Nghiên cứu các phương Án công nghệ nhằm tối Ưu hóa tiêu hao năng lượng cho quá trình vận hành khi chứa lng cỡ nhỏ

Chính vì vậy, đề tài được thực hiện nhằm đề xuất các phương án công nghệ để tối ưu hóa chi phí xây dựng cũng như chi phí vận hành cho hệ thống xử lý BOG của kho cảng LNG.. hình thành khi

LỜ I M Ở ĐẦ U

L ờ i m ở đầ u

Hiện nay, xu hướng sử dụng năng lượng thân thiện với môi trường đang ngày càng được ưu tiên, trong đó LNG với số phân tử carbon thấp giúp giảm thiểu đáng kể lượng phát thải CO2 và tác động nhà kính Do đó, việc nắm bắt công nghệ hệ thống kho cảng tiếp nhận LNG là rất cần thiết để thiết kế và vận hành tối ưu các dự án Luận văn này được xây dựng dựa trên một dự án EPC tại Taichung, Đài Loan (CPC3), với mục tiêu nghiên cứu hệ thống công nghệ của CPC3 và phân tích các hệ thống kho cảng tiếp nhận LNG trên thế giới để có cái nhìn tổng quan hơn.

Luận văn sẽ tập trung vào việc tính toán lượng BOG sinh ra từ dự án CPC3, dựa trên yêu cầu công nghệ của chủ đầu tư Mục đích là kiểm tra tính hợp lý của các tính toán từ chủ đầu tư và nhà thầu trong giai đoạn FEED Từ đó, nhà thầu sẽ đưa ra các tư vấn hợp lý cho chủ đầu tư, bao gồm ý tưởng tối ưu hóa chi phí đầu tư và chi phí vận hành Ngoài ra, các thông số công nghệ sẽ được kiểm tra lại dựa trên các bài báo khoa học để cập nhật giá trị mới nhất.

Cuối cùng, phần kết luận tóm tắt những kết quả đạt được từ luận văn, đồng thời rút ra những kinh nghiệm quý báu có thể áp dụng cho các dự án tương tự tại Việt Nam Bên cạnh đó, bài viết cũng đề xuất hướng phát triển cho luận văn trong tương lai.

TỔ NG QUAN V Ề H Ệ TH Ố NG CÔNG NGH Ệ C Ủ A CÁC C Ả NG TI Ế P NH Ậ N LNG TRÊN TH Ế GI Ớ I VÀ CPC3

T ổ ng quan công ngh ệ c ủ a các c ả ng ti ế p nh ậ n LNG trên th ế gi ớ i

Một kho cảng tiếp nhận LNG có ba chức năng chính: tiếp nhận và tồn chứa LNG từ các nguồn cung cấp, cung cấp khí tự nhiên cho hạ nguồn bằng cách hóa hơi LNG qua hệ thống hóa hơi, và một số kho cảng còn có khả năng xuất LNG tới các nguồn tiêu thụ khác thông qua hệ thống đường thủy hoặc đường sắt.

Vềcơ bản, một kho cảng LNG điển hình sẽ có những cụm công nghệ chính như sau:

2 Hệ thống bể chứa LNG

4 Hệ thống xử lý BOG

Mỗi kho cảng LNG không chỉ cần các hệ thống công nghệ cơ bản mà còn yêu cầu các hệ thống phụ trợ như hệ thống Utility (nước biển, IA, PA, Nitrogen,…) và hệ thống điều khiển để đảm bảo hoạt động hiệu quả.

Hệ thống Jetty đóng vai trò quan trọng trong việc kết nối hệ thống bơm LNG của tàu cung cấp LNG với hệ thống đường ống tiếp nhận LNG của kho cảng Mỗi kho cảng thường áp dụng mô hình Jetty với các thông số kỹ thuật cụ thể để đảm bảo hiệu quả trong quá trình tiếp nhận và phân phối LNG.

1 Năng suất thiết kế: 10,000 ÷ 12,000 m 3 /hr

2 Thông số Unloading Arm: 16-inch x 3 sets

3 Thông số Return Gas Arm: 16-inch x 1 set

Số lượng Unloading Arm trong mỗi dự án sẽ được xác định dựa trên kết quả nghiên cứu thủy lực Nếu khoảng cách giữa hệ thống Jetty và bể chứa LNG lớn, số lượng Unloading Arm sẽ được tăng cường để giảm lưu lượng trong quá trình unloading.

Hình 1.1 Hệ thống LNG Unloading

2.1.3 Hệ thống bể chứa LNG a) Các loại bể chứa

Bể chứa LNG là thành phần thiết yếu trong hệ thống kho cảng LNG, chiếm khoảng 40% tổng chi phí xây dựng Việc lựa chọn loại bể chứa phù hợp sẽ ảnh hưởng lớn đến tổng chi phí đầu tư Hiện nay, có nhiều loại bể chứa đang được áp dụng trong các dự án kho cảng LNG.

Trong các dự án gần đây, bể chứa “Double Containment Type” và “Full Containment Type” thường được ưa chuộng mặc dù chi phí cao hơn so với “Single Containment Type” Tuy nhiên, “Single Containment Type” yêu cầu diện tích lớn hơn do cần có hệ thống tường ngăn và an toàn Chi phí xây dựng của “Single Containment Type”, bao gồm cả hệ thống tường ngăn và an toàn, gần bằng hai loại bể chứa kia Hơn nữa, “Single Containment Type” đã chứng minh khả năng vận hành an toàn qua nhiều dự án trước Do đó, nếu dự án có đủ diện tích và điều kiện môi trường thuận lợi, loại bể chứa này nên được xem xét.

Hình 1.2 Loại bể chứa Single Containment

Hình 1.3 Loại bể chứa Double Containment

Hình 1.4 Loại bể chứa Full Containment

Bảng 1.1 Thông số công nghệ một số kho chứa LNG trên thế giới

Dự án Vị trí Dung tích

Full Containment (Double steel wall, 9%Ni)

2.1.4 Hệ thống Sendout a) Tổng quan về hệ thống

Trong hệ thống hóa hơi LNG, quá trình cấp áp, hóa hơi và vận chuyển đến hạ nguồn là rất quan trọng Để thiết kế một hệ thống hóa hơi tối ưu, cần cân nhắc các yếu tố như hiệu suất, an toàn và chi phí vận hành.

- Xem xét áp dụng hệ thống bơm một bậc hay hai bậc

- Lựa chọn sự kết hợp tối ưu giữa số lượng bơm và năng suất của mỗi bơm.

- Lựa chọn công nghệ hóa hơi dựa trên việc lựa chọn loại môi trường cấp nhiệt

- Lựa chọn kết hợp tối ưu giữa số thiết bị hóa hơi và công suất của mỗi thiết bị

- Xem xét vị trí của nhà máy điện khí có ở gần vị trí kho cảng để tận dụng nguồn nhiệt

Trong quá trình tối ưu hóa hệ thống bơm và hệ thống hóa hơi, việc ước tính chi tiết chi phí hoạt động là yếu tố quan trọng để đưa ra kết luận chính xác Cần xem xét sự thay đổi giữa số lượng thiết bị và năng suất của mỗi thiết bị nhằm lựa chọn sơ đồ công nghệ tối ưu nhất, cân bằng giữa chi phí vận hành và chi phí đầu tư.

Hai loại bơm sau đây thường được lắp đặt ở các kho cảng LNG:

1 Primary pump: Column mounted type

2 Booster pump: Pot mounted type

Hệ thống bơm là một phần thiết yếu trong kho cảng LNG, và bất kỳ sự cố nào xảy ra với bơm đều có thể ảnh hưởng đến việc cung cấp LNG cho các khu vực hạ nguồn Do đó, việc phát triển các nguyên lý dự phòng cho thiết bị là cần thiết để đảm bảo quá trình cung cấp LNG diễn ra liên tục và không bị gián đoạn Thông thường, nguyên lý dự phòng cho hệ thống bơm cần được thiết lập một cách hiệu quả để duy trì hoạt động ổn định.

- Sốlượng bơm hoạt động + 1 bơm ở chếđộ chờ(standby) + 1 bơm cho bảo trì (maintenance)

Hình 1.5 Hệ thống bơm LNG điển hình

Hình 1.6 Các loại bơm LNG

Việc lựa chọn thiết bịhóa hơi sẽđược xem xét dựa trên những yếu tốdưới đây:

Bảng 1.2 So sánh các công nghệ hóa hơi (tổng quan & vận hành)

Nhiệt độ Nhiệt độ nước biển < 7℃ không mang lại hiệu quả kinh tế

Vật liệu Aluminum Stainless steel

Làm lạnh hệ thống trước khi vận hành được yêu cầu

Khoảng hoạt động Đáp ứng được khoảng biến động trong vận hành Đáp ứng được khoảng biến động trong vận hành

Bảng 1.3 So sánh các công nghệ hóa hơi (kinh tế)

Tính kinh tế của dự án bao gồm nhược điểm về chi phí đầu tư nhưng lại có ưu điểm về chi phí vận hành Ngược lại, nếu xem xét ưu điểm về mặt chi phí đầu tư, sẽ xuất hiện nhược điểm về chi phí vận hành Do đó, việc thiết kế điều kiện phù hợp là rất quan trọng để tối ưu hóa hiệu quả kinh tế.

Nguồn nhiệt Nước biển (Seawater) Khí nhiên liệu (Fuel gas) Lưu lượng 20÷50 tấn / tấn LNG

Fuel gas: AMB Hot water batch: 60℃

Phụ trợ Điện 4.7 kW / tấn LNG 5.8 kW / tấn LNG

Khí nhiên liệu 20 Nm 3 / tấn LNG

Hình 1.7 Hệ thống Open Rack Vaporizer

Hình 1.8 Hệ thống Sumberged Combustion Vaporizer

2.1.5 Hệ thống xử lý BOG

LNG được lưu trữ trong bể chứa ở nhiệt độ khoảng -162℃, dẫn đến việc hình thành BOG do sự tiếp xúc với nhiệt độ môi trường Để xử lý BOG, máy nén BOG được sử dụng để nén khí tới áp suất cao, phục vụ cho việc vận chuyển khí tự nhiên đến các điểm tiêu thụ hoặc hóa lỏng BOG trở lại thành LNG.

Nếu hai điều kiện sau thỏa mãn, hệ thống xử lý BOG bằng việc hóa lỏng sẽđược lựa chọn, cân nhắc tính hiệu quảhơn về mặt kinh tế:

1 Áp suất yêu cầu ởnơi tiêu thụ cao, vì vậy sẽ giảm được một lượng năng lượng đáng kể cần cấp cho máy nén

2 LNG cấp cho nơi tiêu thụ là liên tục, đủ để cấp nhiệt cho việc hóa lỏng BOG

Hai loại máy nén được sử dụng cho hệ thống xử lý BOG trong kho cảng LNG hiện nay bao gồm:

1 Máy nén piston (Reciprocating compressor)

2 Máy nén ly tâm (Centrifugal compressor)

Bảng 1.4 So sánh các loại máy nén BOG

Máy nén piston Máy nén ly tâm Áp dụng Năng suất lớn Áp suất đầu ra trung bình

Năng suất trung bình Áp suất đầu ra cao Điều khiển Khoảng vận hành rộng Khoảng vận hành hẹp

Năng suất tối thiểu chỉ bằng 70% năng suất thiết kế Dòng recycle sẽ được yêu cầu khi năng suất hoạt động thấp hơn năng suất tối thiểu

Khởi động Dễ dàng Recycling được yêu cầu để làm mát hệ thống khi khởi động

Linh động Cố định ở một khoảng nhất định

Bảo trì Thời gian hoạt động lâu dài

(ưu điểm so với máy nén piston)

Chi phí vận hành Ưu điểm so với máy nén ly tâm Bởi vì năng suất có thể điều khiển dễ dàng

Chi phí đầu tư Ưu điểm so với máy nén piston

Những hệ thống xửlý BOG đang được áp dụng hiện nay: a) Hệ thống Conventional Compressor

Hình 1.9 Hệ thống Conventional Compressor Đặc điểm:

- Áp suất yêu cầu cho đầu ra của máy nén cao

- Dòng LNG send-out không yêu cầu liên tục

- Áp dụng cho cả hệ thống bơm một bậc hoặc hai bơm hai bậc b) Hệ thống Direct Type Re-condensing

Hình 1.10 Hệ thống Direct Type Re-condensing Đặc điểm:

- Áp suất yêu cầu cho đầu ra của máy nén thấp

- Dòng LNG send-out yêu cầu liên tục (khoảng 10 lần lưu lượng BOG)

- Chỉ áp dụng cho hệ thống bơm hai bậc

11 c) Hệ thống In-direct Type Re-condensing

Hình 1.11 Hệ thống In-direct Type Re-condensing Đặc điểm:

- Áp suất yêu cầu cho đầu ra của máy nén thấp

- Dòng LNG send-out cần liên tục (khoảng 12 lần lưu lượng BOG)

- Áp dụng cho cả hệ thống bơm một bậc hoặc bơm hai bậc d) Hệ thống Direct Type Re-condensing With Pre-cooler

Hình 1.12 Hệ thống Direct Type Re-condensing With Pre-cooler Đặc điểm:

- Lưu lượng LNG send-out có thể giảm xuống đến 20 ÷ 30%

12 e) Direct type re-condensing system with additional booster compressor

Hình 1.13 Hệ thống Direct Type Re-condensing With

Additional Booster Compressor Đặc điểm:

- Máy nén Booster chỉ hoạt động ngoài thời gian cao điểm để giảm thiểu chi phí vận hành

- Máy nén Booster nên được thiết kế dựa trên điều kiện môi trường Bởi vì máy nén thiết kếởđiều kiện nhiệt độ thấp đòi hỏi chi phí cao hơn.

T ổ ng quan công ngh ệ c ủ a c ả ng ti ế p nh ậ n LNG CPC3

2.2.1 Tổng quan về dự án CPC3

Kho cảng tiếp nhận CPC3 LNG (sau đây gọi là CPC3) có hai chức năng chính như sau:

1 Tiếp nhận LNG từ tàu cung cấp LNG

2 Bơm và hóa hơi LNG từ hệ thống kho cảng tới hạ nguồn

Kho cảng hoạt động ở hai chếđộ riêng biệt:

Chế độ Holding là giai đoạn giữa hai lần tàu vận chuyển LNG cập cảng, trong đó thể tích LNG trong bể chứa giảm dần theo nhu cầu tiêu thụ Trong chế độ này, hệ thống Unloading được duy trì ở nhiệt độ thấp nhờ dòng làm lạnh tuần hoàn từ bơm Primary Pump LNG.

- Chế độ Unloading: là chế độ hoạt động khi tàu cung cấp LNG cập cảng và LNG được bơm từ tàu vào bể chứa

Hệ thống cảng tiếp nhận CPC đã được phát triển qua các giai đoạn như sau:

1 Giai đoạn 1: xây dựng hoàn chỉnh một hệ thống kho cảng LNG gồm: hệ thống Jetty#1, ba bể chứa LNG và hệ thống hóa hơi.

2 Giai đoạn 2: xây dựng thêm ba bể chứa LNG và mở rộng năng suất hệ thống hóa hơi Giai đoạn 1&2 sau đây được gọi là CPC2

3 Dự án xây dựng Jetty#2: xây dựng thêm hệ thống cầu cảng Jetty#2 để có thể tiếp nhận LNG từ tàu chứa vào hệ thống của CPC2 và CPC3 trong tương lai Dựán này đang được xây dựng

4 Giai đoạn 3 (CPC3): xây dựng thêm 2 bể chứa LNG và hệ thống hóa hơi mới với năng suất cấp khí tự nhiên tối đa là 1,600 t/h.

Hệ thống công nghệ của dự án CPC3 được phát triển để kết nối với hệ thống công nghệ hiện có tại CPC2 và Jetty#2, đồng thời được thiết kế để tiếp nhận LNG từ Jetty#1.

Hình 2.14 Tổng quan về dự án CPC3

2.2.2 Các chế độ hoạt động

Khi kết nối với hệ thống công nghệ hiện có của CPC2, cần xem xét kỹ lưỡng Dưới đây là bảng tổng hợp các chế độ hoạt động chính của dự án CPC3.

Bảng 2.1 Các chế độ hoạt động của CPC3

Tiếp nhận Cấp khí tới nơi tiêu thụ

Nguồn cấp LNG tới nơi tiêu thụ

Hệ thống hóa hơi Ghi

5 Holding Không Không Không Không Không (4)

1 Hệ thống Unloading sẽ được làm lạnh bởi dòng tuần hoàn từ các bơm Primary Pump LNG (P-107A/B/C hoăc P-108A/B/C) và sau đó quay trở lại bể chứa

2 Hệ thống Unloading sẽ được làm lạnh bởi dòng tuần hoàn từ các bơm Primary Pump LNG (P-101A/B/C hoăc P-106A/B/C) và sau đó quay trở lại bể chứa

3 Lưu lượng Unloading từ Jetty#1 tới T-107&T-108 (CPC3) có thể phải giảm xuống bởi vì khoảng cách khá xa từ Jetty#1 tới bể chứa CPC3 Một phần lưu lượng Unloading có thể chuyển về T-101÷T-106 ở CPC2

4 Hệ thống dòng làm lạnh tuần hoàn được dùng để giữ lạnh cho cả hệ thống Send-out và hệ thống Unloading BOG tạo ra sẽđược xả ra hệ thống Flare hoặc được xử lý bởi hệ thống xử lý BOG của CPC2

Hệ thống Jetty#2 được thiết kế để tiếp nhận LNG từ tàu cung cấp với thể tích chứa từ 125,000 m³ đến 180,000 m³ Theo yêu cầu của chủ đầu tư, lưu lượng tiếp nhận LNG được thiết kế là 13,300 m³/h, trong khi lưu lượng tuần hoàn BOG từ tàu chứa LNG là 300 m³/h Các thông số công nghệ của Loading Arm cũng được xác định rõ ràng.

1 Liquid Loading Arm: Bốn thiết bị, mỗi thiết bị có năng suất 4,400 m 3 /h (trong đó, một Loading Arm có chức năng dự phòng và có thể tiếp nhận cả LNG cũng như BOG trong trường hợp Vapor Loading Arm gặp sự cố)

2 Vapor Loading Arm: Một thiết bị, năng suất 13,300 m 3 /h

2.2.4 Hệ thống bể chứa LNG

LNG sẽđược chứa ở trong hai bể chứa T-107 và T-108, mỗi bể chứa LNG có thể tích chứa tối đa là 180,000 m 3

Bể chứa LNG là loại bể chứa trên mặt đất với thiết kế Full Containment, sử dụng hợp kim 9% Ni để tiếp xúc với LNG và được bảo vệ bên ngoài bằng lớp bê tông Mái bể chứa được thiết kế dạng Suspended Deck, có khả năng điều chỉnh độ cao tùy thuộc vào áp suất hơi bên trong.

Mỗi bể chứa LNG được trang bị hai đường tiếp nhận: một đường bơm vào đỉnh và một đường bơm xuống đáy Việc lựa chọn đường tiếp nhận phụ thuộc vào chất lượng LNG và chế độ Unloading để tránh hiện tượng phân tầng, điều này giúp giảm thiểu lượng BOG phát sinh Áp suất hoạt động của bể chứa được duy trì gần áp suất khí quyển nhờ vào máy nén BOG (C-601 A/B/C), thông qua việc rút BOG từ các bể chứa T-107 và T-108.

2.2.5 Hệ thống Sendout a) Nguyên lý hoạt động của hệ thống Sendout

Hệ thống sendout được thiết kế thành hai dây chuyền theo yêu cầu của chủđầu tư như sau:

1 Hai thiết bị BOG Recondenser với năng suất 2×100% Mỗi thiết BOG Recondenser được thiết kế với năng suất vận hành thông thường là 800 t/h và năng suất thiết kế tối đa là 1,600 t/h

2 Một thiết bị BOG Cooler với năng suất 1×100%

3 Hai cụm bơm Seconday Pump LNG Mỗi cụm bao gồm bốn thiết bị Hai cụm được thiết kế với năng suất tối đa là 1,600 t/h.

4 Hệ thống hóa hơi được sử dụng chung cho hai dây chuyển, bao gồm tám thiết bị loại ORV b) Nguyên lý kết nối với CPC2

Hệ thống Send-out ở CPC3 sẽđược kết nối với CPC2 nhằm những mục đích như sau:

1 Cung cấp LNG từ bể chứa LNG ở CPC2 về hệ thống hóa hơi của CPC3 để tránh sự quá tải cho hệ thống hóa hơi ởCPC2 và ngược lại

2 Cho phép hệ thống đường ống tuần hoàn làm lạnh ở CPC3 tới hệ thống Unloading ở Jetty#2 c) Hệ thống bơm Primary Pump LNG

LNG từ bể chứa LNG được bơm bởi hệ thống bơm Primary Pump LNG Đây là loại bơm nhúng chìm trong bể, và năng suất của mỗi bơm là 368 t/h.

Mỗi bể chứa được cài đặt một cụm 3 thiết bị bơm Hệ thống bơm P-107 A/B/C được cài đặt trong bể T-107 và hệ thống bơm P-108 A/B/C được cài đặt trong bểT-108

Hệ thống bơm Primary Pump LNG hoạt động ở lưu lượng nhất định Lưu lượng của bơm sẽđược cốđịnh bởi:

1 Lưu lượng Sendout theo yêu cầu từ chủđầu tư.

2 Lượng LNG cần cung cấp để hóa lỏng BOG Để bảo vệ bơm tránh khỏi tình trạng hoạt động ở điều khiện lưu lượng thấp hơn điều kiện tối thiểu cho phép của bơm Van điều khiển cho lưu lượng tối thiểu trên đường tuần hoàn về bể chứa LNG sẽđược lắp đặt Ngoài ra, đường tuần hoàn này còn có tác dụng để tránh hiện tượng phân tầng cho kho cảng LNG (Rollover) d) Hệ thống Booster Pump

Hệ thống bơm Booster Pump LNG nhận LNG từ bơm Primary Pump để cung cấp cho hệ thống hóa hơi và đảm bảo áp suất cần thiết cho việc vận chuyển khí tự nhiên đến nơi tiêu thụ Booster Pump LNG là loại bơm kiểu Vertical Barrel Mounted với công suất đạt 220 t/h.

Cụm bơm tám chiếc (P-610A~H) sẽ được lắp đặt tại CPC3 với lưu lượng tối đa đạt 1,600 t/h Tất cả các hệ thống bơm trong cụm này sẽ hoạt động mà không cần sử dụng bơm dự phòng.

Lưu lượng của mỗi bơm sẽđược điều khiển bởi thiết bịvan điều khiển nằm ởđầu vào của thiết bịhóa hơi

Hệ thống bảo vệbơm ở lưu lượng hoạt động cho phép tối thiểu sẽđược thiết kế

Van điều khiển sẽ được lắp đặt tại đường tuần hoàn với lưu lượng tối thiểu Hệ thống này cũng được sử dụng cho bơm trong giai đoạn khởi động Thêm vào đó, cần hệ thống hóa hơi để đảm bảo hoạt động hiệu quả.

PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN LƯỢ NG BOIL-OFF GAS (BOG)

M ục đích

Cảng CPC3 tiếp nhận LNG ở nhiệt độ -162℃, trong quá trình tồn chứa luôn phát sinh lượng BOG Việc ước tính lượng BOG là rất quan trọng để thiết kế hệ thống công nghệ xử lý phù hợp Từ ước tính này, chúng ta có thể đánh giá tính hiệu quả của hệ thống xử lý BOG Đồng thời, có thể đề xuất các giải pháp công nghệ nhằm giảm thiểu chi phí đầu tư trong giai đoạn thiết kế và tiết kiệm chi phí vận hành sau này.

Cơ sở tính toán

Thành phần LNG mà CPC3 có thể tiếp nhận được chỉ ra ở bảng dưới đây dựa trên tài liệu Process Design Basis [1] từ chủđầu tư.

Rich LNG Lean LNG Lưu ý

Propane (C3) 0.44 0.24 (1) i-Butane (iC4) 0.084 0.030 (1) n-Butane (nC4) 0.091 0.02 (1) i-Pentane (iC5) 0.005 0.00 (1) n-Pentane (nC5) 0.001 0.00 (1) n-Hexane (nC6) 0.00 0.00 (1)

Khối lượng mol 17.12 16.64 (2) Điểm sôi (℃) @atm -166.0 -162.2 (2)

Tỷ trọng (kg/m 3 ) @atm 442.3 432.4 (2) Ẩn nhiệt thực tế (kJ/kg) 513.7 513.3 (3)

Nhiệt độ LNG (℃) -159.4 -159.2 (2) Áp suất (kgf/cm 2 g) 0.18 0.18 (1)

1 Yêu cầu từ chủđầu tư trong tài liệu Process Design Basis [1]

2 Ước tính thông qua phần mềm mô phỏng Hysys (Version 12)

3 Giá trịẩn nhiệt thực tếdùng cho tính toán được xác định như sau: Ẩn nhiệt thực tế (Actual Latent Heat) = Latent heat (CH4 tinh khiết tại điều kiện bão hòa ở áp suất bể chứa LNG) + BOG Heat Capacity x (TBOG– TLNG)

Thành phần BOG được sử dụng trong thiết kế công nghệ dựa trên LNG, như đã đề xuất ở mục 3.2.1 Thành phần này được ước tính thông qua phần mềm mô phỏng Hysys (Phiên bản 12), áp dụng hệ nhiệt động Peng Robinson và hệ Lee-Kesler để tính toán Enthalpy.

Nhiệt độ (℃) -159 -159 (1) Áp suất (kgf/cm 2 g) 0.18 0.18 (2)

1 Ước tính thông qua Hysys (Version 12)

2 Yêu cầu từ chủđầu tư trong tài liệu Process Design Basis [1]

3.2.3 Thông số công nghệ bể chứa LNG

Những điều kiện sau đây được lấy từ tài liệu Process Design Basis [1] của chủđầu tư:

1 Áp suất hoạt động: 0.18 kgf/cm 2 g (áp suất hoạt động tối đa ở chế độ Unloading), 0.12 kgf/cm 2 g (áp suất hoạt động thông thường ở chế độ Holding)

2 Lượng BOG hình thành: 0.05 wt%/ngày (bể chứa ở trạng thái điền đầy LNG, dựa trên thành phần 100% CH4) [11]

3 Thể tích bể chứa LNG: 181,081 m 3 (ID = 78m, HHLL = 37.896m dựa trên tài liệu LNG Mechanical Tank Datasheet [2]

3.2.4 Thông số công nghệ tàu chứa LNG

Những điều kiện sau đây được lấy từ tài liệu Process Design Basis [1], LNG Mechanical Tank Datasheet [2] và Heat and Material Balance [3] của chủđầu tư:

1 Áp suất hoạt động: 0.1 kgf/cm2g (giá trị nhỏ nhất), 0.169 (giá trị lớn nhất dựa trên Process Data Sheet - BOG Compressors [4])

2 Lượng BOG hình thành: 0.15 wt%/day (bể chứa ở trạng thái chứa đầy LNG)

3 Thể tích: 265,000 m3 (thể tích tối đa của tàu chứa LNG thương mại)

4 Lưu lượng tiếp nhận LNG:

- Từ tàu chứa tại Jetty#2 tới T-107/T-108: 13,300 m 3 /h (Rich LNG & Lean LNG)

- Từ tàu chứa tại Jetty#1 tới T-107/T-108: 10,350 m 3 /h (Lean LNG), 10,440 m 3 /h (Rich LNG)

Lưu lượng tiếp nhận dựa vào Heat and Material Balance [3]

3.2.5 Lưu lượng Gas Send-out Để có thểước tính được lưu lượng tối đa của lượng BOG sinh ra đi về hệ thống máy nén, lưu lượng tối thiểu của Gas Send-out sẽđược xem xét Theo yêu cầu từ chủđầu trong tài liệu Process Design Basis [1], lưu lượng yêu cầu của Gas Send- out sẽnhư sau:

1 Lưu lượng send-out tối thiểu: 200 t/h

2 Lưu lượng send-out thông thường: 1,000 t/h

3 Lưu lượng send-out tối đa: 1,600 t/h.

Thông số đường ống cho quá trình tính toán BOG được tổng hợp trong Phụ lục 1 Độ dày lớp cách nhiệt được xác định từ tài liệu General Specification.

Kích thước và chiều dài của đường ống được xác định từ tài liệu P&IDs và Piping General Arrangement Đối với những đường ống không có trong tài liệu Piping General Arrangement, chiều dài sẽ được ước tính dựa trên Overall Plot Plan với hệ số an toàn.

3.2.7 Chế độ hoạt động của kho cảng

Kho cảng được thiết kế để hoạt động hiệu quả với hai chế độ vận hành chính: chế độ Holding và chế độ Unloading Trong chế độ Holding, lượng LNG trong bể sẽ giảm dần theo nhu cầu tiêu thụ ở hạ nguồn Ngược lại, chế độ Unloading cho phép tàu cung cấp LNG cập cảng và xuất LNG từ tàu vào bể chứa của kho cảng.

Dựa trên việc kết nối với hệ thống hiện có của kho cảng, các chế độ vận hành sẽ được trình bày trong bảng dưới đây theo yêu cầu của chủ đầu tư.

Bảng 3.3 Chế độ vận hành của CPC3

Chếđộ vận hành của CPC3

Jetty Bể tiếp nhận Bể cấp

2 Unloading Jetty#2 CPC3 CPC3 Có

3 Unloading Jetty#1 CPC3 CPC3 Có

3.2.8 Dữ liệu quan trắc môi trường

Dữ liệu về quan trắc môi trường được tham khảo từ tài liệu Basic Engineer Design

3.2.9 Giả thiết cho quá trình tính toán BOG

Những giả thiết sau đây được đưa ra đểđơn giản hóa cho quá trình tính toán BOG:

1 Nhiệt độ và tỷ trọng của LNG được giả sử là không đổi trong toàn bộ quá trình vận hành của CPC3

2 Sự hình thành BOG do quá trình trộn lẫn nhiều loại LNG với thành phần khác nhau được bỏ qua

3 Chiều dài thực tế của đường ống sẽ được kiểm tra lại dựa trên bản vẽ Isometric Ởgiai đoạn này, chiều dài đường ống sẽđược đo dựa vào bản vẽ plot plan và nhân với hệ số an toàn (khu vực công nghệ - process side: 3 lần, ngoài khu vực công nghệ - off-site: 2 lần và khu vực giá đỡống – pipe rack: 1.5 lần)

4 Hiệu suất bơm và hiệu suất mô tơ của bơm (Cargo Pump LNG, Primary Pump LNG, Booster Pump LNG) sẽ được kiểm tra với giá trị thực tế khi nhận được thông tin từ nhà cung cấp thiết bị (vendor)

3.2.10 Tính toán lưu lượng BOG hình thành

Các trường hợp và nguồn hấp thụ nhiệt gây nên quá trình hình thành BOG được tổng hợp lại ở bảng sau đây:

Bảng 3.4 Các trường hợp hình thành BOG

Trường hợp hình thành BOG Ghi chú

1 Nhiệt hấp thụ vào bể chứa LNG W1

2 Nhiệt hấp thụ từ Cargo Pumps W2

3 Nhiệt hấp thụvào đường ống tiếp nhận LNG W3

4 Nhiệt hấp thụ tại MNF của Primary Pump LNG W4

5 Chênh lệch áp suất giữa bể chứa LNG và tàu cung cấp LNG

6 Chiếm chỗ của pha lỏng-hơi W6

7 Nhiệt hấp thụ từ thành bể chứa LNG W7

8 Nhiệt hấp thụvào đường ống tuần hoàn làm lạnh Được tính ở W3

9 Nhiệt hấp thụvào đường ống của tàu chứa Được tính ở W3

10 Chênh lệch chiều cao giữa bể chứa LNG và tàu Bỏ qua (giả sử chiều cao của tàu thấp hơn chiều cao của bể chứa LNG)

11 Nhiệt hấp thụ vào tàu W8, được tính vào lượng

12 Nhiệt hấp thụ vào Loading Arm W9, được tính ở W3

13 Nhiệt hấp thụ vào LNG Cargo Manifold W10, được tính ở W3

14 Thay đổi áp suất khí quyển Bỏ qua (Unloading sẽ không thực hiện khi có bão)

V1 Tổng BOG hình thành từ bể chứa LNG

V2 Lượng BOG quay về tàu

V3 Lượng BOG đi vào hệ thống máy nén

Sơ đồcác trường hợp hình thành BOG được thể hiện ởhình dưới đây:

Hình 3.1 Các trường hợp hình thành BOG

3.2.11 Nhiệt hấp thụ vào bể chứa LNG (W1)

BOG được hình thành trong bể chứa LNG bởi sự hấp thụ nhiệt do môi trường bên ngoài sẽđược tính theo công thức sau:

B: Boil-off Rate (%/ngày) Đây là lượng BOG hình thành được đảm bảo bởi nhà cung cấp bể chứa LNG trong quá trình tồn chứa

Vt: Thể tích bể chứa LNG (được tính từ Tank Bottom tới HHLL) (m 3 )

Sl: Tỷ trọng của LNG (kg/m 3 )

3.2.12 Nhiệt hấp thụtừ Cargo Pumps (W 2 )

BOG được hình thành từ sự hấp thụ nhiệt từ Cargo Pumps được tính toán bằng công thức sau:

W2: Lưu lượng BOG tạo ra từ nhiệt hấp thụ bởi Cargo Pump (kg/h) λ : Laten heat (kJ/kg)

G: Nhiệt sinh ra từbơm (kcal/h)

Q: Lưu lượng của bơm (kg/h)

Ep: Hiệu suất của bơm (%) Giả sử 70%

Em: Hiệu suất của mô tơ (%) Giả sử 90%

Trường hợp hình thành BOG này chỉ xảy ra ở chếđộ tiếp nhận LNG Pump head được lấy từ tài liệu Process Design Basis [1]

3.2.13 Hấp thụ nhiệt từ đường ống (W3)

BOG được hình thành từ sự hấp thụ nhiệt từđường ống được tính toán bằng công thức sau:

W3: Lưu lượng BOG hình thành ởđường ống (kg/h)

Q: Lượng nhiệt hấp thụvào đường ống (W/m 2 ) Q = 30 (W/m 2 ) dựa vào tài liệu

Thông số chung về cách nhiệt cho hệ thống đường ống cho thấy rằng lượng nhiệt hấp thụ lớn nhất có thể xảy ra trong toàn bộ hệ thống Tuy nhiên, giá trị này sẽ thay đổi tùy thuộc vào vật liệu, độ dày, tỷ trọng của đường ống và các yếu tố môi trường như nhiệt độ, độ ẩm và vận tốc gió Ở giai đoạn hiện tại, giá trị 30 (W/m²) được coi là thận trọng và sẽ được sử dụng để tính toán, đồng thời sẽ được điều chỉnh sau khi nhận được thông tin từ nhà cung cấp lớp cách nhiệt.

Lp: Chiều dài đường ống (m)

OD refers to the outer diameter of the pipe, as detailed in Appendix 1 regarding pipe data The variable 't' indicates the thickness of the insulation layer in millimeters, based on the General Specification for Insulation documentation.

Hấp thụ nhiệt từ đường ống được dùng để ước tính lượng BOG hình thành cho những hệ thống sau đây:

- Chế độ Unloading, nhiệt hấp thụ sẽ được tính cho tất cả đường tiếp nhận bao gồm CPC2 và CPC3

- Chếđộ Holding, nhiệt hấp thụ chỉđược tính cho đường tiếp nhận của CPC3

2 Đường ống của hệ thống bơm Primary Pump LNG.

3 Đường ống của hệ thống bơm Booster Pump LNG.

4 Đường ống của hệ thống HP System Circulation

5 Đường ống của hệ thống LP System Circulation

6 Hệ thống Manifold ở tàu cung cấp LNG và các Loading Arm

3.2.14 Nhiệt hấp thụ tại MNF của Primary Pump LNG (W4)

Khi bơm LNG trong điều kiện MNF, nhiệt độ hấp thụ được tính toán tương tự như công thức áp dụng cho bơm hàng LNG Lượng nhiệt hấp thụ được xác định dựa trên tỷ lệ giữa lượng LNG quay trở về bể chứa (MNF) và tổng năng suất của bơm, bao gồm lưu lượng send-out và MNF.

W4-1: Lưu lượng BOG bởi hấp thụ nhiệt khi Primary Pump LNG ở điều kiện

MNF Hiệu suất bơm được giả sử là 0.9

W4-2: Lưu lượng BOG bởi hấp thụ nhiệt khi Booster Pump LNG ởđiều kiện MNF

Hiệu suất bơm được giả sử là 0.9

3.2.15 Sự chênh lêch áp suất giữa bể chứa LNG và tàu (W5)

Sự chênh lệch enthalpy giữa bể chứa LNG và tàu tạo ra BOG khi áp suất hoạt động của bể chứa LNG thấp hơn áp suất của tàu.

W5: Lưu lượng BOG hình thành bởi sự chênh lệch áp suất (kg/h)

Wf: Lưu lượng unloading (kg/h)

Pf: Áp suất hoạt động của tàu (kgf/cm 2 g)

Áp suất hoạt động của bể chứa LNG ảnh hưởng đến quá trình chuyển đổi nhiệt của nó Laten heat (λ) được đo bằng kJ/kg và tỷ lệ thay đổi enthalpy của LNG ở trạng thái bão hòa với sự thay đổi áp suất (dH/dP) được tính bằng (kJ/kg)/(kgf/cm²) Những yếu tố này đóng vai trò quan trọng trong việc tối ưu hóa hiệu suất và an toàn của hệ thống chứa LNG.

3.2.16 Sự chiếm chỗ lỏng-hơi trong bể chứa LNG (W 6 )

Lượng BOG (Gas khí hóa) hình thành có thể thay đổi tùy thuộc vào sự biến đổi không gian hơi do lưu lượng LNG được bơm vào và ra khỏi bể chứa LNG.

W6: Lượng BOG được hình thành bởi sự chiếm chỗ lỏng-hơi (kg/h).

FUnload: Lưu lượng LNG đi vào bể chứa sau khi bị flash (m 3 /h)

FDisch: Lưu lượng Primary Pump LNG (m 3 /h)

FMinCir: MNF của Primary Pump LNG sau khi bị flash (m 3 /h)

FCoolCirc: Lưu lượng của dòng làm mát quay về bể chứa LNG sau khi bị flash (m 3 /h) ρ BOG : tỷ trọng BOG (kg/m 3 )

3.2.17 Nhiệt hấp thụ bởi thành bể chứa LNG (W 7 )

Lượng BOG được hình thành do LNG tiếp xúc với thành của bể chứa LNG có nhiệt độcao hơn được tính bởi công thức dưới đây:

W7: Lưu lượng BOG hình thành (kg/h) ΔT: Chênh lệch nhiệt độ giữa BOG và LNG (℃)

U: Vận tốc dâng lên của LNG (m/h), U = Unloading rate (m 3 /h) / Am

Am: Diện tích tích mặt cắt ngang của bể chứa LNG (m 2 )

Pm: Tỷ trọng vật liệu của bể chứa LNG (kg/m 3 ); 7,930 kg/m 3 cho 9% Ni

Cm: Nhiệt dung của vật liệu bể chứa LNG (kJ/(kg.℃); 0.37 kJ/(kg.℃) cho 9% Ni. λ : Laten heat (kJ/kg)

D: Đường kính của bể chứa LNG

Tm: độdày (m) 0.049 m được giả sử dựa trên thông tin từ các dựán trước

3.2.18 Nhiệt hấp thụ từ tàu (W 8 )

Lượng BOG được hình thành bởi nhiệt hấp thụ từtàu được tính bởi công thức sau:

W8: Lưu lượng BOG được hình thành (kg/h)

B: Boil-off rate (%/ngày) Đây là lượng BOG hình thành được giả sử dựa trên thông tin từ các dựán trước, 0.15%/ngày [11]

Vc: Thể tích tàu chứa (m 3 )

Sl: Tỷ trọng LNG (kg/m 3 )

3.2.19 Nhiệt hấp thụ từ Loading Arm (W 9 )

Lượng BOG sinh ra từ nhiệt hấp thụởloading arm được tính bởi công thức sau:

W9: Lưu lượng BOG được hình thành (kg/h)

KẾ T QU Ả TÍNH TOÁN VÀ TH Ả O LU Ậ N

K ế t qu ả tính toán

4.1.1 Lượng BOG hình thành từ các trường hợp

Kết quả tính toán cho mỗi trường hợp cụ thể sẽđược đưa ra dưới đây:

Bảng 3.1 Case 1 - Unloading+Min Send-out+Áp suất tàu 0.1kgf/cm 2 g

W1 Nhiệt hấp thụ vào bể chứa LNG 1.1 1.0

W2 Nhiệt hấp thụ từ Cargo Pumps 16.9 16.6

W3 Nhiệt hấp thụvào đường ống 3.6 3.6

W4-1 Nhiệt hấp thụ tại MNF của Primary Pump LNG 0.98 0.91

W4-2 Nhiệt hấp thụ tại MNF của Booster Pump 0.7 0.7

W5 Chênh lệch áp suất giữa bể chứa LNG và tàu -19.8 -19.5

W6 Sự chiếm chỗ của pha lỏng-hơi 27.8 26.9

W7 Nhiệt hấp thụ từ thành bể chứa LNG 0.08 0.04

V3 Lượng BOG quay về tàu 19.6 18.9

V2 Lượng BOG đi vào hệ thống máy nén 11.8 11.4

Lưu ý: Số máy nén hoạt động: 2 hoạt động, 1 dự phòng

Bảng 3.7 Case 2- Unloading+Min Send-out+Áp suất tàu 0.169kgf/cm 2 g

Lưu ý: Số mấy nén hoạt động: 3 hoạt động, 0 dự phòng

Bảng 3.8 Case 3: Holding+Normal Send-out

W2 Nhiệt hấp thụ từ Cargo Pumps - -

W3 Nhiệt hấp thụ vào đường ống 1.2 1.2

W5 Chênh lệch áp suất giữa bể chứa LNG và tàu - -

W6 Sự chiếm chỗ của pha lỏng-hơi -4.7 -4.6

W7 Nhiệt hấp thụ từ thành bể chứa LNG - -

V3 Lượng BOG quay về tàu - -

V2 Lượng BOG đi vào hệ thống máy nén -1.2 -1.4

Lưu ý: Số máy nén hoạt động: không máy nén nào hoạt động

Bảng 3.9 Case 4: Holding+Min Send-out

Bảng 3.10 Case 5: Holding+Max Send-out

V2 Lượng BOG đi vào hệ thống máy nén -5.2 -5.1

Lưu ý: Số máy nén hoạt động: không máy nén nào hoạt động

Bảng 3.11 Case 6: Holding+Zero Send-out

W4-2 Nhiệt hấp thụ tại MNF của Booster Pump - -

Bảng 3.12 Case 7: Holding+Min Send-out+Cold Circulation tới Jetty 1

Lưu lượng BOG (t/h) Rich LNG

W1 Nhiệt hấp thụ vào bể chứa LNG 1.1

W2 Nhiệt hấp thụ từ Cargo Pumps -

W3 Nhiệt hấp thụvào đường ống 3.8

W4-1 Nhiệt hấp thụ tại MNF của Primary Pump LNG 0.85

W4-2 Nhiệt hấp thụ tại MNF của Booster Pump 0.7

W5 Chênh lệch áp suất giữa bể chứa LNG và tàu -

W6 Sự chiếm chỗ của pha lỏng-hơi -0.9

W7 Nhiệt hấp thụ từ thành bể chứa LNG -

V3 Lượng BOG quay về tàu -

V2 Lượng BOG đi vào hệ thống máy nén -5.5

Lưu ý: - Số máy nén hoạt động: 1 hoạt động, 2 dự phòng

-Thành phần Lean không cần thiết được tính ở trong trường hợp này

Bảng 3.13 Case 8: Unloading Jetty 1+Min Send-out – Áp suất tàu 0.1kgf/cm 2 g

Lưu lượng BOG (t/h) Rich LNG

W1 Nhiệt hấp thụ vào bể chứa LNG 1.1

W2 Nhiệt hấp thụ từ Cargo Pumps 13.4

W3 Nhiệt hấp thụvào đường ống 6.9

W4-1 Nhiệt hấp thụ tại MNF của Primary Pump LNG 0.03

W4-2 Nhiệt hấp thụ tại MNF của Booster Pump 0.7

W5 Chênh lệch áp suất giữa bể chứa LNG và tàu -19.7

W6 Sự chiếm chỗ của pha lỏng-hơi 21.2

W7 Nhiệt hấp thụ từ thành bể chứa LNG 0.07

V3 Lượng BOG quay về tàu 13.9

V2 Lượng BOG đi vào hệ thống máy nén 9.9

Lưu ý: - Số máy nén hoạt động: 2 hoạt động, 1 dự phòng

-Thành phần Lean LNG không cần thiết được tính trong trường hợp này do giá trị thành phần Lean LNG và Rich LNG gần giống nhau

Bảng 3.14 Case 9: Unloading Jetty 1+Min Send-out+Áp suất tàu 0.169kgf/cm 2 g

4.1.2 Năng suất máy nén BOG Để có thể kiểm tra năng suất và sốlượng máy nén BOG được thiết kế cho hệ thống theo yêu cầu của chủđầu tư, chếđộ hoạt động sinh ra lượng BOG lớn nhất sẽđược lựa chọn

Bảng 3.15 Bảng so sánh giữa giá trị tính toán với ITB

Tổng lưu lượng BOG (t/h) 27.7 28.1 (25.5 x 1.1) Năng suất tối đa mỗi máy nén (t/h) 9.187 9.367

Lưu lượng hình thành BOG tối đa được lựa chọn là Case 9: Unloading Jetty 1+

Min Send-out+Áp suất tàu 0.169kgf/cm 2 g (Xem phụ lục A2 Bảng tính toán lượng BOG hình thành.)

Th ả o lu ận đề xu ất các phương án công nghệ

Việc hình thành BOG trong quá trình vận hành có thể gây ra tổn thất kinh tế lớn Trong giai đoạn thiết kế, lượng BOG cao làm tăng năng suất máy nén, dẫn đến chi phí đầu tư ban đầu cao hơn Trong giai đoạn vận hành, BOG sinh ra nhiều gây lãng phí và tiêu tốn năng lượng cho xử lý Để giảm thiểu lượng BOG, các phương pháp nghiên cứu và đề xuất sẽ được trình bày cho chủ đầu tư trong giai đoạn thực hiện dự án.

1 Tăng áp suất hoạt động của bể chứa LNG trong giai đoạn tiếp nhận LNG

2 Tối ưu kích thước đường ống hồi lưu BOG về tàu

3 Ngăn chặn hiện tượng Rollover

4.2.2 Tăng áp suất hoạt động của bể chứa LNG a) Cơ sở nghiên cứu

Trong quá trình tiếp nhận LNG từ tàu vào bể chứa, hiện tượng flashing xảy ra khi áp suất bể chứa thấp hơn áp suất tàu, dẫn đến sự sinh ra đáng kể lượng BOG Để giảm thiểu lượng BOG này, cần tăng áp suất hoạt động của bể chứa LNG Sự chênh lệch áp suất giữa tàu và bể chứa tạo ra sự chênh lệch enthalpy, với giá trị biến đổi enthalpy dương cho phép hệ thống hấp thụ nhiệt từ tàu và các thành phần khác như bơm LNG, Loading Arm, và đường ống Unloading Khi áp suất bể chứa được tăng lên, enthalpy của LNG cũng tăng, đến một mức nhất định thì enthalpy sẽ không thay đổi hoặc chỉ thay đổi rất ít Do đó, cần khảo sát giá trị áp suất tại đó để đánh giá lượng BOG giảm đi có đáng kể hay không.

Các thông sốdưới đây sẽđược sử dụng để khảo sát điểm áp suất hoạt động tối ưu:

1 Áp suất hoạt động của bể chứa LNG: phụ thuộc vào nhà cung cấp, theo yêu cầu ban đầu từ chủđầu tư trong tài liệu Process Design Basis [1], hai công nghệ bể chứa LNG được yêu cầu là SDR (Suspended Deck) và DDR (Double Dome) Sau đó, loại công nghệSDR đã được chủđầu tư quyết định lựa chọn bởi vì khoảng hoạt động rộng hơn loại DDR Vì vậy, khoảng áp suất hoạt động được lựa chọn để khảo sát là áp suất hoạt động từ 0.18 kgf/cm 2 g được lấy từ tài liệu Heat and Material Balance và áp suất hoạt động tối đa 0.25 kgf/cm 2 g của bể chứa LNG loại SDR Khoảng áp suất từ 0.08 kgf/cm 2 g ÷ 0.18 kgf/cm 2 g được sử dụng cho mục đích tham khảo sự biến đổi giá trị enthalpy

2 Giá trị enthalpy được lấy từ kết quả mô phỏng với phần mềm Hysys (Version 12)

3 Kết quảBOG được lấy để khảo sát là lượng BOG đi về máy nén ở “Case

9: Unloading Jetty 1+Min Send-out+Áp suất tàu 0.169kgf/cm 2 g”

Từ những giả thiết trên, các giá trị khảo sát lượng BOG sinh ra theo sự biến đổi áp suất hoạt động của bể chứa LNG như sau:

Bảng 4.2 Bảng khảo sát lượng BOG sinh ra dựa trên áp suất bể chứa LNG Áp suất bể chứa LNG

Enthalpy (kJ/kg) Lưu lượng BOG vào máy nén (kg/h)

Lean LNG Rich LNG LEAN_Case 9 RICH_Case 9

Ta có đồ thị khảo sát dựa vào các thông sốở bảng trên:

Hình 4.1 Đồ thị khảo sát lượng BOG sinh ra

Bảng 4.2 Bảng so sánh ưu – nhược điểm khi tăng áp suất bể chứa LNG

Yếu tố Giải thích Ưu điểm

Giảm lượng BOG hình thành

Triệt tiêu lượng nhiệt hấp thụở hệ thống Unloading bởi sự chênh lệch enthalpy theo áp suất

Giảm năng suất máy nén Do giảm lượng BOG hình thành

Tăng sựlinh động trong vận hành Áp suất đẩy BOG về tàu cao dẫn đến không cần sử dụng Blower để hỗ trợ cấp áp

Nhược điểm Tăng chi phí vận hành

Tăng lượng khí để cấp áp cho bể chứa LNG

Kết quả khảo sát cho thấy, khi áp suất tăng từ 0.1 kgf/cm² g đến 0.12 kgf/cm² g, lượng BOG giảm mạnh từ 76,987 kg/h xuống 25,534 kg/h, tương đương giảm khoảng 3 lần Tiếp theo, ở khoảng áp suất 0.18 kgf/cm² g đến 0.2 kgf/cm² g, lượng BOG tiếp tục giảm từ 25,534 kg/h xuống 17,337 kg/h, giảm 1.47 lần Do đó, áp suất tối ưu cho hoạt động của bể chứa LNG trong giai đoạn tiếp nhận là 0.25 kgf/cm² g.

4.2.3 Tối ưu kích thước đường ống hồi lưu BOG về tàu a) Cơ sở nghiên cứu

Chiều dài hệ thống đường ống hồi lưu BOG từ bể chứa LNG về Jetty#2 lên đến khoảng 830 m Nếu có thể giảm kích thước đường ống mà vẫn đảm bảo tiêu chuẩn của chủ đầu tư, chi phí xây dựng cho hệ thống này sẽ được giảm thiểu đáng kể.

1 Chi phí vật liệu giảm bởi vì kích thước đường ống nhỏhơn.

2 Chi phí cho lớp cách nhiệt đường ống giảm

3 Chi phí cho hệ thống đỡ ống (sleeper, pipe rack) giảm bởi vì tổng khối lượng của ống giảm b) Khảo sát kích thước đường ống tối ưu Để khảo sát kích thước tối thiểu của đường ống mà vẫn đáp ứng được những yêu cầu của chủ đầu tư, một khảo sát về mặt thủy lực sẽ được thực hiện với những thông sốdưới đây:

1 Lưu lượng BOG: 13,300 Am 3 /h dựa vào yêu cầu từ chủđầu tư trong tài liệu

Process Description [9] Giá trị này tương đương với 28,901 kg/h tại điều kiện hoạt động thực tế sau khi xác nhận lại với chủđầu tư.

2 Áp suất hoạt động ở tàu: 0.1 kgf/cm 2 g (áp suất hoạt động của tàu từ tài liệu

3 Áp suất hoạt động của bể chứa LNG: 0.25 kgf/cm 2 g (áp suất hoạt động tối đa của công nghệ SDR từ Process Design Basis [1])

4 Tổn thất áp lớn nhất của orifice là 0.01 kgf/cm 2 dựa theo tài liệu Flow meter instrument PDS/ FT-6133 [10]

5 Tính chất BOG: sử dụng tính chất của BOG được mô phỏng bằng phần mềm Hysys (Version 12) tại các áp suất hoạt động của bể chứa LNG (0.18, 0.25 kgf/cm 2 g), thành phần Rich LNG Với Rich LNG, tỷ trọng của BOG lớn hơn Lean LNG, dẫn đến tổn thất áp lớn hơn trên đường ống Vì vậy tính chất của Rich LNG được lựa chọn để thiết kế thủy lực

6 Chiều dài và độ cao của hệ thống đường ống: dựa vào tài liệu Piping General Arrangement [6]

Dựa vào những giả thiết trên, thu được những giá trị khảo sát dưới đây:

Bảng 4.3 Bảng khảo sát kích thước đường ống

(Am 3 /h) Áp suất bể chứa LNG (kgf/cm 2 g) Áp suất tàu (kgf/cm 2 g)

Vmax (m/s) ΔP van điều khiển (kgf/cm 2 )

(Xem phụ lục A3 Tính toán thủy lực cho hệ thống hồi lưu BOG về tàu.)

Bảng 4.4 Bảng so sánh ưu – nhược điểm khi giảm kích thước đường ống hồi lưu BOG về tàu

Yếu tố Giải thích Ưu điểm

Giảm chi phí đường ống nhờ vào việc giảm đường kính, dẫn đến giảm lượng vật liệu ống sử dụng Đồng thời, chi phí cách nhiệt cũng được giảm do diện tích lớp cách nhiệt giảm Cuối cùng, tổng chi phí giá thành ống giảm do tổng lượng ống cần thiết được giảm thiểu.

Giảm lượng BOG hình thành

Do giảm diện tích tiếp xúc với môi trường

Giảm sựlinh động trong vận hành

Có thểkhông đáp ứng ởtrường hợp mở rộng vận hành Tăng chi phí van điều khiển

Do tăng hệ số Cv của van điều khiển

Tăng năng lượng trong vận hành

Do tăng áp suất để bù lượng tổn thất áp khi giảm kích thước đường ống

Từ kết quả khảo sát rút ra được:

Khi giảm kích thước đường ống từ 24” xuống 22”, cần tuân thủ các tiêu chuẩn của chủ đầu tư như vận tốc tối đa trong đường ống, giá trị tối đa ρV² và áp suất yêu cầu tại điểm cuối Đồng thời, giá trị tổn thất áp tối thiểu của van điều khiển phải được xác nhận với nhà cung cấp, vì nếu giá trị này quá nhỏ, van sẽ không hoạt động hiệu quả Theo thông tin từ các dự án trước, tổn thất áp tối thiểu chấp nhận cho pha khí qua van điều khiển là 0.055 kgf/cm².

38 có thể giảm kích thước đường ống từ 24” xuống 22” để giảm thiểu chi phí xây dựng

4.2.4 Ước tính chi phí sơ bộ

Dựa trên các phương án đã đề xuất, một ước tính chi phí sơ bộ sẽ được thực hiện để kiểm tra tính khả thi kinh tế Giá trị này thường được ước tính từ phòng công nghệ, kèm theo các ý tưởng tối giản chi phí Sau đó, các chi phí sẽ được tính toán chi tiết hơn bởi các phòng ban như phòng dự án, phòng mua sắm và các phòng chuyên môn Các chi phí ước tính được trình bày trong bảng dưới đây.

Bảng 4.5 Ước tính chi phí sơ bộ cho các phương án đề xuất

Yếu tố Biến đổi chi phí

(Thông số ban đầu từ chủ đầu tư)

Bể chứa LNG loại DDR được thiết kế theo yêu cầu ban đầu từ chủ đầu tư Kích thước đường ống hồi lưu BOG về tàu được xác định là 24 inch, cũng theo yêu cầu của chủ đầu tư Chi phí cho lớp cách nhiệt đã được tính toán và xác định là 0 đô la.

Hệ thống máy nén BOG 0 $ Báo giá từ nhà cung cấp cho cụm 3 máy nén là 7,480,000 $

(Đề xuất bởi nhà thầu)

Bể chứa LNG loại DDR 0 $ Yêu cầu ban đầu từ chủ đầu tư Kích thước đường ống hồi lưu BOG về tàu: 22” - 586,666 $

Giảm chi phí do giảm kích thước, độ dày, giá đỡ ống, cách nhiệt

Hệ thống máy nén BOG -2,493,333 $ Giảm chi phí đầu tư 1 máy nén do giảm lượng BOG cần xử lý

4.2.5 Ngăn chặn hiện tượng Rollover a) Cơ sở nghiên cứu

LNG thường được nhập từ nhiều nguồn khác nhau, dẫn đến tỷ trọng khác nhau giữa các nguồn Trong quá trình lưu trữ, khi LNG tiếp nhận nhiệt từ môi trường, BOG sẽ hình thành Lớp LNG phía trên sẽ bay hơi các thành phần nhẹ, làm cho lớp này trở nên nặng hơn và dần lắng xuống dưới do sự chênh lệch tỷ trọng Qua thời gian, lớp dưới sẽ tích tụ nhiều hơn và liên tục hấp thụ nhiệt Khi lớp trên bay hơi và tỷ trọng trở nên tương đồng với lớp dưới, một lượng lớn BOG sẽ đột ngột phát sinh, vượt quá khả năng xử lý của hệ thống máy nén, đường ống và hệ thống flare.

Hình 4.2 Hiện tượng Rollover trong bể chứa LNG b) Phương pháp ngăn chặn

Hiện tượng Rollover tạo ra một lượng lớn BOG, do đó, việc thiết kế hệ thống xử lý BOG cho tình huống này sẽ đòi hỏi chi phí đầu tư ban đầu cao.

Để ngăn chặn hiện tượng Rollover, việc thiết kế các hệ thống và quy trình vận hành là phương án tối ưu Các phương pháp dưới đây thường được xem xét và tích hợp vào hệ thống công nghệ nhằm đảm bảo hiệu quả và an toàn trong hoạt động.

1 Cung cấp hệ thống đo mức chất lỏng-nhiệt độ - tỷ trọng (LTD)

Hệ thống đo mức chất lỏng-nhiệt độ-tỷ trọng cho phép người vận hành theo dõi nhiệt độ và tỷ trọng của LNG tại các độ sâu khác nhau trong bể chứa Nhờ đó, quá trình vận hành trở nên hiệu quả hơn khi dễ dàng kiểm soát trạng thái phân tầng của LNG trong bể.

2 Cung cấp hệ thống Feed-switch over

KẾ T LU Ậ N

K ế t lu ậ n

Thông qua luận văn, tác giảđã tập trung nghiên cứu và đạt được một số kết quả như sau:

5.1.1 Tổng quan về công nghệ của kho cảng LNG

Hệ thống công nghệ của các kho cảng LNG điển hình đã được nghiên cứu, bao gồm hệ thống Jetty, bể chứa LNG, hệ thống xử lý BOG và hệ thống hóa hơi Mỗi hệ thống được phân tích về chức năng, thông số công nghệ hiện tại, cũng như ưu và nhược điểm khi áp dụng vào các yêu cầu thiết kế từ chủ đầu tư Mục tiêu là cung cấp cho người đọc những giá trị công nghệ thực tế, giúp giảm thiểu thời gian tính toán thiết kế Trong quá trình thực hiện dự án, các giá trị công nghệ từ chủ đầu tư sẽ được ưu tiên hàng đầu Ngoài ra, các điều kiện môi trường như nhiệt độ, tính chất nước biển và quy định của chính quyền địa phương sẽ ảnh hưởng đáng kể đến quyết định lựa chọn hệ thống công nghệ.

5.1.2 Tính toán lượng BOG hình thành

Dựa trên yêu cầu công nghệ từ chủ đầu tư, lượng BOG đã được tính toán lại theo kinh nghiệm của nhà thầu, mặc dù thông tin chính xác như chiều dài đường ống và tính chất lớp cách nhiệt chưa có sẵn Do đó, các giá trị này được giả định ở mức thận trọng, dẫn đến khả năng giá trị tính toán lớn hơn thực tế khi kho cảng đi vào vận hành Tuy nhiên, các giá trị này sẽ được xác minh lại khi nhận được thông tin từ nhà cung cấp Kết quả tính toán cho thấy lượng BOG sinh ra không chênh lệch đáng kể so với yêu cầu từ chủ đầu tư trong giai đoạn FEED So sánh với năng suất hệ thống xử lý BOG của các dự án CPC1, CPC2 đã vận hành, giá trị BOG sinh ra gần như tương đồng.

5.1.3 Đề xuất các phương án công nghệ

Sau khi xác định lượng BOG được tạo ra, sẽ có một số giải pháp công nghệ được đề xuất nhằm giảm thiểu sự hình thành BOG và nâng cao hiệu suất của máy nén.

Việc tăng áp suất vận hành của bể chứa trong giai đoạn tiếp nhận LNG có thể giúp giảm 30% lượng BOG hình thành, từ đó giảm thiểu CAPEX và OPEX, đồng thời cho phép loại bỏ một máy nén Tuy nhiên, đề xuất này cần được thảo luận kỹ lưỡng với chủ đầu tư, vì các dự án tương tự như CPC1 và CPC2 đã hoạt động ổn định trong việc xử lý lượng BOG này Do đó, việc thuyết phục chủ đầu tư thay đổi công nghệ đang vận hành ổn định sẽ gặp nhiều thách thức.

Việc mô phỏng chính xác sự biến đổi enthalpy khi thay đổi áp suất bể chứa LNG là cần thiết và nên được so sánh với các giá trị thực tế từ các dự án CPC1,2 Đề xuất giảm kích thước đường ống hồi lưu BOG về tàu khi tăng áp suất bể chứa có thể giúp giảm chi phí vật liệu cho dự án Tuy nhiên, cần xác nhận với nhà cung cấp về tính khả thi của kích thước đường ống trên thị trường và đảm bảo chi phí mua sắm nằm trong khoảng cho phép Nếu kích thước đường ống không sẵn có, chi phí có thể cao hơn so với đường ống lớn hơn nhưng dễ tìm Ngoài ra, việc áp dụng các phương pháp công nghệ để ngăn chặn hiện tượng Rollover cũng là một giải pháp quan trọng.

Hầu hết các cảng tiếp nhận LNG hiện nay đều áp dụng công nghệ tích hợp cho bể chứa LNG, do thời gian chế tạo bể chứa này rất lâu Việc lựa chọn hệ thống công nghệ tích hợp cần được thực hiện sớm, ảnh hưởng đến các yếu tố như tank nozzle và hệ thống điều khiển Điều này giúp đảm bảo các yêu cầu đặt hàng từ nhà cung cấp được hoàn thành kịp thời, đảm bảo tiến độ dự án.

Hướ ng phát tri ể n c ủ a lu ận văn trong tương lai

Để tính toán chính xác lượng BOG trong điều kiện thực tế, nghiên cứu mô phỏng động sẽ được thực hiện sau khi dữ liệu công nghệ về kho cảng được cố định Đồng thời, các nghiên cứu sâu hơn về hiện tượng Rollover trong quá trình tồn chứa sẽ giúp xác định thời gian và tần suất xảy ra hiện tượng này Qua đó, người vận hành sẽ hiểu rõ hơn về ảnh hưởng của Rollover và đưa ra các giải pháp phù hợp trong giai đoạn vận hành.

[2] LNG Mechanical Tank Datasheet, Rev.1

[3] Heat and Material Balance, Rev.1A

[4] Process Data Sheet - BOG Compressors, Rev.1A

[5] General Specification for Insulation, Rev.1

[8] Basic Engineer Design Data, Rev.1

[10] Flow meter instrument PDS/ FT-6133, Rev.1

[11] E Querol, B Gonzalez-Regueral, J García-Torrent, M.J García-Martínez,

“Boil off gas (BOG) management in Spanish liquid natural gas (LNG) terminals,” Applied Energy 2010, 87, 3384-3392

[12] Antoine Huberta, Siaka Dembelea, Petr Denissenkob, Jennifer Wen,

“Predicting Liquefied Natural Gas(LNG) rollovers using Computational Fluid Dynamics,” 15 07 2019 [Online] Available: https://www.sciencedirect.com/ science/article/abs/pii/S0950423019301871

Maksym Kulitsa and David A Wood discuss the challenges of LNG rollover and propose mitigation strategies for Floating Storage and Regasification Units (FSRUs) Their 2018 study emphasizes the importance of assessing rollover consequences to enhance safety and operational efficiency in LNG management The article provides new perspectives on addressing these critical issues in the industry For more details, refer to the original publication available online.

[14] Yacine Zellouf, Benoợt Portannier, “First step in optimizing LNG storages for offshore terminals,” 06 09 2011 [Online] Available: https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1875510011000813

[15] Saeid Mokhatab, John Y Mak, Jaleel V Valappil, David A Wood,

Handbook of Liquefied Natural Gas, Elsevier Inc, 2014

A1 Thông số hệ thống đường ống

Mô tả Kích thước (inch) Đường kính ngoài (mm) Độ dày lớp cách nhiệt (mm)

Loading Arm to Header 16 406.4 170 4 20 Sốlượng: 3 LA cho pha lỏng và

1 LA cho pha hơi Main Header - for unloading from Jetty 2 42 1067.0 200 1 340

Cooling Circulation for Unloading_1 - for unloading from Jetty 2

Cooling Circulation for Unloading_2 6 168.3 150 1 10 Đường ống nằm giữa hai header có kích thước 24" and 42"

BOG Return Line - for unloading from Jetty

Main Header - for unloading from Jetty 1 42 1067.0 200 1 1850 Cooling Circulation for Unloading_1 - for unloading from Jetty 1

BOG Return Line - for unloading from Jetty

LNG Pump to Header 10 273.1 160 6 50 6 bơm hoạt động đồng thời ở max send-out case

LNG Pump Header to Recondenser area 20 508 180 2 240

Header to Recondenser (Branch to Top) 8 219.1 150 2 25 Mỗi đường cho mỗi Recondenser

Header to HP Pump Header 16 406.4 170 2 15

Recondenser to HP Pump Header 16 406.4 170 1 140

HP Pump Header to HP Pump 16 406.4 170 12 20 Considering heat leak for piping to 4 future HP Pumps

HP Pumps to Header 10 273.1 160 12 20 Bao gồm 4 Booster Pump tương lai

HP Pumps Header to BOG Cooler 16 406.4 170 1 75

HP Pumps Header to BOG Cooler 20 508.0 180 2 20

BOG Cooler to Vaporizer Header 20 508.0 180 2 35

Vaporizer Header to each Header 8 219.1 150 12 50 Bao gồm 4 Vaporizers tương lai

Cooling Circulation from Vaporizer 1-1/2 48.3 110 12 30 Bao gồm 4 Vaporizers tương lai Zero Send out Recirculation Header from

Zero Send-out Recirculation Header 8 219.1 150 1 210 Zero Send-out Recirculation Header to

Cooling Circulation from HP Pump drain 1-1/2 48.3 110 12 35 Cooling Circulation from Recondenser 4 114.3 140 2 35

LP Pump MNF Header 10 273.1 160 2 20 One header for each tank

Tiêu đề	Nghiên cứu các phương án công nghệ nhằm tối ưu hóa tiêu hao năng lượng cho quá trình vận hành kho chứa LNG cỡ nhỏ
Tác giả	Đỗ Đức Anh
Người hướng dẫn	TS. Nguyễn Anh Vũ
Trường học	Đại học Bách Khoa Hà Nội
Chuyên ngành	Quản lý công nghiệp
Thể loại	luận văn thạc sĩ
Năm xuất bản	2023
Thành phố	Hà Nội

Định dạng
Số trang	56
Dung lượng	1,53 MB