báo cao thực tập nhà máy xử lý khí dinh cố

báo cao thực tập nhà máy xử lý khí dinh cố

TRƯỜNG CAO ĐẲNG NGHỀ DẦU KHÍ

KHOA DẦU KHÍ BÁO CÁO THỰC TẬP NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Giảng viên hướng dẫn:

Sinh viên thực hiện: Phạm Minh Tú Chuyên ngành : Vận hành thiết bị dầu khí.

Lớp :Vận hành I Khóa : 2009 – 2012

Bà Rịa-Vũng Tàu, tháng 06 năm 2012

Với những hành trang kiến thức thu thập trong quá trình học tập và rèn luyện tại trường sẽ không đủ nếu không có quá trình thực tập thực tế tại các nhà máy xí nghiệp Trong quá trình thực tập, sinh viên sẽ vận dụng những kiến thức đã học vào những gì đang diễn ra tại nhà máy, và qua quá trình tìm hiểu tại nhà máy sẽ giúp sinh viên tiếp thu những kiến thức khác mà ở nhà trường không có điều kiện giảng dạy.

Đới với những sinh viên năm cuối như em, thực tập sẽ giúp ít một phần vào quá trình tìm kiếm việc làm trong tương lai, cũng như định hướng lại chính ngành nghề mà mình đã chọn Kết quả của quá trình thực tập tại các nhà máy xí nghiệp sẽ đánh giá chính năng lực tiếp thu của người sinh viên trong suốt thời gian học tập ở trường

Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, luôn lắng nghe các anh các chị kỹ sư vận hành tại Nhà máy để tích góp kinh nghiệm trong quá trình lao động, và luôn luôn tuân thủ các nguyên tắc an toàn lao động

Cuốn báo cáo thực tập tốt nghiệp này chính là công sức tích góp tất cả các tài liệu và những ghi nhận từ thực tế thực tập tại Nhà máy về các chế độ công nghệ trong nhà máy

SINH VIÊN THỰC TẬP TẠI GPP

Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, chúng em đã được anh Bùi

Công Hưng – phó quản đốc- kĩ sư công nghệ- Cán bộ hướng dẫn thực tập tại nhà máy,

dưới sự hướng dẫn chỉ bảo tận tình và quan tâm của anh mà em mới hiểu biết các hoạt động sản xuất, nguyên tắc hoạt động của từng thiết bị, chế độ công nghệ vận hành tại nhà máy Em xin gởi lời cảm ơn sâu sắc tới anh

Ngoài ra, Em cũng cảm ơn đến các anh chị là cán bộ trong Công ty chế biến khí Vũng Tàu, và các anh chị đang vận hành tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, đã giúp đỡ, hướng dẫn,

và giải đáp những thắc mắc trong quá trình thực tập Em xin trân trọng cảm ơn:

• Thầy Mai Xuân Ba – Quản đốc Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.

• Thầy Bùi Công Hưng – phó Quản đốc Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.

• Anh Lê Tiến Dũng– cán bộ hướng dẫn an toàn lao động tại nhà máy.

Để có được những hành trang kiến thức áp dụng vào trong quá trình thực tập, em đã trải quá trình học tập và rèn luyện tại trường Cao Đẳng Nghề Dầu Khí dưới sự giảng dạy truyền đạt của các thầy cô, em xin gởi lời cảm ơn đến tập thể cán bộ, giảng viên Trường Cao Đẳng Nghề Dầu Khí

Và đặc biệt em xin gởi lời cảm ơn đến Ban Giám Hiệu Nhà Trường cùng các thầy cô trong Khoa Dầu Khí đã giúp em có được chuyến đi thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh

Cố Các thầy các cô đã bỏ chút thời gian để liên hệ và tạo môi trường thực tập tốt cho em

Em xin trân trọng cảm ơn:

• Thầy – giáo viên hướng dẫn thực tập.

Một lần nữa, em xin gởi lời cảm ơn tới tất cả mọi người đã giúp đỡ em trong quá trình thực tập và hoàn thành thật tốt chuyến đi thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.Xin chân thành cảm ơn!

SINH VIÊN THỰC TẬP TẠI GPP

(của giảng viên hướng dẫn)

CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU CHUNG

I TÀI NGUYÊN KHÍ THIÊN NHIÊN Ở VIỆT NAM:

Nền tảng cơ bản để phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam phải kế đến tiềm năng nguồn khí Việt Nam có nguồn tài nguyên dầu khí vào loại trung bình so với các nước trên thế giới và đứng hàng thứ 3 trong khu vực (sau Indonesia và Malaysia)

Theo Petro Việt Nam Gas, tổng tiềm năng khí thiên nhiên có thể thu hồi vào khoảng 2.694 tỷ m3 và trữ lượng đã phát hiện vào khoảng 672 tỷ m3, tập trung chủ yếu ở các bể Nam Côn Sơn, Malay – Thổ Chu, Cửu Long và Sông Hồng

Bảng 1.1 Trữ lượng khí ở Việt Nam

Tên Bể Trữ lượng thực tế ( tỷ m3 ) Trữ lượng tiềm năng ( tỷ m3 )Sông Hồng 5,6 – 11,2 28,0 – 56,0

II GIỚI THIỆU TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM – PV GAS:

Tổng Công ty Khí Việt Nam - PV GAS là Công ty trách nhiệm hữu hạn 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 đơn vị thuộc Tập đoàn Dầu khí Quốc Gia Việt Nam hoạt động trên các lĩnh vực thu gom, vận chuyển, chế biến, tàng trữ, phân phối và kinh

doanh các sản phẩm khí trên phạm vi toàn quốc

2.1 Hoạt động chính:

- Thu gom, vận chuyển, tàng trữ, chế biến khí và sản phẩm khí;

- Phân phối, kinh doanh các sản phẩm khí khô, khí thiên nhiên hoá lỏng (LNG), khí thiên nhiên nén ( CNG), khí dầu mỏ hoá lỏng ( LPG), khí ngưng tụ (Condensate); kinh doanh vật tư, thiết bị, hóa chất trong lĩnh vực chế biến khí và sử dụng các sản phẩm khí, kinh doanh dịch vụ cảng, kho bãi;

- Đầu tư cơ sở hạ tầng, hệ thống phân phối sản phẩm khí khô, khí lỏng;

- Phân phối LPG từ các nhà máy lọc hoá dầu và các nguồn khác của Tập đoàn;

- Tư vấn thiết kế, lập dự án đầu tư, thực hiện đầu tư xây dựng, quản lý, vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa các công trình, dự án khí và liên quan đến khí;

- Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực khí, thiết kế, cải tạo công trình khí;

- Nghiên cứu trong lĩnh vực khí, cải tạo, bảo dưỡng, sửa chữa động cơ, lắp đặt thiết bị chuyển đổi cho phương tiện giao thông vận tải và nông, lâm, ngư nghiệp sử dụng nhiên liệu khí, dịch vụ vận tải của các phương tiện có sử dụng nhiên liệu khí;

- Xuất, nhập khẩu các sản phẩm khí khô, LNG, CNG, LPG, Condensate và vật tư thiết bị liên quan;

- Tham gia đầu tư các dự án khí thượng nguồn;

- Đầu tư tài chính; mua bán doanh nghiệp khí trong và ngoài nước

- Tư vấn thiết kế, vận hành, bảo dưỡng, sữa chữa công trình khí;

- Đầu tư tài chính

Giàn nén khí trung tâm

Nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn

Nhà máy xử lý

Trạm phân phối khí Cà Mau

Khu thương mại

Nhà máy chế biến Condensate

Công ty vận chuyển khí Đông Nam Bộ

Khí khô

Khí khô

Kho chứa Nam Côn Sơn

Kho cảng Thị Vải

Nhà phân phối LPG, Condensate

Hộ gia đình Giao thông vận tải Khu thương mại Khu công nghiệp Nhà máy điện

Cond

Hình 1.3 Các dây chuyền khí 2.3 Các dự án khai thác và sử dụng khí thiên nhiên và khí đồng hành ở Việt Nam:

2.3.1 Dự án sử dụng khí đồng hành Rạng Đông- Bạch Hổ:

Công trình đã được dự kiến lên doanh một phần hoặc toàn bộ với đối tác nước ngoài Song song với quá trình tìm đối tác liên doanh, chính phủ đã phê duyệt thiết kế tổng thể và cho phép triển khai công trình để sớm đưa khí vào bờ, với mục đích cung cấp cho nhà máy

xử lý khí Dinh Cố và các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ và một số công trình hạng mục khác

Thiết bị tách khí cao áp trên giàn công nghệ trung tâm số 2 tại mỏ Bạch Hổ

Giàn ống đứng và các công trình phụ trợ tại mỏ Bạch Hổ

Đường kính đường ống 16 inch dài 124km từ Bạch Hổ vào đến Bà Rịa

Trạm xử lý khí Dinh Cố

Trạm phân phối khí tại Bà Rịa

Trạm điều hành trung tâm ở Vũng Tàu

Các công trình tiêu thụ khí bao gồm các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ cũng được triển khai xây dựng

2.3.2 Dự án khí Nam Côn Sơn:

Dự án khí Nam Côn Sơn là dự án khí lớn nhất hiện nay tại Việt Nam bao gồm: giàn khai thác, hệ thống đường ống dẫn khí từ ngoài khơi vào bờ dài 400km, Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, Trung tâm phân phối khí tại Phú Mỹ và hệ thống đường ống dẫn khí Phú Mỹ- Tp

Hồ Chí Minh.Dự án được đưa vào vận hành từ cuối năm 2002 hiện nay công suất của nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn tại Dinh Cố đã đạt đến 20 triệu m3 khí/ngày

Hiện nay lượng khí dẫn vào bờ để cung cấp cho nhà máy chế biến khí Dinh

Cố và các nhà máy nhiệt điện phía Nam là 4,7 triệu tấn m3 khí ngày đêm, lượng này được dẫn từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông Trong thời gian tới lưu lượng khí được dẫn vào bờ cung cấp cho các nhà máy này là 5,7 triệu m3 khí ngày đêm.

Vào năm 2003 khí từ các mỏ Nam Côn Sơn cung cấp cho nhà máy chế biến khí

Nam Côn Sơn.

Ngoài khu vực trên, ở thềm lục địa Miền Trung cũng đã phát hiện một số mỏ

hyđrocacbon không đáng kể Vì vậy khi sử dụng thì không có hiệu quả kinh tế, nên các mỏ này không được khai thác.

CHƯƠNG III NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

I CHỨC NĂNG - NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY:

- Tiếp nhận và xử lý nguồn khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và các mỏ khác trong bể Cửu Long

- Phân phối sản phẩm khí khô đến các nhà máy điện, đạm và các hộ tiêu thụ công nghiệp

- Bơm sản phẩm LPG, condensate sau chế biến đến cảng PV Gas Vũng Tàu để tàng chứa và xuất xuống tàu nội địa

- Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn (khi cần)

II SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY:

Nhà máy khí hoá lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được khởi công xây dựng ngày 04/10/1997 – hợp đồng ký ngày 04/09/1997 – với các đơn vị thắng thầu là Tổ hợp Samsung Engineering Company Ltd (Hàn Quốc) cùng công ty NKK (Nhật Bản) theo phương thức trọn gói (EPCC) bao gồm thiết kế, mua sắm, thi công, lắp đặt và chạy thử, nghiệm thu theo đúng tiêu chuẩn quốc tế và các quy định của Nhà nước Việt Nam về xây dựng, an toàn, môi sinh, môi trường, phòng cháy chữa cháy… Toàn bộ nhà máy LPG và hệ thống thu truyền dữ liệu được điều khiển tự động, tổng số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tổng công ty dầu khí Việt Nam (PetroVietNam), được xây dựng tại Dinh Cố thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa- Vũng Tàu với diện tích 89.600

km2

Nhà máy được thiết kế với công suất đầu vào 1,5 tỷ m3 khí/năm và có 3 giai đoạn vận hành theo chế độ nhằm đáp ứng tiến độ cung cấp sản phẩm

Giai đoạn thiết bị cực tối thiểu (AMF) chỉ sản xuất condensate ổn định với công

suất 342 tấn/ngày và 3,8 triệu m3 khí/ngày, hoạt động vào tháng 10/1998

Giai đoạn thiết kế tối thiểu (MF) sản xuất condensate ổn định với công suất 380

tấn/ngày, hỗn hợp butan- propan với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu m3/ngày khí khô, hoạt động vào tháng 12/1998

Giai đoạn nhà máy hoàn chỉnh (GPP) sản xuất condensate ổn định, butan và

propan được tách độc lập và khí khô Giai đoạn hoàn chỉnh với công suất khí đầu vào là 1,5 tỷ m3 khí/năm thu hồi propan: 537 tấn/ngày; 417 tấn/ngày; condensate: 402 tấn/ngày và khí

khô:3,34 triệu m3/ngày Giai đoạn này sử dụng công nghệ Turbo-Expander với khả năng thu hồi sản phẩm lỏng cao.

Hình 2.2 Nhà máy xử lý khí Dinh Cố ngày và đêm

CHƯƠNG III QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ

Để đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh hoạt đề phòng một số thiết bị chính của nhà máy bị sự cố, và hoạt động của nhà máy được liên tục khi thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị 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): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.

- Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu

- Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện

- Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Chế độ GPP sửa đổi

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 ẩm là 4,3 triệu m3/ngày Với lưu lượng này, áp suất đầu vào nhà máy sẽ khoảng 109 barG và là thông số quan trọng quyết định hiệu suất làm việc của các thiết bị bên trong nhà máy Năm 2001 cùng với việc đưa khí Rạng Đông vào xử lý, lưu lượng khí qua nhà máy đạt mức tối đa khoảng 5,7 triệu

m3/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 đó sơ đồ công nghệ chính của nhà máy có một số thay đổi chính gồm:

- Khí đầu vào GPP được nâng áp từ 70-75 barG tới 109 barG và nhiệt độ khí sau trạm nén 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: (a) lượng khí ẩm vượt quá công suất vận hành của GPP được bypass qua V-101 để cấp thẳng cho các hộ tiêu thụ Lỏng tách được ở V-101 sẽ được đưa về V-03 để xử lý (b) 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 để chạy thử Sau khi hoàn thành việc lắp đặt, các chế

độ này rất ít khi được vận hành vì nó làm giảm khả năng thu hồi sản phẩm lỏng Trong

trường hợp một số thiết bị trong chế độ GPP bị hỏng thì nhà máy mới chuyển sang chế độ AMF hoặc MF để duy trì hoạt động của nhà máy.

Thực chất, nhà máy hoạt động với 3 chế độ chính là AMF, MF, GPP còn chế độ MGPP là để đáp ứng những yêu cầu thực tế hiện tại trong quá trình cung cấp khí Do nhu cầu của thị trường không cần tách butane và propane riêng, mà chỉ cần hỗn hợp LPG sử dụng cho nhu cầu đốt dân dụng nên tháp C3/C4 Splitter không được sử dụng Mặc khác kể

từ năm 2002, nhà máy tiếp nhận thêm dòng khí từ mỏ Rạng Đông nâng lưu lượng dòng về

bờ là 5.7 triệu m3/ngày, tuy nhiên lưu lượng khí về bờ tăng nhưng áp lực đầu vào giảm xuống còn 70 bar đến 80 bar, vì vậy để đảm bảo áp lực đầu vào và công suất vận hành của nhà máy, nên đã lắp đặt thêm 4 máy nén K-1011A/B/C/D và đường rẽ qua bồn V-101

I CHẾ ĐỘ AMF – ABSOLUTE MINIMUM FACILITY:

Chế độ AMF là chế độ hoạt động tối thiểu, sử dụng những đường ống dẫn chính của nhà máy Trong chế độ này, quá trình khử nước không được thực hiện Nguồn khí đồng hành từ mỏ sau khi được tách sơ bộ tại Slug Catcher sẽ được đưa tới máy nén Jet Compressor, áp suất đầu ra tại máy nén được duy trì ở 45 bar Máy nén Jet Compressor có nhiệm vụ duy trì áp suất ở tháp Deethanizer luôn ở 20 bar Mục đích chính của chế độ AMF là cung cấp nguồn khí cho nhà máy điện đạm, lượng lỏng thu hồi được rất ít

Hình 3.1: Sơ đồ công nghệ chế độ AMF - Absolute Minimum Facility

SC: Slugcatcher E: Thiết bị trao đổi nhiệt P: Bơm

ME: Thiết bị đo đếm

1.1 Mô tả sơ đồ dòng

Chế độ 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 Sơ đồ công nghệ chế độ AMF được mô tả theo hình vẽ đính kèm Chế độ AMF có thể được mô tả như sau: Khí đồng hành mỏ Bạch Hổ với lưu lượng khí ẩm là khoảng 4,3 triệu m3/ngày được đưa tới Slug Catcher của nhà máy bằng đường ống 16 inch với áp suất

109 bar, nhiệt độ 25,6°C Tại đây, Condensate và khí được tách ra theo các đường riêng biệt để tiếp tục xử lý, nước có trong Condensate được tách nhờ trọng lực và đưa vào bình tách nước (V-52) để xử lý Tại đây nước được làm giảm áp tới áp suất khí quyển và hydrocacbon bị hấp thụ sẽ được giải phóng đưa vào đốt ở hệ thống 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 20oC bằng dầu nóng nhờ thiết bị gia nhiệt E-07 Sau khi ra khỏi V-03 dòng lỏng này được trao đổi 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 hoà 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 hai 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-10A/B/C:Giữ áp suất làm việc của tháp C-01 ổn định Tháp C-05 hoạt động ở áp suất 47 bar, nhiệt độ 20°C Ở chế độ AMF phần đỉnh của tháp hoạt động như bình tách khí lỏng thông thường Tháp C-05 có nhiệm

vụ tách phần lỏng ngưng tụ do sự sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi qua EJ-01 A/B/C Dòng khí 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 2 dòng nhập liệu :

- Dòng từ V-03 vào đĩa thứ 14 của tháp C-01

- Dòng lỏng từ đáy của tháp C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01

Áp suất hơi của Condensate giảm đi và được điều chỉnh trong tháp C-01 nhằm mục đích: Phù hợp cho việc chứa trong bồn chứa ngoài trời Với ý nghĩa đó, trong chế 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-01 A/B đến 194°C 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

1.2 Quá trình xử lý Condensate trong chế độ hoạt động AMF:

Áp suất của bình tách 3 pha V-03 được điều chỉnh ở 75 barG1bằng van điều áp

PV-1209 được lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03 tới đầu vào tháp C-05, Rectifier Nhiệt

độ đầu ra van điều áp PV-1209 là khoảng 3°C, thấp hơn hiệt độ tạo thành hydrate (16.5°C) nên có khả năng hydrate sẽ được tạo thành khi đi qua van điều áp tuy nhiên nó sẽ bị tự tan

do tháp C-05, Rectifier trong chế độ hoạt động này có nhiệt độ vận hành lớn hơn 20°C

Condensate từ V-03 được chuyển đến tháp tách ethane C-01 (Deethanizer) sau khi được gia nhiệt từ 20°C đến 101°C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B (Condensate Coss Exchanger) với một dòng nóng ở 194°C đi vào từ tháp tách ethane C-01 Mục đích chính của thiết bị trao đổi nhiệt này là tận dụng và thu hồi nhiệt từ dòng nóng, tránh hiện tượng tạo hydrate ở đầu ra của FV-1701 (trong quá trình giảm áp từ áp suất vận hành của V-03 xuống 20 BarG) bằng cách duy trì nhiệt độ hoạt động ở 72°C, cao hơn nhiệt độ tạo thành hydrate (11.6°C) trong điều kiện này

1.3 Hê thống Ejector trong chế độ hoạt động AMF:

Đối với quá trình xử lý khí từ Slug Catcher trong chế độ hoạt động AMF, các tháp hấp phụ loại nước V-06A/B (Dehyration Adsorber) sẽ không vận hành Khí từ SC sẽ được

đưa tới hệ thống Ejector EJ-01A/B/C (Jet Compressor) Qua thiết bị này áp suất giảm từ áp suất vận hành của SC xuống 45 BarA, mục đích của hệ thống Ejector là nén khí đi ra từ đỉnh tháp tách ethane C-01 từ 20 BarA đến 45 BarA, vì vậy áp suất của tháp tách C-01 được giữ ở 20 BarA.

Hệ thống Ejector bao gồm 03 Ejector, công suất của mỗi Ejector lần lượt là 50%, 30% và 20% lưu lượng dòng đi qua Ejector

Van điều áp (PV-0805) trên đường Ejector bypass có công suất khoảng 30% tổng thể tích dòng ra, điều chỉnh áp suất của tháp tách ethane C-01 ở 20 BarA bằng cách cho bypass 1 phần dòng khí qua Ejector khi công suất của hệ thống Ejector đủ để duy trì áp suất C-01 Khi công suất của hệ thống Ejector nhỏ hơn cần thiết, lượng khí dư từ tháp tách ethane sẽ được xả ra đuốc đốt qua van điều áp (PV-1303B) vì vậy hệ thống tách ethane được bảo vệ không có hiện tượng quá áp

1.4 Tháp tách C-05 Rectifier trong chế độ họat động AMF.

Dòng khí từ hệ thống Ejector và dòng khí từ bính tách V-03 được chuyển đến đĩa thứ nhất của tháp C-05 (Rectifer) để tách lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ 20.7oC và áp suất 45 BarA được điều chỉnh bởi thiết bị điều chỉnh áp suất (PIC-1114) lắp đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm Phần trên của tháp C-05 lúc này có tác dụng như một bình tách lỏng hơi (Gas-Liquid Seperator)

Trong chế độ họat động AMF, Turbo-Expander (CC-01) và thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/khí (E-14) không được đưa vào hoạt động, do vậy dòng khí từ đỉnh tháp tách C-05 được chuyển đến đường ống dẫn khí thương phẩm thông qua van PV-1114A được lắp đặt trên đường ống để điều chỉnh áp suất đầu ra của nhà máy khoảng 45 BarA

Dòng lỏng từ đáy tháp C-05 được điều khiển thông qua thiết bị điều chỉnh dòng (FIC-1201) cùng với thiết bị điều chỉnh mức chất lỏng (LIC-1201A) đưa vào đĩa đầu tiên của tháp tách Ethane (C-01)

1.5 Tháp tách Ethane trong chế độ hoạt động AMF.

Trong chế độ hoạt động AMF, tháp tách ethane (C-01, Deethanizer) có hai dòng

tách tinh C-05 (Rectifer) Dòng lỏng đi ra từ đáy tháp tách tinh C-05 được đưa vào đĩa đầu tiên của tháp tách ethane C-01 bao gồm 80% phần mol chất lỏng và đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài cho quá trình chưng cất Dòng lỏng đi từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 14 của tháp tách ethane C-01, (đối với chế độ hoạt động MF và GPP thì đưa vào đĩa thứ 20).

Áp suất hơi của condensate được điều chỉnh trong tháp C-01 xuống thấp hơn áp suất khí quyển để lưu trữ trong các bồn chứa thông thường Trong trường hợp này, tháp tách ethane có tác dụng như một tháp ổn định Condensate, tại tháp này hầu hết các hydrocacbon nặng hơn butan được tách ra khỏi Condensate thông qua việc cung cấp nhiệt cho các reboiler E-01A/B lên tới 194oC Dòng khí đi ra từ đỉnh có nhiệt độ là 64oC được trộn với dòng khí thương phẩm bằng hệ thống Ejector

1.6 Thiết bị điều chỉnh áp suất khí trong chế độ hoạt động AMF.

Trong chế độ hoạt động AMF, tại đầu vào của nhà máy không lắp đặt thiết bị điều chỉnh dòng hoặc áp suất tự động Áp suất tại đầu ra nhà máy được điều chỉnh bằng van điều áp (PV-1114A) lắp đặt tại đầu ra của nhà máy trong trường hợp lượng khí tiêu thụ lớn hơn lượng khí cung cấp cho người tiêu dùng Khi lượng khí tiêu thụ nhỏ hơn lượng khí cung cấp, một lượng khí sẽ được đem đốt qua van điều áp (PV-1114B), vì vậy trong cả hai trường hợp trên áp suất đầu ra của nhà máy được duy trì ổn định

Thông thường khí đầu vào nhà máy có áp suất 109 BarA được đưa vào hệ thống Ejector, áp suất đầu ra khỏi hệ thống Ejector vào khỏang 45BarA, bằng áp suất đầu ra của nhà máy Khi áp suất khí đầu vào nhà máy thấp hơn 109 BarA, hoặc khí cung cấp từ dàn khoan ít hơn so với công suất của nhà máy thì hệ thống Ejector có thể không hoạt động hết công suất, vì vậy áp suất của tháp tách ethane có thể trở nên cao hơn 20 BarA Trong trường hợp này, một trong ba ejector của hệ thống Ejector có công suất phù hợp nhất sẽ được lựa chọn, sau đó áp suất đầu vào nhà máy từ từ tăng lên và đạt đến gần 109 BarA và đồng thời áp suất của tháp tách ethane cũng được điều chỉnh ở 20 BarA

Nếu trong sự lựa chọn trên, hệ thống Ejector vẫn không thể hoạt động hết công suất, thì một lượng khí dư có thể tự động được đem đốt qua van điều áp (PV-1303B) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí đi ra từ tháp tách ethane

Sau quá trình xử lý trên, khí thương phẩm và condensate là 2 sản phẩm của nhà máy.

II CHẾ ĐỘ MF – MINIMUM FACILITY:

Một vài thiết bị được thêm vào gồm: Dehydration Adsorber (V-06A/B), Cold Gas/Gas Exchanger (E-14), Gas/Cold Liquid Exchanger (E-20), Deethanizer OVHD Compressor (K-01) và Stabilizer (C-02)

Ở chế độ MF, khí gas sau khi được khử nước sẽ được làm lạnh qua 2 thiết bị trao đổi nhiệt, cả 2 dòng này đều đóng vai trò nhập liệu cho tháp Rectifier nhằm tách lượng lỏng có trong dòng khí Khí sau khi được tách lỏng lại tháp Rectifier có nhiệt độ thấp được dùng làm lạnh cho dòng nhập liệu, sau đó được đưa vào hệ thống ống dẫn khí thương phẩm để đến nhà máy điện, đạm Áp suất hoạt động tại tháp Deethanizer được điều chỉnh bởi một máy nén ngoài Mục đích chính của chế độ MF là thu hồi sản phẩm lỏng, trong đó quá trình giản nỡ không đóng vai trò chính Tháp tách C3/C4 Splitter không được sử dụng trong chế độ này, do đó sản phẩm lỏng chỉ gồm condensate và bupro (hỗn hợp của propane

và butane)

Khí đồng hành V-08

V-06A/BE-15

E-18SC

H

ình 3.2 Sơ đồ công nghệ chế độ MF – Minimum Facility

2.1 Mô tả sơ đồ dòng:

2.1.1 Dòng khí gas thương phẩm:

Dòng khí từ Slug Catcher được đưa đến thiết bị tách lọc Dedydration Inlet Filter/Separator (V-08), thiết bị này có chức năng: tách nước, hydrocacbon lỏng và các hạt rắn nhằm bảo vệ lớp chất hấp phụ trong V-06AB khỏi bị hỏng, giảm hoạt tính Sau khi được loại nước tại Dehydration Adsorber (V-06A/B), dòng khí được đưa đồng thời đến 2 thiết bị Cold Gas/Gas Exchanger (E-14) và Gas/Cold Liquid Exchanger (E-20), sau đó vào tháp Rectifier (C-05) để tách pha lỏng và pha khí riêng biệt Khí ra từ đỉnh tháp Rectifier (C-05) được sử dụng như tác nhân làm lạnh bậc 1 cho dòng nguyên liệu tại Cold Gas/Gas Exchanger (E-14), nhiệt độ dòng nguyên liệu giảm từ 26.5oC xuống -17oC sau đó được làm lạnh bậc 2 tại van FV-1001 bằng quá trình giảm áp Dòng khí ra từ đỉnh Rectifier (C-05) sau khi trao đổi nhiệt tại Cold Gas/Gas Exchanger (E-14), nhiệt độ dòng tăng lên đủ điều kiện cung cấp cho các nhà máy điện

Hai tháp hấp phụ Dehydration Adsorber (V-06A/B) được sử dụng luân phiên, khi tháp này làm việc thì tháp kia tái sinh Quá trình tái sinh được thực hiện nhờ sự cung cấp nhiệt của thiết bị E-18 sử dụng dầu nóng gia nhiệt cho dòng khí thương phẩm nâng nhiệt

độ lên 220oC Dòng khí sau quá trình tái sinh sau khi ra khỏi thiết bị Dehydration Adsorber (V-06A/B) được làm mát tại hệ thống làm mát bằng không khí Dehydrator Regeneration Gas Cooler (E-15) và được tách lỏng ở Dehydration Separator (V-07) trước khi dẫn vào đường khí thương phẩm

2.1.2 Dòng condensate:

Sơ đồ dòng condensate trong chế độ MF về cơ bản giống với chế độ AMF, thay vì dòng khí ra từ thiết bị Slug Catcher Liquid Flash Drum (V-03) đến tháp Rectifier (C-05) thì lại đến tháp Deethanizer (C-01)

Áp suất của Slug Catcher Liquid Flash Drum (V-03) được giữ ở 75 bar bởi van điều khiển PV-1305A/B gắn trên đường ống dẫn trước khi vào mâm 2 và 3 của tháp Deethanizer (C-01) Nhiệt độ ra của van này là -7.9oC thấp hơn nhiệt độ mà tại đó tinh thể hydrate hình thành khoảng 13.4oC Để ngăn chặn sự hình thành hydrate, methanol có thể được bơm vào làm chất ức chế hoặc có thể thay đổi đường ống đến van phụ Mục đích của

việc thay đổi dòng khí gas của bình tách V-03 từ Rectifier trong chế AMF, đến tháp Deethanizer trong chế độ MF là vì trong khí gas này vẫn có chứa nước, mặc dù dòng khí tái sinh từ quá khử nước trong chế độ MF cũng có chứa nước.

Dòng condensate từ bình tách V-03 sẽ được đưa tới tháp Deethanizer (C-01) sau khi được gia nhiệt từ 20oC lên 90oC trong thiết bị trao đổi nhiệt Condensate Cross Exchanger (E-04A/B) với dòng nóng có nhiệt độ 155oC đến từ đáy của tháp Stabilizer (C-02) Mục đích của việc trao đổi nhiệt này là nhằm tận dụng lượng nhiệt, ngăn chặn sự hình thành hydrate tại đầu ra của van FV-1701, khi áp suất đột ngột giảm từ 75 bar xuống 29 bar, như vậy nhiệt độ lúc này của dòng ra vào khoảng 61oC cao hơn nhiệt độ hình thành hydrate.Phần lỏng ra từ đáy tháp Deethanizer (C-01) được đưa đến tháp Stabilizer (C-02) Trong chế độ MF, tháp Stabilizer (C-02) được đưa vào vận hành nhằm thu hồi hỗn hợp bupro có trong dòng condensate Tại đây, các hydrocarbon từ C5 trở lên được tách ra và đi

ra ở đáy tháp, sau đó được dẫn qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B để gia nhiệt cho dòng nguyên liệu vào tháp Deethanizer (C-01) Sau khi ra khỏi E-04A/B dòng lỏng này được đưa đến làm lạnh tại thiết bị quạt 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 Stabilizer (C-02) là hỗn hợp bupro, được ngưng tụ tại bình V-02, một phần được cho hồi lưu trở lại tháp, phần còn lại theo đường ống dẫn sản phẩm LPG

2.2.1 Các thiết bị bổ sung thêm vào so với chế độ MF

Trong chế độ hoạt động này, một số thiết bị được bổ sung vào so với chế độ AMF, các thiết bị chủ yếu là tháp hấp thụ loại nước V-06A/B (Dehydration Adsorber), thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/khí E-14 (Cold Gas/Gas Exchanger), thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng E-20 (Gas/Cold Liquid Exchanger), máy nén khí ở đỉnh tháp tách enthane K-01 (Deethanizer OVHD Compressor) và tháp ổn định C-02 (Stabilizer)

2.2.2Quá trình làm khô và tái sinh chấp hấp phụ:

Trong chế độ hoạt động này, đầu tiên dòng khí từ Slug Catcher được chuyển đến tháp loại nước V-08 (Dehydration Intel Filter/Seperator), và sau đó được đưa vào một trong hai tháp hấp phụ loại nước hoạt động song song V-06A/B để tách nước có trong khí

và cuối cùng khí đã được loại nước đi qua hệ thống lọc F-01A/B

2.2.3 Xử lý Condensate trong chế độ hoạt động MF.

Việc xử lý Condensate trong chế độ hoạt động MF cũng tương tự như trong chế độ hoạt động AMF, có một sự khác nhau giữa hai chế độ hoạt động là trong chế độ hoạt động

MF dòng khí từ bình tách 3 pha được chuyển đến tháp tách ethane, còn trong chế độ hoạt động AMF thì dòng khí này được chuyển đến tháp tách tinh

Áp suất của bình tách 3 pha được điều chỉnh ở 75 BarA bằng van điều áp 1305A/B) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí của nó và trước đầu vào tháp tách ethane ở đĩa thứ 2 hoặc thứ 3, nhiệt độ đầu ra van điều áp là -7.9°C, thấp hơn nhiệt độ tạo thành hydrate (13.4°C), vì vậy hai van (PV-1305A/B) được lắp đặt, trong đó một van dự phòng Trong trường hợp hydrate được hình thành ở một trong hai van thì có thể bơm methanol vào hoặc là sử dụng van dự phòng

(PV-Mục đích của việc chuyển khí từ bình tách V-03 đến tháp C-01 là vì khí này có thể

có nước, vì vậy khí thu được trong chế độ hoạt động MF cũng chứa nước nếu chuyển khí đến tháp tách C-05 Khi đưa khí từ V-03 tới C01 thì khí từ đỉnh C-01 sẽ được hồi lưu lại đầu vào nhà máy và nước sẽ được xử lý ở đây

Condensate từ bình tách nhanh được chuyển đến tháp tách ethane sau khi được gia nhiệt từ 20°C lên 80°C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B với dòng nóng 155°C đi từ đáy tháp ổn C-02 Mục đích chính của thiết bị trao đổi nhiệt dòng là tận dụng và thu hồi nhiệt và gia nhiêt cho dòng lạnh tránh hiện tượng tạo hydrate ở đầu ra của FV-1701, khi áp suất hoạt động giảm từ 75 BarA xuống 29 BarA, nhiệt độ hoạt động có thể duy trì ở 61°C (cao hơn nhiệt độ tạo thành hydrate 14°C) trong điều kiện này

2.2.4 Làm lạnh khí và tách tinh trong chế độ hoạt động MF.

Khoảng một nửa lượng khí đã được tách nước được chuyển đến thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/ khí ((E-14,Cold Gas/Gas Exchanger ) để làm lạnh từ 26°C xuống -17oC bằng dòng khí lạnh -18°C đi từ đáy tháp tách tinh (C-05, Rectifiel), nhiệt độ đầu ra là -17°C này là một thông số quan trọng trong quá trình xử lý khí, nếu nó lớn hơn giá trị -17°C thì không thu hồi được chất lỏng, và nếu thấp hơn giá trị -17°C thì hydrate có thể được hình thành tại dòng ra, vì vậy nhiệt độ này phải được điều chỉnh bằng dòng lạnh của

chỉnh nhiệt độ (TIC-1006, Temperature controller), thiết bị điều chỉnh nhiệt độ

(TICA-1009, Temperature controller) lắp đặt trên đầu ra của đường ống dẫn dòng lạnh để tránh hiện tượng nhiệt độ thấp hơn giá trị cho phép (-10°C) bằng cách giới hạn dòng bypass bởi thiết bị điều chỉnh TY-1006, Low Slector

Áp suất của dòng khí nguyên liệu được giảm từ 109BarA xuống 47.5BarA thông qua van điều áp (FV-1001,control valve), tại van này khí được giãn nở đoạn nhiệt, nhiệt độ của khí giảm xuống đến -35°C

Một nửa lượng khí còn lại được làm lạnh xuống 19°C trong thiết bị trao đổi nhiệt khí/ lỏng lạnh (E-20, Gas/Cold Liquid Exchanger) bằng dòng Condensate lạnh -26.8°C đi

từ đáy tháp tách tinh (C-05, Rectifier), và áp suất của nó cũng được giảm từ 109BarA xuống 47.5BarA thông qua van FV-0501C Sau đó hai dòng này được hòa trộn với nhau và được đưa vào đĩa thứ nhất của tháp tách tinh (C-05, Rectifier) Trong tháp tách tinh (C-05, Rectifier) một lượng khí chứa chủ yếu methane, ethane được tách ra khỏi Codensate ở nhiệt độ hoạt động là -18.5°C và áp suất là 47.5BarA, nhiệt độ và áp suất làm việc được điều chỉnh bằng van (PIC-1114) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm Phần trên của tháp tách tinh (C-05, Rectifier) có tác dụng như một bình tách lỏng-khí

Dòng khí từ tháp tách tinh (C-05, Rectifier) có nhiệt độ -18.5°C được dùng làm lạnh dòng khí nguyên liệu đi vào trong thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/khí (E-14, Cold Gas/Gas Exchanger) Trong chế độ hoạt động MF, hệ thống tuabin giản/nén (CC-01,turbo-Exchangerr/Compressor) không hoạt động, vì vậy nó được bỏ qua và khí được chuyển đến đường ống dẫn khí thương phẩm sau khi được do dòng bằng thiết bị đo (FI-1105A/B) Van điều áp (PV-1114A, Control valve) được lắp đặt trên đường ống điều chỉnh áp suất đầu ra của nhà máy là khoảng 47BarA

Chất lỏng từ đáy tháp tách tinh (C-05, Rectifier) thông qua thiết bị điều chỉnh dòng FIC-1201 cùng với thiết bị điều chỉnh mức LIC-1201A được đưa vào thiết bị trao dổi nhiệt khí/lỏng (E-20,, Gas/Cold Liquid Exchanger), có nhiệt độ khoảng -26.8°C được dùng để làm lạnh dòng khí đầu vào và áp suất của khí đầu vào cũng được giảm xuống 47.5BarA qua van FV-0501C sau đó dòng này được chuyển đến đĩa trên cùng của tháp tách ethane (C-01, Deethanizer)

2.2.5 Tháp tách ethane trong chế dộ hoạt động MF.