt. - 14 o Bé tương đương dung dịch kiềm có nồng độ 10,0 % wt. - 5 o Bé tương đương dung dịch kiềm có nồng độ 3,4 % wt. Kiềm 50o Bé được sản xuất trực tiếp bằng cách hòa tan kiềm rắn bằng nước khử khoáng. Các loại kiềm còn lại nhận được khi hòa tan kiềm 50o Bé với nước khử khoáng. 2.2.10 Nhà máy điện, U-040. Nhà máy điện được thiết kế với 4 máy phát điện công suất 27 MW mỗi máy và 4 nồi hơi công suất mỗi nồi hơi là 196 tấn hơi/h. Nhà máy điện là nguồn cung cấp hơi nước và điện sử dụng trong toàn Nhà máy. Ngoài ra, Nhà máy còn có trạm kết nối với lưới điện quốc gia để xuất điện khi sản lượng vượt nhu cầu tiêu thụ nội bộ và nhập điện khi có sự cố và trong giai đoạn start-up. Trong thiết kế của Nhà máy điện cũng đã tính đến việc cung cấp điện cho Nhà máy Polypropylene trong tương lai. 2.3 CÁC PHÂN XƯỞNG BÊN NGOÀI HÀNG RÀO NHÀ MÁY (OFFSITE FACILITIES) 2.3.1 Khu bể chứa trung gian, U-051 (Refinery Tankage). Hệ thống bể chứa trung gian bao gồm: - Bể chứa sản phẩm trung gian trước khi được tiếp tục xử lý ở các phân xưởng hạ nguồn như: Residues, FN, HN, RFCC Naphtha, LCO. - Bể chứa cấu tử trước khi phối trộn thành phẩm : Isomerate, reformate, Mixed C4’s, SR Kerosene, LGO, HGO, HDT LCO - Bể chứa sản phẩm không đạt tiêu chuẩn: Off-spec Propylene, off-spec LPG - Bể kiểm tra (check tank): Mogas 90, Mogas 92/95, DO 2.3.2 Khu bể chứa sản phẩm, U-052 (Product tank farm) Hệ thống bể chứa sản phẩm nằm cách Nhà máy 7 km về phía Bắc và cách bến xuất sản phẩm 3 km. Các sản phẩm sau được đưa đến Khu bể chứa sản phẩm thông qua hệ thống đường ống dẫn sản phẩm: Mogas 90, Mogas 92/95, Jet A1, DO, FO, LPG, Propylene. Ngoài ra trong Khu b ể chứa sản phẩm còn có hệ thống xử lý nước thải riêng, không chỉ có nhiệm vụ xử lý nước thải của khu vực này mà còn xử lý nước thải từ Khu xuất xe bồn và nước dằn tàu nhận từ cảng xuất sản phẩm. 2.3.3 Khu xuất xe bồn, U-053 (Truck Loading) Được thiết kế để có thể: - Tiếp nhận các sản phẩm 90 RON Mogas, 92 RON Mogas, 95 RON Mogas, Jet A1, Auto Diesel, Fuel Oil từ Khu bể chứa sản phẩm. - Nạp cho xe bồn - Đo lưu lượng sản phẩm xuất cho mỗi xe. 2.3.4 Phân xưởng phối trộn sản phẩm, U-054 (Product Blending) Bao gồm các hệ thống độc lập để phối trộn các sản phẩm khác nhau từ các phối liệu có trong Nhà máy. Sau khi được kiểm tra chất lượng ở bể kiểm tra (tùy trường hợp) , sản phẩm được đưa sang Khu bể chứa sản phẩm, sẵn sàn xuất ra Bến xuất sản phẩm. Có bốn hệ thống phối trộn riêng rẽ sau: Mogas 90; Mogas 92/95; DO; FO. Các hệ thống phối trộn đều làm việc gián đoạn trừ trường hợp FO được phối trộn liên tục trực tiếp trến ống dẫn sản phẩm. 2.3.5 Phân xưởng Flushing Oil, U-055 Phân xưởng bao gồm: - Hệ thống cung cấp Flushing Oil cho khu vực công nghệ và Hệ thống ống dẫn sản phẩm khi lưu chất trong các đường ống có chứa các hạt xúc tác mịn hoặc khi điểm chảy của sản phẩm thấp hơn nhiệt độ thấp nhất của môi trường. - Các thiết bị riêng biệt cung cấp Flushing Oil cho SPM. Thông thường HDT LCO từ bể chứa trung gian sẽ được sử dụng làm Flushing Oil cho khu vực công nghệ trong khi LGO được dùng cho SPM. Hệ thống ống nhập dầu thô và SPM cần được flushing ngay trước và sau mỗi đợt nhập dầu thô, sản phẩm có điểm chảy cao. Hệ thống pha trộn FO và ống dẫn FO từ Nhà máy ra Khu bể chứa sản phẩm làm việc liên tục do đó nhu cầu flushing của hệ thống này là rất hiếm, chỉ xảy ra khi có nhu cầu shutdown. Khi đó chính bơm HDT LCO hoặc bơm LGO của hệ thống pha trộn FO sẽ được sử dụng để bơm hỗn hợp HDT LCO/LGO hoặc chỉ riêng LGO làm nhiệm vụ của flushing oil. 2.3.6 Phân xưởng dầu thải, U-056 (Slops) Phân xưởng bao gồm hai hệ thống khác nhau: dầu thải nhẹ và dầu thải nặng, có nhiệm vụ thu gom các loại dầu thải tương ứng, lưu trữ và đưa đi tái xử lý tại phân xưởng CDU hoặc RFCC.Tùy tính chất của slops mà sẽ chọn phân xưởng một cách phù hợp, thường là RFCC để tránh nguy cơ nhiễm các hợp chất olefin vào sản phẩm Jet A1. 2.3.7 Hệ thống đuốc đốt, U-057 (Flare) Hệ thống đuốc đốt bao gồm hai cụm: - Đuốc đốt của Nhà máy được thiết kế để có thể đốt toàn bộ lượng khí thải trong các trường hợp: i) khi có khí thải từ một thiết bị nào đó; ii) khí thải từ một phân xưởng khi xảy ra cháy nổ hoặc hệ thống phụ trợ gặp sự cố; iii) khi xảy ra mất điện trên toàn Nhà máy. - Đuốc đốt khí chua: Khí được xem là chua khi H2S chiếm trên 10 % thể tích Hệ thống đuốc còn được thiết kế dự phòng cho Nhà máy Polypropylene. 2.3.8 Phân xưởng xử lý nước thải, U-058 (Effluent Treatment Plant, ETP) Hệ thống xử lý nước thải bao gồm hai cụm: - Cụm xử lý nước thải của nhà máy, tiếp nhận và xử lý nước thải của các khu vực: Các phân xưởng công nghệ, Khu bể chứa trung gian, Các phân xưởng phụ trợ, Nước thải sinh hoạt. - Cụm xử lý nước thải của Khu bể chứa sản phẩm tiếp nhận và xử lý nước thải của các khu vực: Khu bể chứa sản phẩm, Khu xuất sản phẩm cho xe bồn, Nước dằn tàu, Hệ thống phụ trợ tại Khu bể chứa sản phẩm. Nước đã xử lý được thải ra biển sau khi đi qua bể kiểm tra. Dầu tách ra từ dòng nước thải được đưa về bể chứa Heavy Slop trong Nhà máy. Bùn sinh học tạo thành trong quá trình xử lý nước được đưa ra các vùng đất trồng trọt (tùy theo tiêu chuẩn môi trường của VN). Bùn đã khử nước và dầu được đưa đến các khu vực đã được quy định trước. 2.3.9 Hệ thống nước cứu hỏa, U-059 (Firewater System) Có hai hệ thống nước cứu hỏa riêng biệt: hệ thống nước cứu hỏa cho Nhà máy và các vùng lân cận và hệ thống nước cứu hỏa chu Khu bể chứa, Khu xuất sản phẩm cho xe bồn và Cảng xuất sản phẩm. Hệ thống nước cứu hỏa trong Nhà máy bao gồm bể chứa nước cứu hỏa (nhận nước từ Hệ thống cấp nước), bơm chữa cháy/jockey pump và hệ thống các vòi phun cứu hỏa, vòi phun bọt, Trong trường hợp thiếu hụt nước cứu hỏa, nước biển sẽ được kết nối vào hệ thống cứu hỏa của Nhà máy Hệ thống nước cứu hỏa cho Khu vực bể chứa sản phẩm lấy nguồn nước trực tiếp từ biển tại Cảng xuất sản phẩm và cũng có các thiết bị tương tự như trên. 2.3.10 Khu bể chứa dầu thô, U-060 (Crude Tank Farm) Các bể chứa dầu thô được thiết kế nhằm: - Tiếp nhận dầu thô từ SPM thông qua ống dẫn dầu thô. - Lưu trữ và tách nước trong các bể chứa được gia nhiệt. - Cung cấp dầu thô cho Nhà máy với lưu lượng thích hợp. - Lưu trữ cặn chưng cất chân không trong trường hợp phân xưởng RFCC shutdown. 2.3.11 Hệ thống ống dẫn sản phẩm, U-071 (Interconnecting Pipelines) Là hệ thống đường ống nối từ Nhà máy ra Khu bể chứa sản phẩm và từ Khu b ể chứa ra Cảng xuất sản phẩm. Hệ thống bao gồm các đường ống dẫn riêng biệt cho mỗi loại sản phẩm và các loại phụ trợ cần thiết. 2.4 CÁC THIẾT BỊ TRÊN BIỂN 2.4.1 Cảng xuất sản phẩm 2.4.1.1 Đê chắn sóng Với chiều dài khoảng 1,6 km, Đê chắn sóng tạo ra một vùng an toàn trong vịnh Dung Quất nhờ đó hạn chế được sự gián đoạn của các hoạt động xuất/nạp sản phẩm tại Cảng xuất sản phẩm. Đê được làm từ đá tảng và các kết cấu bê tông thích hợp có khả năng làm giảm độ cao của sóng biển trong mùa mưa bão (tháng 11 đến tháng 1 hàng năm) xuống thấp hơn hoặc bằng 0,5 m. Với sự có mặt của Đê, thời gian kh ông hoạt động do mưa bão của Cảng xuất sản phẩm sẽ không vượt quá 7 – 8 ngày/năm. 2.4.1.2 Cảng xuất sản phẩm, U-081 (Jetty Topside) Cảng xuất sản phẩm được thiết kế để nhận sản phẩm thông qua ống dẫn sản phẩm và xuất cho các tàu chở hàng tại các bến xa bờ và các bến gần bờ. Các bến xa bờ được thiết kế có khả năng tiếp nhận tàu có tải trọng 15.000 đến 30.000 DWT. Tuy nhiên kết cấu và móng cọc của các bến này cho phép mở rộng tiếp nhận tàu có tải trọng 50.000 DWT trong tương lai.Bến gần bờ có thể tiếp nhận tàu chở Propylene/LPG có tải trọng từ 1.000 đến 2.000 DWT và tàu chở các sản phẩm khác có tải trọng từ 3.000 đến 5.000 DWT. Bến gần bờ có khả năng mở rộng để tiếp nhận tàu có tải trọng đến 30.000 DWT trong tương lai. Tại cảng xuất sản phẩm, để giảm thiểu thao tác súc rửa đường ống và cần nạp sản phẩm, mỗi sản phẩm sẽ được xuất qua các cần xuất chuyên biệt. Trên cầu cảng còn có các thiết bị đo lưu lượng xuất sản phẩm. Cần xuất sản phẩm được phân bố như sau: - Bến cảng 1: 02 cần xuất Mogas và 02 cần xuất DO. - Bến cảng 2: 02 cần xuất Mogas và 02 cần xuất DO. - Bến cảng 3: 01 cần xuất Mogas, 01 cần xuất Jet A1 và 01 cần xuất DO. - Bến cảng 4: 01 cần xuất Mogas, 01 cần xuất Jet A1 và 01 cần xuất DO. - Bến cảng 5: 01 cần xuất LPG, 01 cần xuất Propylene. - Bến cảng 6: 01 cần xuất LPG, 01 cần xuất Fuel Oil. Tại bến số 6 có lắp đặt các thiết bị tiếp nhận nước dằn tàu thông qua cần xuất FO và bơm nước dằn tàu có sẵn trên tàu. Sau đó, nước dằn tàu được đưa về xử lý tại Khu bể chứa sản phẩm. 2.4.2 Phao rót dầu một điểm neo, U-082 (Single Point Mooring, SPM) SPM bao gồm: thân phao, xích neo, PLEM (Pipeline end manifold), ống mềm, ống dẫn dầu thô nằm dưới đáy biển kết nối PLEM với bờ. SPM được thiết kế để tiếp nhận dầu thô từ tàu chở dầu và chuyển đến Khu bể chứa dầu thô và không được thiết kế để xuất bất kỳ sản phẩm nào. SPM nằm trong vịnh Việt Thành cách Nhà máy khoảng 3 km về phía Đông được thiết kế để tiếp nhận các tàu chở dầu có tải trọng từ 80.000 đến 110.000 DWT. Thời gian dừng hoạt động hàng năm do gió bão ước tính vào khoảng 50 ngày. Ống mềm nổi được sử dụng để kết nối tàu với SPM. Ống dẫ n dầu thô dư ới đáy biển được thiết kế để vận chuyển dòng dầu thô Bạch Hổ có điểm chảy cao (36 oC). Vì vậy hệ thống được thiết kế với hai ống dẫn để có thể thổi rửa (flushing) và chùi rửa bằng con thoi (pigging facilities). Cả hai đường ống đều nằm sâu dưới lớp cát đáy biển và được bao bọc bởi một lớp bêtông bảo vệ. ˜˜ & ™™ PHẦN 2 MỘT SỐ HÌNH ẢNH VỀ NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT Nhà máy điện Lễ ra mắt công ty Lọc Hóa Dầu Binh Sơn Khu bể chứa trung gian Phao rót dầu một điểm neo (SPM) Đê chắn sóng và cảng xuất sản phẩm Phân xưởng chưng cất dầu thô (011-CDU) Phân xưởng xử lý Naphta bằng Hydro (012-NHT) Phân xưởng Reforming xúc tác liên tục (013-CCR) Phân xưởng xử lý Kerosen (014-KTU) Phân xưởng Cracking xúc tác tầng sôi cặn chưng cất Khí quyển (015-RFCC). Phân xưởng xử lý Naphta của phân xưởng RFCC (016-NTU) Phân xưởng xử lý LPG (017-LTU) Phân xưởng xử lý nước chua (018-SWS) Phân xưởng tái sinh Amin (019-ARU) Phân xưởng trung hòa kiềm thải (020-CNU) Phân xưởng thu hồi Propylene (021-PRU) Phân xưởng thu hồi lưu huỳnh (022-SRU) Phân xưởng đồng phân hóa Naphta nhẹ (023-ISOM) Phòng điều khiển trung tâm Thủ Tướng Nguyễn Tấn Dũng đến kiểm tra và làm việc tại công trường xây dựng NMLD Dung Quất

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docbao_cao_thc_tp_nha_may_lc_hoa_du_dun_7321.doc
Luận văn liên quan