MỤC LỤC
Lời Mở Đầu
Chuong 1: TONG QUAN VE NHA MAY CHE BIEN KHI DINH CO 1.1 Giới thiệu về Tổng công ty khí Việt Nam
1.2 Giới thiệu về nhà máy máy xử lý khí Dinh Cố 1.2.1 Vi tri địa lí và quy mô nhà máy 1.2.2 Mục đích xây dựng nhà máy 1.3 Sơ lược quy trình thiết kế Trang 4 Trang 6 Trang 6 Trang 7 Trang 7 Trang 8
Chương 2: QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CO
2.1 Nguồn nguyên liệu và các đặc tính kĩ thuật 2.2 Sản phẩm tạo thành từ nhà máy 2.2.1 Khí khô thương phẩm 2.2.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas) 2.2.3 Condensate 2.3.1 Ché d6 van hanh 2.3.2 Ché dd AMF 2.3.2.1 Sơ đồ công nghệ 2.3.2.2 Mô tả sơ đồ 2.3.3 Chế độ MF 2.3.3.1 So đồ công nghệ 2.3.3.2 Mô tả sơ đồ 2.3.4 Chế độ GPP 2.3.4.1 Sơ đồ công nghệ 2.3.4.2 Mô tả sơ đồ 2.3.5 Chế độ hoạt động GPP chuyền đổi 2.3.5.1 Sơ đồ công nghệ 2.3.5.2 Mô tả sơ đồ 2.4 Các thiết bị chính trong nhà máy 2.4.1 Slug Catcher
Trang 22.4.5 Tháp tach tinh C-05 2.4.6 Thap tach ethane C-01 2.4.7 Thap C-04
2.4.8 Thap 6n dinh C-02
Trang 3DANH GIA KET QUA KIEN TAP CUA CONG TY
Ho va tén sinh vién: Phan Van Huan
Nguyễn Văn Tới
Trần Thanh Tuấn
Đơn vị : Truong Dai hoc Ba Ria- Ving Tau
Dia diém kién tập: Nhà máy xử lý khí Dinh Có - Công Ty Chế Biến Khí Vũng Tàu Mục đích kiến tập: Tìm hiểu về cơ cấu tổ chức, công nghệ và vẫn đề môi trường Thời gian kiến tập: Từ 06/06/2011 đến 07/07/2011 ¬ , Ngay thang .ndm 2011 Xac nhan cua don vi
Trang 4ĐÁNH GIÁ CỦA GIẢNG VIÊN HƯỚNG DẪN
1 Thái độ tác phong khi tham gia kiến tập:
Trang 5LỜI MỞ ĐẦU
Trong những năm gần đây, nên kinh tế Việt Nam có sự phát triển tích cực và hiệu quả Sự phát triển của các ngành công nghiệp kéo theo yêu cầu cấp bách về năng lượng và nguyên liệu, sự thiếu chất đốt của nhân dân ở các thành phố lớn ngày càng trở nên căng thăng Vì vậy chính phủ Việt Nam đã đặt biệt quan tâm đến việc phát triển ngành công nghiệp dầu mỏ và khí thiên nhiên, coi đó là một trong những ngành kinh tế mũi nhọn hiện nay Nhờ vậy mà ngành công nghiệp này đã nhanh chống phát triển và đạt được những thành công vượt bậc Cùng với dầu thô, khí thiên nhiên là ngành năng lượng quan trong trong quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước
Mặc dù mỏ khí Tiền Hải (Thái Bình) mở đầu cho việc tiêu thụ khí thiên nhiên ở nước ta, nhưng phải đến ngày 26/04/1995, thời điểm mà dòng khí đồng hành đầu tiên của mỏ Bạch Hỗ được đưa vào đất liền thì nền công nghiệp khí của nước ta mới thực sự vận hành
Cho đến nay, ngành công nghiệp dầu khí đã thực sự phát triển mạnh mẽ trở thành một ngành quan trong của nền kinh tế nước nhà
Chỉ tính riêng Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) thì PV GAS đã tiết kiệm cho Việt Nam một khoản ngoại tệ nhiều tỷ USD kể từ năm 1995 đến nay bằng việc sử
dụng khí thay cho việc nhập khẩu dầu DO để phát điện PV GAS đã đóng góp doanh thu cho ngành Dầu khí gần 125.000 tỷ đồng, nộp ngân sách nhà nước 23.000 tỷ đồng
Ngoài ra, PV GAS đã góp phần hạn chế nạn phá rừng, bảo vệ môi trường tự nhiên, cung cấp nguồn năng lượng sạch ngày càng đa dạng cho nhiều đối tượng khách hàng, cung cấp nguyên, nhiên liệu phục vụ cho nhiều ngành công nghiệp sản xuất điện, sản xuất phân đạm, thép, vật liệu xây dựng, gốm sứ, gạch, thủy tính, Với những gì mà ngành dầu khí nói chung, PV GAS nói riêng có được là rất đáng tự hào
Và những điều đó đã trở thành động lực thúc đây nhóm sinh viên chúng tôi tìm tòi, đi sâu vào nghiên cứu đề hiểu rõ hơn về ngành khí Việt Nam cũng như khởi đầu tìm
Trang 6CHUONG 1: TONG QUAN VE TONG CONG TY KHI VIET NAM VA NHA MAY CHE BIEN KHi DINH CO
1.1 Giới thiệu về Tổng công ty khí Việt Nam
Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) được thành lập vào ngày 20/09/1990, trên cơ sở Ban quản lý công trình Dầu khí Vũng Tàu, với tên gọi ban đầu là Công ty Khí đốt Việt Nam Trụ sở chính đặt tại số 101, Đường Lê Lợi, phường 6, TP Vũng
Tàu
Ngày 19/05/1995 Công ty Khí đốt Việt Nam đổi tên thành Công ty Chế biến và
Kinh doanh các sản phẩm khí Ngày 17/11/2006 đổi tên thành Công ty TNHH Chế biến
và Kinh doanh sản phẩm khí Ngày 18/07/2007 Hội Đồng Quản Trị Tập đoàn Dầu khí
Quốc Gia Việt Nam về việc thành lập Công ty mẹ - Tổng Công ty Khí
Tổng Công ty Khí là Công ty TNHH một thành viên được thành lập trên cơ sở tổ
chức lại Công ty TNHH một thành viên Chế biến và Kinh doanh sản phẩm khí và các
don vi trực thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; do Tập đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam đầu tư 100% vốn điều lệ
Cơ cấu tô chức của Tổng Công ty khí theo mô hình: Hội đồng thành viên, Kiểm soát viên, Tổng Giám đốc, các Phó Tổng Giám đốc, Kế toán trưởng, các phòng ban chức năng và các đơn vị thành viên
Từ năm 2008, PV GAS đã hoàn thành chuyển đổi sang hoạt động theo mô hình Công ty mẹ - Công ty con PV GAS cũng đã hoàn thành công tác xác định giá trị doanh nghiệp và đảm bảo tiễn độ để thực hiện cổ phần hóa doanh nghiệp trong năm 2010
Ngay sau khi được thành lập, PV GAS đã nhanh chóng tô chức, triển khai xây dựng hệ thống thu gom và sử dụng khí Bạch Hỏ, hệ thống cơ sở hạ tầng đầu tiên của ngành công nghiệp khí Hiện nay, tất cả các lĩnh vực công nghiệp khí đo PV GAS quản lý đã và đang được hoàn thiện, phát triển đồng bộ
Mỗi năm, PV GAS cung cấp gần 8 tỷ mỶ khí, hơn 600.000 tan LPG va gan
Trang 7Từ năm 2008, PV GAS đã bắt đầu sản xuất khí thiên nhiên nén (CNG) dé phục
vụ giao thông vận tải và các khu đô thị, góp phần bảo vệ môi trường
Hệ thống cơ sở vật chất của PV GAS được mở rộng với những công trình hiện
đại, báo đảm chất lượng, an toàn Đáng kế nhất phải nói đến 3 hệ thống dẫn khí gồm: hệ thống khí Cửu Long, Nam Côn Sơn, PM3 - Cà Mau với tổng chiều dài đường ống dẫn khí ngoài khơi gần 900 km, đường ống trên bờ hơn 1 10 km; các nhà máy xử lý khí Dinh
Có, nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn với công suất gần 10 tỷ m3 khí/năm Ngoài ra, PV GAS còn sở hữu hệ thống bồn chứa Condensate, hệ thống 6 kho chứa LPG có tổng sức
chứa 15.000 tấn
Ngày 11/5/2007 dòng khí thương mại của dự án PM 3 — Cà Mau đã vào bờ Dự kiến mỗi năm PV GAS sẽ cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện và phân đạm ở Cà Mau khoảng 2 tỷ m3 khí/năm khi các dự án này hoàn thành và đưa vào sử dụng
Hiện nay, PV GAS là nhà cung cấp khí để sản xuất khoảng 40-50% sản lượng điện, 40% sản lượng phân bón và 30-35 % sản lượng LPG trên toàn quốc
1.2 Giới thiệu về nhà máy máy xử lý khí Dinh Có
1.2.1 Vi tri địa lí và quy mô nhà may
Nhà máy khí hóa lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được xây dựng với tổng
số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tông Công ty Dầu khí Việt
Nam( Petrovietnam ), đã khởi công xây dựng vào ngày 04/10/1997 tại Dinh Cố thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu Nhà máy GPP cách tỉnh lộ 44 khoảng 700 m và cách Long Hải 6 km về phía bắc, nhà máy được xây dựng với quy mô to lớn với diện tích 89.600 m7( dai 320 m, rong 280 m) Toàn
bộ nhà may LPG và hệ thống thu truyền dữ liệu được điều khiển tự động, Từ 10-1998, nhà máy bắt đầu hoạt động để xử lý và chế bến nguồn khí
đồng hành với công suất trung bình khoảng 1,5 tỷ mỶ khí/năm( tương đương với khoảng 4,3 triệu m khí/ngày)
1.3 Mục đích xây dựng nhà máy
* Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác dầu tại mỏ Bạch Hồ Thu hồi
Trang 8` s% Bơm sản pham LPG, Condensate sau khi chế biến đến cảng PVGAS Vũng Tàu để tàng chứa và xuất xuống tàu đưa đến các tỉnh thành khác Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn
` s% Cung cấp LPG cho thị trường trong nước và quốc tế
` s% Sản phẩm condensate (xăng nhẹ) cho xuất khẩu
Việc xây dựng nhà máy xử lý khí Dinh Cố có lợi ích và ý nghĩa vô cùng lớn về nhiều mặt
+ Về kinh tế: Tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành làm nguyên liệu để sản xuất các sản phẩm khí đem lại lợi ích ứng dụng và đoanh thu rất lớn
+ Về môi trường: Có thể góp phần giúp giảm thiểu đáng kể sự ô nhiễm đo việc đốt
bỏ một lượng khí đồng hành lớn khi chưa có nhà máy xử lí khí
Nhà máy sử đụng nguyên liệu là khí đồng hành thu từ mỏ Bạch Hỗ và một số mỏ khác,
được dẫn vào bờ theo đường ống 16” về nhà máy Lưu lượng theo thiết kế ban đầu của nhà máy là 4,3 triệu mỶ khí/ngày Hiện nay, do tiếp nhận lượng khí từ mỏ Rạng Đông
nên lưu lượng hiện tại của nhà máy là 5,7 triệu mỶ khí/ngày
Từ khí đồng hành nhà máy tiến hành tách ra khí khô, khí hóa lỏng,
condensate v.v Các sản phẩm này chính là nguồn năng lượng và nguyên liệu quan trọng cho rất nhiều ngành công nghiệp khác Điều đó góp phần đáng kê trong việc bảo vệ môi trường, tránh được sự lãng phí lớn từ nguồn tài nguyên không thể tái tạo từ biển Đông
1.3 Sơ lược quy trình thiết kế
Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expander dé thu héi C3 propane khoang 540 tan/ngay, C4butane khoang 415 tan/ngay va condensat khoảng 400 tâmngày Sản _ pham long nha may dugc dan theo dugc dan ra khoi nha may qua 3 đường ông 6” đên kho cảng LPG Thị Vải cách Dinh Cô 28 Km dưới sự giám sát boi h¢ thong SCADA Nha máy bao gôm các cụm thiệt bị chính như máy nén đâu vảo, slucatcher, tháp hâp phụ tách nue, cum thiệt bi làm sạch sau, turbo-expander, cac tháp chưng cât, các máy nén khí hôi lưu, cụm thiệt bị chứa sản phâm lỏng và các thiệt bị phụ trợ khác
Đê đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh hoạt và không bị gián đoạn, không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy điện Bà-rịa và nhà máy đạm
Phú Mĩ, nhà máy Dinh Cố đã được thiết kế lắp đặt theo bốn chế độ chính:
> Chế độ AMF (Absolute Minium Facility): Cum thiét bi t6i thiéu tuyệt đối
> Ché dd MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu
Trang 9Ba chế độ đầu được áp dụng trong thời gian đầu lúc nhà máy chỉ sử dụng duy nhất khí đồng hành từ mỏ Bạch Hỗ Từ năm 2002, ngoài nguồn nguyên liệu chính là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hồ nhà máy tiếp nhận thêm lượng khí từ mỏ Rạng Đông với công suất 5,7 triệu m” khí/ngày nên chế độ GPP đã được sửa đổi lại thành chế độ MGPP cho phù hợp, tuy nhiên về mặt cơ bản thì chế độ GPP chuyển đổi (MGPP) vẫn là GPP,
áp suất đầu vào bị sụt giảm xuống còn 85 bar nên nhà máy đặt thêm trạm máy nén đầu vào để nâng áp lên 109 bar như thiết kế Chế độ này hoạt động với công suất đầu vào là
5,7 — 6,l triệu m khi/ngay va thu hồi khoảng 1,5 tỷ mỶ khí khô, 130.000 tấn
Condensate, 350.000 tắn LPG/năm
+ Chế độ cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối (AME): Thu khí thương mại (chưa tách
C3, C4) và condensate Sản phẩm được lẫy ra sau khi dòng khí và lỏng được cho
đi qua các thiết bị kĩ thuật: thiết bị nén của AMF, thiết bị phân tách lỏng-hơi
(AMF Rectifier), thiét bi loai bé ethane dé 6n dinh condensate (De- ethaniser)
+ Chế độ thiết bị tối thiểu (ME): Sản xuất condensate ôn định với công suất 380
tan/ngay, hon hop butan — propan với công suất 629 tấn/ngày va 3,5 triệu m”/ngày khí khô, hoạt động vào tháng 12/1998 Với mục đích thu khí thương mại (đã tách Ca, Ca), Bupro và condensate Do vậy cần bổ sung thêm các thiết bị
từ AME, chủ yếu là thiết bị hidrat bằng phương pháp hấp thụ, thiết bị trao đổi nhiệt bằng khí, thiết bị trao đổi nhiệt cân bằng dòng lỏng lạnh, thiết bị De-
ethaniser OVHD Compressor và thiết bị ổn định Trong chế độ này thì các nguyên tắc của chưng luyện được vận dụng rất triệt để nhằm thu lượng sản phẩm cao nhất
Trang 10a Ché d6 MGPP (Modified Gas Processing Plan0: Vận hành công nghệ theo chế độ GPP chuyên đổi
Hiện nay, nhà máy vận hành theo chế độ GPP chuyền đổi, chỉ chuyên sang chế độ ME hoặc AME khi bảo dưỡng sữa chữa thiết bị hoặc xảy ra sự cố
Sản phẩm của nhà máy được vận chuyên tới nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy đạm
Phú Mỹ và qua cảng Thị Vải bằng hệ thống đường ống 16” và 17” Sau đó, các sản phẩm này được phân phối đến các khu vực lân cận và các vùng miền khác trong cả
Trang 11Chương 2: QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ Ở
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CƠ 2.1 Nguồn nguyên liệu và các đặc tính kĩ thuật
ống dẫn khí 16” về nhà máy Dinh Cố
Khí đồng hành này từ các mỏ được thu và dẫn về nhà máy bằng hệ thống đường Lưu lượng thiết kế ban đầu của nhà máy là 4.3 triệu tắn/ngày Hiện nay, nhà máy còn tiếp nhận thêm lượng khí ở mỏ Rạng Đông nên lưu lượng khí hiện tại của nhà máy khoảng 5.7 — 6.1 triệu m” khí/ngày
Bảng 2.1.1 Đặc điểm của khí đồng hành dẫn từ mó Rạng Đông
( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F 1) STT Tên chỉ tiêu Đơn vị Dặc tinh ky tinh thuat 1 Chất lỏng tự do nhỏ hơn % 1
2 Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất OC 30.5 giao va chê độ vận hành bình thường , nhỏ hơn
Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất
3 giao và chế độ vận hành không qua máy nén, nhỏ °C 54 hon 4 Nhiệt độ điêm sương của nước ở áp suất giao, nhỏ %C s hơn „ | Nhiệt độ trong điều kiện vận hành bình thường °C m trong khoảng
6 Nhiệt trị toàn phân (GHV) ,không nhỏ hơn Btu/Scf |950<GHV<1350
7 Hàm lượng CO; nhỏ hơn 0V 1
Trang 12Bảng 2.1.2 Đặc điểm của khí đồng hành từ mó Bạch Hỗ ( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F2) Đơn vị | Đặc tính STT Tên chỉ tiêu tính kỹ thuật 1 Áp suất ban đầu tại giàn ống đứng không nhỏ hơn bar 125
2 Nhiệt độ khí đồng hành tại giàn ng đứng °C -
3 Diém suong cua nude 6 nhiét d6 125 bar nho hon °C 5
4 Hàm lượng CO; và N; nhỏ hơn ?%mnole 2 5 Hàm lượng oxy 2V 0.1 6 Ham lugng H2S ppm 10 7 Hàm lượng lưu huỳnh tông ppm 30 Methane;ethane;propan;i-butane ;neo-pentane;hexane; 8 heptanes; ctanes ; nonanes; decanes; undercanes; %mole | Báo cáo đodercanesplus Khôi lượng riêng của khí vào bờ ở điêu kiện 15°C và 9 Báo cáo 1.01325 bar
10 Trọng lượng phân tử của khí vào bờ g/mole | Báo cáo 11 nhiét tri cua khi vao bo MJ/m | Báo cáo
Khôi lượng riêng của condensate ở điều kiện bình tách
12 Báo cáo
28°c ,10 bar
13 Trọng lượng phân tử của condensafe trắng g/mole | Báo cáo
Trang 13Bảng 2.1.3 Đặc tính kỹ thuật khí và condensate đầu vào nhà máy Dinh Cổ ( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F3)
STT Tên chỉ tiêu Don vi tinh Đặc tính kỹ thuật Diêm sương của nước ở 125 bar nhỏ %C s
hơn
2 Hàm lượng CO; và Na nhỏ hơn % mole 2
3 Hàm lượng lưu huỳnh tông nhỏ hơn ppm 30
Methane; ethane; propan; i-butane ;
neo-pentane; hexane; heptanes; cố
4 % mole Báo cáo
ctanes ; nonanes; decanes; undercanes; đodercanesplus 2.2 Sản phẩm tạo thành từ nhà máy Sản phẩm của nha may g6m co: e Khí khô thương phẩm e LPG e Condensate 2.2.1 Khí khô thương phẩm
Khí khô thương phẩm là khí thu được từ khí thiên nhiên và khí đồng hành sau
khi được xử lý loại nước và tách các tạp chất cơ học, tách khí hóa lỏng LPG, Condensate Thành phần chính của khí khô thương phẩm chủ yếu là methane, ethane, ngoài ra còn có một phần nhỏ khí propane, butane cũng như các khí vô cơ khác như nitơ, cacbondioxit với hàm lượng cho phép
Khí khô thương phẩm này được cung cấp cho nhà máy điện đạm, nhà máy cán thép, nhà máy sản xuất gốm Thành phần chủ yếu của khí khô thương phẩm chủ yếu là Methane, Ethane, ngoai ra con co chtra propane, Butane va mét s6 tap chat khac nhu Nitrogen, Carbondioxite voi hàm lượng cho phép
Trang 14
Bảng 2.2.1.1 Hàm lượng cho phép trong khí khô thương phẩm Chê độ vận hành Chỉ tiêu
AMF | MF | GPP | GPP hiện tại
Lưu lượng (triệu m/ngày) | 3,8 3,5 | 3,34 4,7 Nhiệt độ C) 20,3 | 30,4 | 60,8 55 Áp suất (bar) 45,5 | 49,5 | 48,0 52 Nhiệt trị toàn phân (MJ/m) | 49,9 | 45,2 | 42,7 42,6 Thành phân (% mole) C 73,36 | 79,30 | 82,85 | 84,8107 Ca 13,88 | 14,88 |15,41| 13,3255 C; 7,77 | 4,33 | 1,23 1,3184 i-Ca 1,70 | 0,48 | 0,08 0,0732 n-Ca 2,40 | 0,54 | 0,08 0,0671 i-Cs 0,23 | 0,06 | 0,006] 0,0031 n-Cs 0,24 | 0,06 |0,006| 0,0031 Co" 0,09 | 0,01 | 0 0 N¿ 0,22 | 0,24 | 0,25 0,3571 CO; 0,06 | 0,07 | 0,07 0,0244 HO 0,05 | 0,03 | 0,03 —
Sau khi tách, khí khô thương phẩm được chuyên tới Bà Rịa, Phú Mỹ bằng hệ
thống đường ống dẫn khí 16°? Dinh Cổ — Bà Rịa - Phú Mỹ
2.2.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas)
Khí hóa lỏng LPG là hỗn hợp hydrocarbon nhẹ chủ yếu gồm propane va butane, có thể bảo quản và vận chuyên dưới đạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở nhiệt độ môi trường
LPG được sử dụng chủ yếu làm chất đốt trong dân dụng và công nghiệp Ngoài ra, LPG còn được sử dụng làm nhiên liệu cho động cơ trong giao thông vận tải và còn là một nguồn nguyên liệu cho các nhà máy hóa dầu Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất đáp ứng khoảng 30- 35% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam
Trang 15Bảng 2.2.2.1 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG ( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính sản phẩm NCPT.CAM 007.03/F1)
Don vi Phuong phap
STT Tén chi tiéu Propan | Butan Bupro
tinh phan tich
Áp suất hơi ở ASTM D1267-
1 Kpa 1430 485 1430
37.8°c max 95
Hàm lượng lưu ASTM D2784-
2 2 ppm 185 140 140
huỳnh tông ,max 98
3 Ham lượng nước tự oA Không | Không | Không | Quan sát bằng do ° có có có mắt thường độ ăn mòn tâm à , ASTMD1838- 4 | đông trong một gid - sô Ì so 1 sơ Ì 91 ở 37.8°c số liệu | sô liệu | sô liệu | ASTM D1657- 5 ty trong 6 15°c Kg/l báo cáo | báo cáo | báo cáo 91 Thanh phan , ASTM D2163- 6 sô liệu Hàm lượng Etan ?%smole - - 91 bao cao Hàm lượng Butan và các hợp chất 2,5 - - nang hon, max Hàm lượng pentan và các hợp chất - 2 2
nặng hơn max #%mol
Hydrocarbon không số liệu | số liệu 005 bão hoà báo cdo | bdo cdo | ˆ
Trang 16
Thành phần cặn nặng sau khi bốc ASTM D2158- 7 | hoi 100ml, max Ml "0 3 97
Bảng 2.2.2.2 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG STT Chỉ tiêu Đơn vị | Kết quả Phương pháp
1 Áp suất hơi bão hòa ở 37,8°C KPa 900 | ASTMD 1267-95
2 Hàm lượng S Ppm 12 ASTM D 2784-98
3 Nước tự do % Wt Nil BY VISUAL
Trang 172.2.3 Condensate
Condensate là hỗn hop đồng thê ở dạng lỏng, có màu vàng rơm, gồm hidrocacbon có phân tử lượng lớn hơn Propan và Butan, hợp chất vòng, nhân
thơm, được ngưng tụ và thu hồi sau khi qua các bước xử lý, tách khí bằng các
phương pháp làm lạnh ngưng tụ, chưng cất nhiệt độ thấp, hấp phụ, hap thu Ở Việt Nam có hai loại: Một loại được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan, lượng không lớn; loại thứ hai được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển trên đường ống Từ condensate, chúng ta có thể làm nhiên liệu (như các loại xăng M92, M95), làm dung môi và các sản phẩm Hoá dầu
Thành phần chính của Condensate là các hydrocarbon no như pentane, hexane, heptane (C5”), ngoài ra còn có các hydrocarbon mạch vòng, các nhân thơm và một số tạp chất khác
Lưu lượng: 150.000 tắn/năm
Hiện nay, Condensate của nhà máy được vận chuyển đến nhà máy xử lý Condensate và được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng
Bảng 2.2.3.1 Chỉ tiêu cân đạt được của Condensate
( Chứng thư giám định phẩm chất ASI No: 08638A/GĐAC)
Chỉ tiêu giám định Don vi | Kết quả | Phương pháp
Màu sắc Trong VISUAL Ty trong Kgi 0,6700 D-1298 Chung cat IBP 36 10% 0 45 C D-86 50% 56 90 % 107 FBP 149 % VOL 2,0 Can va hao hut: , oo 0 KPa 75,5 D-323
Trang 18
Trị sô Octane RON 64,0 D-2699
Hàm lượng nước % VOL 0 D-130 Hàm lượng than cặn % W 0 D-473
Hién nay luong LPG do nha may cung c4p khoang 150000 tan/nim Condensate thu được từ nhà máy sẽ được chuyên đến nhà máy xt ly condensate Thi Vai dé tiép tuc xủ lý
Condensate được sử đụng chủ yếu để pha chế xăng, dung môi pha sơn, dung môi trong công nghiệp, DO, FO
Bảng 2.2.3.2 Vêu cầu kỹ thuật đỗi với Condensafe
(Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tỉnh sản phẩm NCPT.CAM 007.03/F1) Đơn vị Mức chất lượng Phương pháp STT Tên chỉ tiêu tính đăng ký phân tích 1 ty trong 6 15°C Kg/1 Số liệu báo cáo | ASTM D1298-99
Trang 192.3 Mô tả công nghệ 2.3.1 Chế độ vận hành
Đề đảm bảo cho việc vận hành Nhà máy được linh hoạt tránh bị sự cỗ và
đảm bảo hoạt động của nhà máy được liên tục không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy điện, đạm, nhà máy được lắp đặt và hoạt động theo các chế độ chính:
% Chế độ AMF (Ablolute Minium Facility): Cum thiét bi tôi thiêu tuyệt đối + Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu
% Ché d6 GPP (Gas Processing Plant): Cum thiét bi hoan thién
+ Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Ché 46 GPP sửa đỗi
Ngoài 4 chế độ trên trong quá trình vận hành nhà máy tùy theo tình trạng vận
hành bảo dưỡng của thiết bị mà VHV có thể linh hoạt điều chỉnh chế độ vận hành để đảm bảo tính an toàn và hiệu quả thu hồi lỏng tối đa
Nhà máy GPP được thiết kế dựa trên lưu lượng khí âm là 4,3 triệu
mẺ/ngày Với lưu lượng này, áp suất đầu vào của nhà máy sẽ khoảng 109 barG và là thông số quan trọng quyết định hiệu suất làm việc của thiết bị bên trong nhà máy Năm 2001 cùng với việc đưa khí Rạng Đông vào xử lí, lưu lượng khí qua nhà máy đạt mức tối đa khoảng 5,7 triệu m/ngày, áp suất đầu vào GPP giảm xuống còn khoảng 70-75 barG, cụm máy nén K-1011 đã được lắp đặt nhằm nâng áp suất khí đầu vào tới áp suất thiết kế 109 barG
Từ sơ đô công nghệ chính của nhà máy có 1 số thay đổi chính gỗm:
Khí đầu vào GPP được nâng áp từ 70-75 barG và nhiệt độ khí sau trạm khí K-1011 tăng lên khoảng 45 C cao hơn so thiết kế
Áp suất bình tách V-03 giảm từ 75 barG xuống 45 barG để đạt 2 mục
đích: Lượng khí âm vượt quá công suất vận hành của GPP được bypass qua V-
101 để cấp thăng cho các hộ tiêu thụ Lỏng được tách ở V-101 sẽ được đưa về V-03 để xử lí Lỏng tách được tại Scrubber trước K-1011 cũng được đưa về V-
03 để đảm bảo an toàn
Trong các chế độ vận hành nói trên, hai chế độ AMF, MF là các chế độ được thiết kế để vận hành trong giai đoạn lắp đặt, chạy thử Sau khi hoàn thành
VIỆC lắp đặt, các chế độ này rất ít khi được sử dụng mà sẽ thay đôi tuy theo diéu kiện của các thiết bị Để phù hợp với mục đích ban đầu, trong tài liệu này sẽ
Trang 20
trình bày lại hai chế độ này theo đúng thiết kế với các ghi chú về thay đổi hiện
tại Còn lại tài liệu sẽ tập trung cập nhật các thông số vận hành và công nghệ cho
chế độ GPP và MGPP 2.3.2 Ché d6 AMF
Ché d6 AMF ( theo thiét ké):
Chế d6 AMF theo thiết kế là chế độ vận hành nhà máy ban đầu với các thiết bị
tối thiểu nhằm cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ và không chú trọng vào thu hồi sản phẩm lỏng
Trang 222.3.2.2 Mô tả sơ đỗ
Khí đồng hành mỏ Bạch Hỗ với lưu lượng khí ẩm khoảng 4,3 triệu m/ngày
được đưa tới Slug Catcher của nhà máy bằng đường ống 16°° với áp suất 109 bar, nhiệt độ 25,6 °C Tai day, Condensate va khi được tách ra theo các đường riêng biệt dé tiép tục xử lí, nước có trong Condensate được tách nhờ trọng lực và đưa vào bình tách nước ( V- 52) để xử lí Tại đây nước được làm giảm tới áp suất khí quyên và hydrocacbon bị hap thu sé duoc giai phong dua vao đốt ở hệ thông cột đuốc, nước sau đó được đưa tới
hầm đốt ( ME- 52)
Dòng lỏng đi ra từ Slug Catcher (SC) được giảm áp và đưa vào bình tách V-03 hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 20°C V-03 có nhiệm vụ: Tách hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng nhờ giảm áp Cùng với việc giảm áp suất từ 109
bar xuống 75 bar, nhiệt độ cũng giảm thấp hơn nhiệt độ hình thành hydrate nên để tránh hiện tượng này, V-03 được gia nhiệt đến 20°C bằng dầu nóng nhờ thiết bị gia nhiệt E-07 Sau khi ra khỏi V-03 đòng lỏng này được trao đi nhiệt tại thiết bị E-04A/B nhằm tận
dụng nhiệt và làm mát cho dòng condensate thương phẩm
Dòng khí thoát ra từ Slug Catcher được dẫn vào bình tách lọc V-08 để tách triệt
để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí do SC không tách hết và lọc các hạt bụi trong khí (nếu có) tránh làm hư hỏng các thiết bị sau
Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hòa dòng EJ-01 A/B/C để giảm áp suất từ 109 bar xuống 47 bar Việc giảm áp này có tác dụng hút khí từ đỉnh tháp C-01 Dòng ra là dòng 2 pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 20°C cùng với dòng khí từ V-03 (đã giảm áp) được đưa vào tháp C-05 Nhiệm vụ của EJ-01 A/B/C là giữ áp suất làm việc
của tháp C-01 ổn định Tháp C-05 hoạt động ở áp suất 47 bar và nhiệt độ 20°C Ở chế
độ AME phần đỉnh của tháp hoạt động như bình tách khí lỏng thông thường Tháp C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ đo sự sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi qua EJ-01 A/B/C Dong khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 được đưa ra đường khí thương phẩm để cung cấp cho các nhà máy điện Lỏng tại đáy C-05 được đưa vào đĩa thứ 1 của tháp C-01 Chế độ AMF tháp C-01 có hai dòng nhập liệu:
+} Dòng từ V- 03 vào đĩa thứ 14 của tháp C-01
ak Dong long ti day cua thap C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01
Trang 23chế độ AMF tháp C-01 hoạt động như là tháp ổn định Condensate Trong đó, phần lớn
hydrocacbon nhẹ hơn Butan được tách ra khỏi Condensate nhờ thiết bị gia nhiệt E-
04A/B đến 194C Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 64°C được trộn với khí nguyên liệu
nhờ EJ-01 A/B/C Dòng Condensate ở đáy tháp được trao đổi nhiệt tại E-04A/B và
được làm lạnh bằng không khí ở E-09 để giảm nhiệt độ xuống 45°C trước khi ra đường
ống dẫn Condensate về kho cảng hoặc chứa bồn chứa TK-21
2.3.3 Chế độ MF
Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy Trong chế độ hoạt động này,
một số thiết bị được bổ sung vào so với chế độ AMF( trừ EJ- A/B/C), các thiết bị chủ
yếu là tháp hấp phụ loại nước V-06A/B (Dehyration Adsorber), thiét bị trao đối nhiệt
khí lạnh/khí E-14 (Cold Gas/ Gas Exchanger), thiét bị trao đổi nhiệt khí/lỏng E-20
(Gas/Cold Liquid Exchanger), may nén khi ở đỉnh tháp tách enthane K-01 (Deethan1zer OVHD Compressor), may nén K-04A/B va thap 6n dinh C-02 (Stabilizer)
“k Thap én dinh Condensate C-02
sk Cac thiét bi trao đôi nhiệt: E-14, E-20
“‡k Thiết bị hấp thụ V-06A/B
™ May nén K-01, K-04A/B 2.3.3.1 Sơ đồ công nghệ
Trang 24Ký hiệu: C - Tháp tách phân đoạn V - Thiết bị tách §C - 8lug-Catcher - B- Thiết bị ao đổi nhiệt K- Máy nén | P-Bom, SP codensate ME - Thiết bị đo điểm, F- Thiết bị lọc Bupro a Bupro nø nghệ chế độ MỸ 2.3.3.2 Mô tả sơ đồ
Dòng khí từ Slug Catcher được đưa tới bình tách lọc V-08, thiết bị này có chức năng: tách nước, hydrocacbon lỏng, dầu và lọc các hạt rắn, nhằm bảo vệ lớp chất hấp thụ trong V-06A/B khỏi bị hỏng hoặc giảm hoạt tính cũng như giảm tuổi thọ của chúng
Sau khi được loại nước tại V-06A/B dòng khí được đưa đồng thời đến 2 thiết bị E-14 và
Trang 25nhân làm lạnh bậc một cho dòng nguyên liệu tại E-14 (nhiệt độ giảm từ 26,5°C xuống - 17°C) dòng nguyên liệu qua E-14 được làm lạnh bậc hai tại van FV-1001
Dòng khí ra từ đỉnh C-05 sau khi trao đối nhiệt qua E-14 nhiệt độ được tăng lên đủ điều kiện cung cấp cho các nhà máy điện
Hai tháp hấp thụ V-06A/B được sử dụng luân phiên, khi tháp này làm việc thì tháp kia tái sinh Quá trình tái sinh được nhờ sự cung cấp nhiệt của dòng khí thương
phẩm nâng nhiệt độ lên 220°C, dòng ra khỏi thiết bị V-06 A/B được làm mát tại E-15 và được tách lỏng ở V-07 trước khi ra đường khí thương phẩm
Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF giống như trong chế độ AMF, ngoại trừ việc đưa khí từ V-03 đến C-01 thay vì đến C-05 như chế độ AMF Ngoai ra trong ché d6 MF, tháp C-02 được đưa vào vận hành để thu hồi Bupro Nhằm tận dụng Bupro và tách một
phần methane, ethane còn lại, đòng khí ra từ V-03 được đưa đến tháp C-01 để tách triệt để ethane Dòng lỏng ra khỏi V-03 được đưa đến tháp C-01 sau khi được gia nhiệt từ 20°C lên 80C tại thiết bị E-04A/B nhờ dòng lỏng ra từ tháp C-02 Tháp C-01 có ba
đòng nguyên liệu được đưa vào:
“ Dong khi dén từ V-03 vào giữa đĩa thứ 2 và thứ 3 của tháp C-01 s‡ Dòng lỏng từ V-03 vào đĩa thứ 20 của tháp C-01
3k Dòng lỏng đến từ đáy C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01
Tại đây các hydrocacbon nhẹ như Cl, C2 được tách ra và đi trên đỉnh tháp sau đó được nén từ 25 bar lên 47 bar nhờ máy nén K-01 trước khi được dẫn vào đường khí thương phẩm
Phần lỏng ra từ đáy tháp C-01 được đưa đến tháp C-02 Tháp C-02 làm việc ở áp
suất 11 bar, nhiệt độ đỉnh 60°C và nhiệt độ đáy 154°C Tại đây C5” được tách ra và đi ra ở đáy tháp Sau khi ra khỏi E-04A/B để gia nhiệt cho nguyên liệu vào tháp Sau khi ra khỏi E-04A/B dòng lỏng này được đưa đến làm lạnh bằng thiết bị làm mát bằng không
khí E-09 trước khi đưa ra đường ống hoặc bồn chứa condensate thương phẩm TK-21 Dòng hơi ra khỏi đỉnh tháp C-02 là LPG, được ngưng tụ tại V-02, một phần được cho hôi lưu trở lại C-02 đê đảm bảo sự hoạt động của tháp, phân còn lại theo đường dân sản pham LPG
2.3.4 Chế độ GPP
Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy chế biến khí Chế độ này bao gồm các thiết bi của chế độ MF và được bé sung một số thiết bị sau:
Trang 28Dòng khí ra từ Slug Catcher qua V-08 để tách nốt phần lỏng còn lại, lượng lỏng được tách ra này được đưa tới bình tách V-03 để xử lý, còn dòng khí ra từ V-08 đi vào V-06A/B để tách tỉnh nước
Trong chế độ này, thiết bị Turbo-Expander được đưa vào hoạt động thay thế E-
20 trong chế độ MF, nên khoảng 2/3 lượng khí ra khỏi V-06A/B được chuyên tới phần
giãn nở của thiết bị CC-01, tại đó khí được giãn từ 109 bar xuống 33,5 bar và nhiệt độ cũng giảm xuống -18ỶC, sau đó dòng này được đưa vào tháp tinh loc C-05
Phần còn lại khoảng 1/3 đòng từ V-06A/B được đưa tới thiết bị trao đổi nhiệt E- 14 để làm lạnh dòng khí từ 26°C xuống -35°C nhờ dòng khí lạnh ra từ đỉnh tháp C-05 có
nhiệt độ -42,5°C Sau đó, dòng này lại qua van giảm áp FV-1001 (áp suất được giảm từ 109 bar xuống 47,5 bar, nhiệt độ cũng giảm xuống còn -62°C) rồi được đưa vào tháp C- 05 như một dòng hồi lưu ngoài đỉnh tháp
Trong chế độ GPP, tháp C-05 làm việc ở áp suất 33,5 bar nhiệt độ đỉnh -42°C và nhiệt độ đáy -20°C Khí ra khỏi đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -42,5°C duoc str dung lam lạnh khí đầu vào thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 trước khi nén ra dòng khí thương phẩm bằng phần nén của CC-01
Quá trình thu hồi lỏng của chế độ này có khác biệt so với chế độ AME và chế độ
ME do sự có mặt của tháp C-04 và các máy nén K-02, K-03 Dòng khí ra từ đỉnh tháp C-01 được máy nén K-01 nén từ 29 bar lên 47 bar roi tiép tục được làm lạnh trong thiết bị trao đôi nhiệt E-08 (tác nhân lạnh là dòng lỏng ra từ V-03 có nhiệt độ 20°C) và vào tháp C-04 để tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong lỏng đến từ V-03
Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47,5 bar, nhiệt độ đỉnh và đáy lần lượt là 44°C và 40°C Khí sau khi ra khỏi thiết bị C-04 được nén đến áp suất 75 bar nhờ máy nén K-02 rồi được làm lạnh tại thiết bị trao đôi nhiệt bằng không khí E-19 Dòng này được trộn lẫn với dòng khí ra từ V-03, và được nén tới 109 bar bằng máy nén K-03, sau đó đó được làm lạnh và nhập vào dòng khí nguyên liệu trước khi vào V-08
Dòng lỏng ra từ tháp C-04 được đưa đến đĩa thứ 14 của tháp C-01, dòng lỏng ra từ tháp C-05 được đưa đến đĩa thứ nhất của tháp C-01 đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh tháp
Trang 29C-02 (áp suất việc của C-02 là 11 bar, nhiệt độ đỉnh 55°C và nhiệt độ đáy là 134 °C) để tách riêng condensate và bupro
Dòng ra từ đỉnh tháp C-02 là hỗn hợp bupro được tiến hành ngưng tụ hoàn toàn
ở nhiệt độ 43 °C qua hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-02, sau đó được đưa đến
bình hồi lưu V-02 có dạng nằm ngang, một phần bupro được bơm trở lại tháp C-02 để hồi lưu bằng bơm P-01 A/B, áp suất của bơm có thê bù đắp được sự chênh áp suất làm việc của tháp C-02 (11 bar) và tháp C-03 (16 bar) Phần bupro còn lại được gia nhiệt đến 60 °C trong thiết bị gia nhiệt E-17 trước khi cấp cho tháp C-03 bằng chất lỏng nóng từ đáy tháp C-03 Sản phẩm đáy của tháp C-03 chính là condensate thương phẩm được đưa ra bồn chứa hoặc dẫn ra đường ống vận chuyển condensate về kho cảng Thị Vải
Sản phẩm ra từ đỉnh tháp C-03 là hơi propan được ngưng tụ hoàn toàn ở nhiệt độ
46 °C trong thiết bị E-11 được lắp tại đỉnh C-03 có dạng làm mát bằng không khí và
được đưa đến thiết bị chứa hồi lưu V-05 có dạng nằm ngang Sản phẩm propan lỏng này được bơm ra khỏi V-05 bơm bằng các máy bơm, một phần propan thương phẩm được tach ra bằng thiết bị điều khiển mức và chúng được đưa đến đường ống dẫn propan hoặc
để chứa propan V-21A Phần còn lại được đưa trở lại tháp C-03 như một dòng hồi lưu
ngoài ở đỉnh tháp
Tại tháp C-03, thiết bị trao đổi nhiệt E-10 được lắp đặt để cấp nhiệt đun sôi lại bằng đầu nóng tới nhiệt độ 97 °C Nhiệt độ của nó được điều khiến bởi van TV-2123 đặt trên ống
dẫn dầu nóng Butan còn lại đưa ra bồn chứa hoặc đưa đến kho cảng Thị Vải sau khi
được giảm nhiệt độ đến 60°C bằng thiết bị trao đổi nhiệt E-17 và đến 45 °C nhờ thiết bị
trao đổi nhiệt E-12
2.3.5 Chế độ hoạt động GPP chuyển đổi
Để quyết những việc phát sinh của việc tăng năng suất của Nhà máy khi phải tiến hành tiếp nhận thêm lượng khí đồng hành từ mở Rạng Đông sao cho đem lại hiệu quả cao nhất: Việc tăng lưu lượng khí đồng hành dẫn vào bờ gây nên sự sụt giảm áp suất đáng kế trên đường ống làm cho áp suất tại đầu vào Nhà máy xử lý khí không thé đảm bảo giá trị áp suất thiết kế là 109 bar Phương pháp lắp đặt tram nén khí đấu vào Nhà máy Dinh Cố để nén tăng áp suất khí nguyên liệu vào Nhà máy lên 109 bar theo thiết kế ban đầu sẽ đảm bảo việc tăng sản lượng sản phẩm của Nhà máy khi tăng lưu lượng nguyên liệu vào nhà máy cũng như đủ áp suất của dòng khí cung cấp cho Nhà máy điện Phú Mỹ 1
Trang 30Trạm nén khí đầu vào được lắp đặt gồm 4 máy nén khí: 3 máy hoạt động và l máy dự phòng Ngoài ra, một số thiết bị của nhà máy xử lý khí Dinh Cố cũng được cải tiến để kết nối mở rộng với trạm nén khí
Trang 31Khí đồng hành từ mở Bạch Hồ với lưu lượng khoảng 5,7-6,1 triệu m” khí/ngày
vào hệ thống Slug Catcher trong điều kiện áp suất 65 bar-80 bar nhiệt độ 20 đến 30°C (tùy theo nhiệt độ môi trường) Dòng khí đi ra từ SC được chia thành 2 dòng
#+ Dong thứ nhất có lưu lượng khoảng 1 triệu m”/ngày được đưa qua van giảm áp
PV-106 giảm áp suất từ 65 bar-80 bar xuống 54 bar và đi vào thiết bị tách lỏng V-101 Lỏng được tách ra tại bình V-101 được đưa vào thiết bị V-03 đề chế biến sâu Khí đi ra từ bình tách V-101 được đưa vào hệ thống đường dẫn khí thương phẩm 16” cung cấp cho các nhà máy điện
% Dòng thứ hai có lưu lượng khoảng 5 triệu m”/ngày được đưa vào trạm nén khí
đầu vào K-1011 A/B/C/D (3 máy hoạt động và 1 máy dự phòng) để nén nâng áp suất từ 65 bar-80 bar lên 109 bar sau đó qua hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-1011 để làm nguội đòng khí ra khỏi máy nén đến nhiệt độ khoảng 40-50°C
Dòng khí này đi vào thiết bị tách lọc V-08 để tách lượng lỏng còn lại trong khí
và lọc bụi bân Sau đó đươc đưa vào thiết bị hấp thụ V-06 A/B để tách triệt để
nước tránh hiện tượng tạo thành hydrate quá trình làm lạnh sâu
Dòng khí đi ra khỏi thiết bị V-06A/B được tách thành hai dòng: khoảng 1/3 đòng
khí ban đầu qua thiết bị trao đôi nhiệt E-14 để hạ nhiệt độ từ 26,5 xuống -35°C với tác
nhân lạnh là dòng khí khô đến từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -45°C, sau đó được làm lạnh sâu bằng cách giảm áp qua van FV-1001 Áp suất giảm từ 109 bar xuống 37 bar
( bằng áp suất làm việc của C-05) kéo theo nhiệt độ giảm xuống -62°C rồi được đưa vào đĩa trên cùng của tháp tinh cat C-05, đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài của đỉnh tháp 2/3 đòng khí còn lại được đưa vào thiết bị CC-01 để thực hiện việc giảm áp từ 109 bar xuống 37 bar, nhiệt độ giảm xuống -12°C và được đưa vào đáy tháp tỉnh cất C-05
Tháp tinh cất C-05 hoạt động ở áp suất 37 bar, nhiệt độ đỉnh tháp và đáy tháp tương ứng là -45°C và -15°C tại đây khí (chủ yếu là metan và etan) được tách ra tại đỉnh
tháp C-05 Thành phần lỏng chủ yếu là Propan và các cấu tử nặng được tách ra từ đáy thấp
Dòng khí đi ra từ đỉnh của tháp tỉnh cất có nhiệt độ -45°C được sử dụng làm tác nhân lạnh cho thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và sau đó được nén tới áp suất 54 bar trong phần nén của thiết bị CC-01 Hỗn hợp khí đi ra thiết bị này là khí thương phẩm được đưa vào hệ thống 16”? đến các nhà máy điện
Trang 32Dòng khí từ K-01 sau đó được nén đến 75 bar nhờ máy nén K-02 tồi lại tiếp tục đưa vào thiết bị trao đôi nhiệt E-19 băng việc sử dụng dẫn tới thiết bị trao đôi nhiệt E-04
(để tận đụng nhiệt của dòng Condesate ra từ đáy C-02) sau đó đi vào đĩa thứ 20 của tháp
Dòng lỏng ra từ đáy tháp tinh cất được đưa vào tháp C-01 như dòng hồi lưu
ngoài đỉnh tháp
Trong tháp C-01, với nhiệt độ đáy tháp là 109°C ( nho thiét bi gia nhiét E- 01A/B), ap suất hoạt động của tháp là 27,5 bar, các hydrocacbon nhẹ như metan, etan được tách ra đi lên đỉnh tháp vào bình tách V-12 để tách lỏng có trong khí và được máy nén K-01 nén từ áp suất 27,5 bar lên áp suất 47,5 bar Dòng ra khỏi máy nén K-01 được đưa vào E-08 sau đó vào tháp C-04 Do bình tách V-03 phải giảm áp suất vận hành từ 75 bar theo thiết kế xuống còn 45 bar (vì các lý do đã trình bày ở mục trên) nên lượng lỏng từ đáy bình tách V-03 được đưa trực tiếp qua E-04A/B mà không đi vào thiết bị trao đỗi nhiệt E-08 như thiết kế Vì vậy E-08 và C-04 lúc này không hoạt động như các thiết bị
công nghệ mà chỉ hoạt động như các đường ống dẫn khí 2.4 Các thiết bị chính trong nhà máy
2.4.1 Slug Catcher
Khí ngoài giàn vào nhà máy sẽ được tiếp nhận đầu tiên tại Slug Catcher( SC- 01/02) ở điều kiện áp suất từ 65 bar đến 109 bar (tùy theo lưu lượng) nhiệt độ từ 20 đến
30°C (tùy theo nhiệt độ môi trường) Hệ thống Slug Catcher là hệ thống tách dạng ống, bao gồm hai dãy ống với dung tích mỗi dãy là 1400 m’, thê tích này đủ để tiếp nhận slug từ đường ống 16” dưới đáy biển
Hỗn hợp khí và condensat từ ngoài mỏ vào, được đưa đến Slug Catcher (SC- 01,02) dé phân tách Condensat và nước từ khí, dưới áp suất vận hành 109 barA và nhiệt
độ 25,6°C SC bao gồm hai hệ mỗi hệ có dung tích 1.400 m” thuộc dạng ống Khí phân
tách được góp lại ở đầu góp 30” và đưa đến thiết bị ở công nghệ tiếp theo
Lượng Condensat tách ra được góp lại ở đầu góp 36” và sẽ được đưa đi đưới sự
điều khiển mức (LIC-0111 A&B, LT-0121 A&B) mức điều khiển được chia làm 2 mức A (cao ), B (thấp ) bởi thiết bị điều khiển bằng tay HS-0111, 0121 Trong trường hợp
lượng lỏng lớn ở mức cao HH thì van vào sẽ đóng, còn ở mức thấp thì dòng Lỏng sẽ
đóng để tránh hiện tượng sục khí vào thiết bị V-03 Nước đến từ thiết bị SC ở thiết bị ILIC- 0112&0122 thông qua bình tách nước và sản phẩm V-52 (nước được giảm áp đến
Trang 33sẽ được đưa đến Brun pit (ME-52) để đốt, với việc điều khiển mức thấp thì đường dẫn
nước sẽ được đóng để tránh các hydrocacbon sục vào thiết bị tách nước V-52
Khí tách ra từ Slug Catcher được thu gom trong đường ống 30” và được đưa về xử lý tiếp ở các thiết bị hạ nguồn Condesate tách ra từ Slug Catcher được thu gom
trong đường ống 36” và được đưa về bình tách V-03 Nước được đưa ra từ thiết bị Slug
Catcher thông qua thiết bị điều khiển mức (ILIC-0112 và 0122) đi vào bình tách V-52 (Produced Water Flash Drum), tại đây nước được làm giảm tới áp suất khí quyền và hydrocacbon bị hap thu sé duoc dua ra ống thải Sau đó nước được chuyển đến burn pit ME-52
Ở chế độ hoạt động bình thường, cả hai hệ thống Slug Catcher SC-01/02 đều hoạt động ở chế độ cao hơn và một thiết bị điều chỉnh HS-0101 (Low selector), được lắp đặt ở giữa mực chất lỏng của hai hệ thống này trong trường hợp hoạt động song song Trong trường hợp cần bảo dưỡng sữa chửa một hệ thống Slug Catcher duy trì sự hoạt động bình thường của nhà máy, hệ thống còn lại được cô lập bởi các cặp van tay trên đường khí vào và ra của SC
2.4.2 Thiết bị đo đếm sản phẩm lồng đi vào đường ống
Ba đường ống dẫn sản phẩm lỏng có đường kính là 6 inch được thiết kế để vận
chuyển condensafe, propan và butan từ nhà máy xử lý khí Dinh Có tới kho cảng Thị Vải, năm cách nhà máy 28 km Ở điều kiện làm việc bình thường các sản phẩm lỏng sẽ được vận chuyên trực tiếp đến Thị Vải Terminal qua ba đường ống này Theo thiết kế một đường dùng để vận chuyên condensate, một đường vận chuyên butane và đường còn lại van chuyén propane
Cac thiét bi do dong dang coriolis ME-24, 25, 26 dugc lắp đặt trên mỗi đường ống cùng với thiết bị kiểm tra dòng FIQ-2604 ( check meter) để kiểm tra độ chính xác thiết bị đo trên
2.4.3 Thiết bị Turbo Expander
Thiết bị gầm hai phần chính: Expander va máy nén
a Phan Expander: Gém hai phan, 3 dong khi tir V- 06 vao Expander tir 109 bar xuống 33,5 bar làm cho nhiét d6 dong giảm xuống đến -18°C Ở nhiệt độ này chủ yếu các H-C nặng (Cs ”) được hóa lỏng và đưa đến tháp C-05 như
nguồn nạp liệu
+ Phần máy nén: Khi quá trình giảm áp tại Turbo Expander xảy ra thì dòng khí
Trang 34sẽ được sinh ra công làm quay quạt giọt gió trong Expander, công được dẫn qua trục truyền động dùng để chạy phần máy nén để tăng áp suất của dòng khí ra từ đỉnh tháp C-05 từ 33,5 bar lên 47bar
2.4.4 Bình tách V-03
Bình tách V-03 (Slug Catcher liquid flash drum), là một bình tách ba pha nằm ngang hoạt động ở 45 barG (75 barG ở chế độ GPP theo thiết kế) và 20°C để tách các hydrocacbon nhe bi hap thu trong condensate bang phuong pháp giảm áp suất Áp suất được giảm xuống từ áp suất tại SC xuống còn 45 barG, nhiệt độ hạ xuống thấp hơn
nhiệt độ tạo thành hydrat (20°C), do đó có hai van điều chỉnh mức được lắp đặt trước
đầu vào bình tách V-03 (một van dự phòng) Trong trường hợp hydrat được tạo thành trong một van, có thể bơm methanol vào hoặc thay thế bằng van đự phòng Nhà máy
được thiết kế với điều kiện là nguyên liệu đầu vào được bão hòa nước nhưng thực tế
nguyên liệu khai thắc được ngoài khơi khơng phải hồn tồn như vậy Hiện tại giàn khai thác đã trang bị một hệ thống tách nước bằng glycol hoạt động liên tục Vì vậy, sự hình thành hydrat rất ít khản năng xảy ra
Tại V-03 một thiết bị gia nhiệt dạng ống xoắn (E-07) được lắp đặt để gia nhiệt
cho condensate lên cao hơn 20°C bằng dầu nóng để tránh hiện tượng tạo thành hydrat bên trong bình Công suất gia nhiệt của E-07 được điều chỉnh băng thiết bị điều chỉnh nhiệt độ-TICA-0303 (Temperature controller)
Sau đó condensate thông qua thiết bị điều chỉnh dòng FICA-0302 (Flow controller) và thiết bị điều chỉnh mức LICA-0302 (Level controller) để đưa vào chế biến tiếp Có ba sự lựa chọn cho việc xử lý condensate: tới Rectifñier-C-05 ở chế độ AME, tới De-ethanizer-C-01 ở chế độ MF hoặc tới V-14 (mlet Scrubber 3) ở chế độ GPP
Nước được tách tại V-03 được chuyển sang thiết bị điều chỉnh mức (LICA-0301, level controller) đưa vào bình tách V-52, Produced water Flash drum, như trong trường hợp nước từ Slug Catcher
Áp suất hoạt động của bình tách ba pha V-03 được điều chỉnh ở 45 barG hoặc 75 barG, bằng van điều ap PV-1209 cho chế độ hoạt động AME, PV-1305 A/B (cho chế độ hoạt động ME) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03 hoặc bằng máy nén khí
diéu ap K-03
2.4.5 Thap tach tinh C-05
Trang 35+ Tháp có đường kính 2,14m, chiều cao tổng là 21m, gồm 12 đĩa thực và 7
đĩa lý thuyết, khoảng cách các đĩa là 610 mm (24”) a Không có hồi lưu và Reboiler thân đài 16m, dày 57 mm + Mục đích: Chế biến pha khí từ SC đề thu hồi lại Propan, Butan, Condensate nhiều nhất để bán + Theo thiết kế thì trọng lượng mol khí sẽ giảm từ 23,6 tới 18,7 mà trong 5 đó 839% là metan
Dòng khí từ hệ thống Ejector và dòng khí từ bình tách V-03 được chuyên đến đĩa thứ nhất của tháp C-05 để tách lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ 20,7°C và áp suất 45 bar
Phần trên tháp C-05 lúc này có tác đụng như một bình tách lỏng hơi 2.4.6 Tháp tách ethane C-01
Áp suất hoạt động của hệ thống tách ethane là 29 BarA ở chế độ ME và GPP,
20barA ở chế độ AME Nhiệt độ đỉnh và đáy tháp ở chế độ hoạt động GPP là 14°C và 109°C, còn ở chế độ MF tương ứng là 6 và 120°C Trong chế d6 AMF không có dòng
lạnh hồi lưu, do vậy nhiệt độ của tháp (C-01, Dethanizer) cao hơn, nhiệt độ ở đỉnh tháp và đáy tháp (C-01, Dethanizer) lần lượt 1a 63,7 °C va 194°C
Tháp tách ethane (C-01, Deethanizer) gồm 32 van kiểu đĩa, 13 van ở phần trên của tháp có đường kính là 2600 mm, và 19 đĩa ở phần đưới của tháp có đường kính là 3050 mm Bộ chênh áp PDIA-1321, Pressure Diff&rential Transmiter được lắp đặt để
phát hiện sự chênh áp trong tháp Bốn bộ thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp đặt trên các đĩa thứ 2, 3, 14, 20 của tháp Hai thiết bị trao đổi nhiệt Reboiler E-01A/B (reboiler để
gia nhiệt cho tháp), một reboiler làm việc, một ở chế độ dự phòng Từ reboiler dòng lỏng sẽ được chuyên đến bình chứa V-15, Deethanizer Bottom Buffer, sau đó được đưa
về tháp ôn định C-02 thông qua van FV-1301 được điều chỉnh bởi đòng FICA-1301
casaded với bộ đo mức chất lỏng LICA-1302 2.4.7 Tháp C-04
Tháp tách khí được lắp đặt sau khi nhà máy hoàn tất và đưa chế độ GPP vào
hoạt động Tuy nhiên, C-04 cũng có thê đưa vào hoạt động trong chế độ ME và AME Tháp C-04 hoạt động ở áp suất 47 BarA Van PV-1801B sẽ xá khí ra đuốc đốt trong trường hợp áp suất tháp C-04 vượt quá giá trị cho phép Ở điều kiện làm việc bình
thường nhiệt độ ở đỉnh và đáy tháp lần lượt là 44°C và 40°C
Trang 36Tháp C-04 gồm 6 van dạng đĩa có đường kính 2600mm Bộ thiết bị đo chênh áp
PDIA-1802 (Pressure Difffential Transmiter) được lắp đặt để phát hiện sự chênh áp trong tháp do sự tạo bọt Bộ thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp đặt trên đĩa thứ 6 của tháp Tháp C-04 không có thiết bị gia nhiệt reboiler ở đáy tháp và thiết bị ngưng tụ condenser Hydrocacbon lỏng, nước được tách ra nhờ vào dòng khí khô từ đầu xả máy nén K-01 Lỏng dưới đáy tháp C-04 thông qua van FV-1701 (hoạt động ở chế độ auto cascaded) được dẫn vào đĩa thứ 14 hoặc 20 của tháp tách ethane sau khi đã được gia nhiệt từ 40°C
lên §6°C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B nhờ dòng nóng có nhiệt độ 154°C đi ra từ đáy tháp C-02 Mục đích của thiết bị trao đổi nhiệt này là dé tận dụng và thu hồi nhiệt
2.4.8 Tháp 6n định C-02
Tháp chưng cất C-02 làm việc ở áp suất 11 barA nhằm mục đích thực hiện quá
trình phân tách giữa các câu tử C4 và C5 của dòng lỏng từ V-15 tới để tạo ra 2 loại sản
phâm riêng biệt: LPG (Bupro) và condensate (C5”
LPG ra khỏi đỉnh tháp (ở trạng thái điểm sương) được làm lạnh bằng không khí bởi giàn quạt E-02 để ngưng tụ thành lỏng (trạng thái điểm sôi) tại V-02 Sau đó một phần LPG sẽ được bơm P-01A/B hồi lưu lại tháp nhằm tăng độ tinh cất của tháp, một
phần khác được bơm tới V-21A/B/C, kho cảng Thị Vải hay tới tháp C-03 để tách riêng Propane và Butane
Stabilier duoc lap đặt ở chế độ MF và GPP nhưng cũng có thể chạy nó ở chế độ AMF dy phòng Trong chế độ AME, tháp tách C-01 hoạt động như một tháp ôn định bằng sự bốc hơi của Butan và các H-C nhẹ hơn ra khỏi Condensate ở nhiệt độ rất cao, tại
thiết bị đun sôi lại là 149°C trong trường hợp thiết bị ổn định không hoạt động Nếu
người ta thu hồi LPG trong chế độ AMF thì tháp tách Ethan hoạt động đúng chức năng của nó ở nhiệt độ đun sôi lại thấp hơn và thiết bị C-02 có thể được sử dụng
Áp suất vận hành của hệ thống tháp C- 02 được khống chế ở 11 bar, bằng cách khống chế hiệu suất của thiết bị trao đôi nhiệt E-02 bằng cách mở hoặc đóng một dòng khí bypass nóng qua van PV-1501A, công suất thiết kế là 30 % dòng tổng Khí sẽ được đốt qua van PV-1501B
Tháp C-02 gồm 30 đĩa van, đường kính 2,14 m, đĩa nạp liệu là đĩa số 10, một
thiết bị ngưng tụ ở đỉnh, một thiết bị đun sôi lại ở đáy LPG trong tháp C-02 sẽ được
tách ra khỏi condensat Hơi LPG từ đỉnh cột sẽ ngưng tụ ở 43C trong thiết bị ngưng tụ
Trang 37= 2,2 m, 1 =7 m) Long LPG duoc bơm hồi lưu P-01A/B (công suất bơm là 180 m”h,
chiều cao đây 133,7 m, công suất động cơ là 75 KW) Bơm đỉnh có thể hoạt động ở áp
suất 11 bar (của thiết bị ổn định) hoặc 16 bar (của tháp tách C-03) Một đòng LPG lỏng có lưu lượng 80 mỶ⁄h sẽ được lấy ra nhờ thiết bị điều chỉnh lưu lượng FICA-1601 qua thiết bị điều khiển mức LICA-1601 Lượng này sẽ được đun nóng đến 60°C tại thiết bị trao đồi nhiệt E-17 nhờ dòng nóng 97°C đến từ đáy C-03, sau đó đi đến tháp C-03 (ở
chế độ GPP) Còn chế độ ME, nó được đưa đến một trong các bình chứa LPG V-21 A/B
còn 75 m”⁄h LPG thì được hồi lưu lại đỉnh tháp C-02
Thiết bị đun sôi lại của tháp C-02 thuộc loại Kettle (E- 03) được sử dụng để đun
nóng nhờ tác nhân làm nóng là dòng dầu nóng có nhiệt độ 154°C Nhiệt độ được khống
chế bởi van TV-1523 lắp trên đường ông Condensat từ đáy tháp C-02 sẽ được bốc hơi một phần, phần hơi được đưa trở lại đáy tháp, phần lỏng còn lại sẽ qua trao đôi nhiệt với đòng nhiên liệu của tháp C-01 để làm lạnh xuống 60C và sau đó được làm lạnh đến
45°C tại thiết bị ngưng tụ bằng không khí E-09
Bộ đo chénh ap PDIA-1521, Pressure Diffrential Transmiter duoc lắp đặt để
phát hiện sự chênh áp ở trong tháp do sự tạo bọt Ba thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp đặt
trên các đĩa thứ 9,10,30 của tháp C-02
Thiết bị gia nhiệt cho đáy tháp E-03 được lắp đặt ở đáy tháp C-02 để cung cấp nhiệt cho tháp nhiệt độ được điều khiển bởi TV-1523 được lắp đặt trên đường ống dẫn
đầu nóng
2.4.9 Tháp tách C-03, C3/C4, Splitter
Tháp chưng cất C-03 làm việc ở áp suất 16 barA nhằm mục đích thực hiện quá trình phân tách giữa các cấu tử C3 và C4 của đòng Bupro lỏng từ V-02 tới để tạo ra 2 loại sản phẩm riêng biệt: Propane và Butane
Nguyên liệu Bupro được gia nhiệt trước tại E-17 bởi dòng Butane đi ra từ đáy reboiler E-10 sau đó tới đĩa thứ 10 của tháp C-03 (gồm 30 đĩa)
Propane ra khỏi đỉnh tháp (ở trạng thái điểm sương) được làm lạnh bằng không khí bởi giàn quạt E-11 để ngưng tụ thành lỏng (trạng thái điểm sôi) tại V-05 Sau đó
một phần Propan sẽ được bơm P-03 A/B hồi lưu lại tháp nhăm tăng độ tinh cất của tháp,
một phần khác được bơm tới V-21A/B/C, kho cảng Thị Vải
Trang 38Sản phẩm lỏng ra khỏi đáy tháp được hóa hơi một phần để quay trở lại tháp,
phần lỏng còn lại được dẫn tới E-17 dé gia nhiệt cho nguyên liệu, tiếp tục được làm mát bởi quạt E-12A/B đi ra V-21 A/B/C hoặc KCTV
Tháp tách C-03 bao gồm 30 van dạng đĩa có đường kính 1750 mm Dòng nhập
liệu được đưa vào đĩa thứ 14 Tháp làm việc ở áp suất 16 BarA và được điều chỉnh bằng
hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-l1 và các van điều áp PV-2101A/B
Bộ đo chênh áp PDIA-2121, Pressure Diferential Transmiter được lắp đặt nhằm kiểm soát chênh áp qua tháp nằm trong giới hạn cho phép Ba thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp đặt trên các đĩa thứ 13,14,30 để theo dõi nhiệt độ làm việc của tháp
2.5 Các hệ thống trong quá trình sản xuất
2.5.1 Hệ thông LPG va xe bon
Bơm xuất LPG (P-21A/B) có công suất 70 mỶ/h chiều cao đây 61,2 m, công suất
động cơ điện 15 KW được dùng cho việc xuất LPG cho xe bổn từ bồn chứa sản phẩm Bơm đứng đơn cấp và nó được lựa chọn có giá trị NPSH thấp Chiều cao đây thiết kế sao cho đáp ứng việc xuất qua trạm xuất LPG (ME-21) Thiết bị đo lưu lượng (FIA-2402) làm cho bơm sẽ ngừng hoạt động khi lưu lượng nằm trong vùng giới hạn dưới của bơm
Việc xuất cho xe bồn được thao tác bằng tay, bằng cách kết nối đường lỏng 4” và đường hơi 3” quay lại đường ống Việc lựa chọn sản phẩm được thực hiện tại bảng điều khiển cho việc xuất, với van vận hành lắp trên đường ống ra của các Bullet Các van sẽ tự động đóng, mở thông qua SDV-2501 (trên đường lỏng ), SDV-2501 (trên đường khí), với tín hiệu từ hộp điều khiến Đường pha hơi hồi lưu lại các Bullet được lựa chọn bằng các thao tác tay
Chỉ có một trạm vận hành cho 3 Bullet, cho nên cần chú ý việc nhiễm lần các sản phẩm khi thay đối việc xuất sản phẩm ví đụ từ Propan đến Butan, nhưng nhu cầu dân dụng không yêu cầu về mức độ tinh khiết nên việc trộn lẫn này không ra các vấn đề quan trọng Trong trường hợp này Butan xuất trước, sau đó đến Propan để sự trộn lẫn giữa hai sản phẩm lỏng trong bồn tốt Việc xuất sẽ tự động đóng khi tín hiệu từ ME-22 hoặc mức chất lỏng trong xe bồn cao (LS-3501) Đường đây của Bơm được nối với ba đường ống, Tuy nhiên sản phẩm lỏng có thể không đủ áp để vận chuyên xuyên qua đường ống khi áp suất phụ thuộc vào nhiệt độ của Bullet
Trang 39Hệ thống đuốc đốt được thiết kế để đốt bỏ khí đi ra từ Nhà máy thơng qua các
van an tồn, van điều áp
Toàn bộ khí xả ra được thu gom vào ống thu gom (flare header) có đường kính 20 inch sau đó được dua dén binh tach long V-51, Flare K.O Drum V-51 có đường kính 3100 mm, dài 8200 mm, là bình nằm ngang có tác dụng loại bỏ toàn bộ chất lỏng bị cuốn theo trước khi đưa ra đốt tại đuốc đốt ME-51, Flare Stack Đuốc đốt có đường kính 30 inch, cao 70 m, công suất 212 tắn/h trong trường hợp hoạt động không liên tục va 77,2 tan/h trong trường hợp hoạt động liên tục Bộ đánh lửa bằng điện được lắp đặt để tạo ra ngọn lửa đốt khí, và thiết bị này được theo đõi nhờ ba đầu dò lửa BSL- 2701A/B/C, được lắp đặt trên đỉnh của cột đuốc
Chất lỏng thu được trong bình V-51 được chuyên đi bằng bơm P-51A/B Flare K.O Drum Pum (công suất là 10m”⁄h, áp suất là 77 m nước chạy bằng động cơ điện có công suất 11 KW) đến hầm đốt brun pit Bơm P-51 tự động khởi động khi tín hiệu báo mức HI từ thiết bị chỉ mức chất lỏng trong bình LIA-2701, Drum Liquid Level Indicator kích hoạt, nếu mức chất lỏng tăng cao hơn thì tín hiệu báo mức H2 từ LIA- 2701 sẽ kích hoạt đưa cả hai bơm vào hoạt động Cả hai bơm sẽ dừng hoạt động khi có tín hiệu L kích hoạt
Đèn báo mức (LALL-2701, Level Alarm) sẽ kích hoạt dừng để bảo vệ bơm trong trường hợp mức thấp và LAHH-2701 sẽ kích hoạt đóng van đầu vào nhà máy ESDV-101, Plant Intel Vavel khi mức ở V-51 cao hơn gia tri cai dat
Thiết bị gia nhiét E-52, Closed Drain Heater có nhiệm vụ gia nhiệt cho chất lỏng lên 55°C bằng dầu nóng tích tụ trong V-51 nhằm bay hơi triệt để các hydrocacbon nhẹ trước khi thải ra burn pit
2.5.3 Hé théng bom Methanol
Metanol được sử đụng nhằm tránh tạo hydrat trong các bộ phận làm lạnh trong nhà máy, nó cũng có tác dụng loại hydrat đã tạo thành Metanol được vận chuyển đến bồn chứa Metanol ( V-52) dạng đứng có đường kính 0,75 m và chiều cao 7,5 m Bơm Metanol P-25A/B/C là bơm piston có công suất 13 líth, áp suất xả 11,5 bar, hút từ đáy V-52 và xả ra đầu phân phối
2.5.4 Hệ thống xả kín
Hệ thống xả kín được thiết kế để loại bỏ chất lỏng đi ra từ nhà máy và được đưa
vào gia nhiệt để bay hơi một phần hydrocacbon nhẹ trước khi đốt bỏ ở bum pit
Trang 40Toàn bộ chất lỏng được thu gom vào trong đường ống 12 inch và được chuyển đến thiết bị trao đôi nhiệt E-52 (close drain heater) để gia nhiệt dòng lỏng lên 55°C, sau
đó đưa về bình tách V-51 Khí được đưa ra đuốc để đốt bỏ, lỏng tách ra được bơm P- 51A/B đưa về burn pit Công suất tối đa của burn pit là 8,9 m”/h
2.5.5 Hệ thống bơm và bồn chứa
Có ba bồn chứa LPG và một bồn chứa Condensat trong nhà máy sẽ được sử dụng dé cap cho xe bén va trong trường hợp như một “buffer”
Bồn chứa condensat (TK-21) có mái hình chóp di động, có đường kính 13 m, cao 15,6 m, dung tích 2.000 mỉ, có thê chứa trong 3 ngày
Bơm Condensat P-23A/B có công suất 80 mỶ/⁄h, chiều cao đây 133 m, công suất động cơ điện 30 KW Bơm này dùng cho quá trình phân phối Condensat từ bồn chứa đến đường ống dẫn Condensat (bơm centrifugal đơn cấp) Bơm được thiết kế chiều cao đây
sao cho đáp ứng được áp suất đầu vào là 8 bar Thiết bị đo lưu lượng FIA-320, để điều khiển bơm, sẽ ngừng bơm khi lưu lượng ở đưới mức an toàn của bơm
Tank Gauge (LIA-2321) được lắp đặt, đèn báo động mức cao nhất
(LAHH-2321) thì (SDV-2321) sẽ đóng đường ống vào và đèn bao mức thấp nhất (LALL-2321) thì (SDV- 2322) sẽ đóng đường ống ra và ngừng bơm Ba bồn chứa LPG
(V- 21A/B/C) có đường kính 3,35 m và chiều cao 54,6 m được sử dụng để chứa sản phẩm lỏng với dung tích 450 mỶ tương ứng với A, cho Propan, B cho Butan, C cho các sản phẩm khác Ba bồn chứa này là giống nhau và áp suất thiết kế là 17,5 bar, tương
đương với áp suất hơi của Propan tại 50C vậy bất kỳ cái nào cũng có thê chứa Propan Các bồn được báo vệ khỏi sự quá áp bằng sự đố khí, đầu tiên thông qua các van PV-
2401A/B/C, rồi tiếp theo qua PSV- 2401 A/B/C 2.5.6 Hệ thống gia mùi
Mục đích của hệ thống gia mui la dé phát hiện rò r1ĩ của sản phẩm Khi hoạt động bình thường, chất tạo mùi được bơm lên tục với lưu lượng 40-60 ppm sản phẩm Chất tạo
mùi là Alkymercaptan, là chất không màu Khí thương mại được tạo mùi bằng thiết bị X- 101
2.6 Phòng chống cháy nỗ
¢ Phát hiện nguy cơ cháy nỗ