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

ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

ĐỖ ĐỨC ANH

Anh.DD202480M@sis.hust.edu.vn

Chữ ký của GVHD

ĐT.QT12.BM.01 Ban hành lần: 02 Ngày ban hành: 28/04/2023

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

B ẢN XÁC NHẬN CHỈNH SỬA LUẬN VĂN THẠC SĨ

Đề tài luận văn: Nghiên cứu các phương án công nghệ nhằm tối ưu hóa

tiêu hoa năng lượng cho quá trình vận hành kho chứa LNG cỡ nhỏ

Mã s ố HV: 20202480M

Tác giả, Người hướng dẫn khoa học và Hội đồng chấm luận văn xác nhận tác

giả đã sửa chữa, bổ sung luận văn theo biên bản họp Hội đồng ngày12/10/2023

với các nội dung sau:

………

……… …

……… ……

……… ………

……… …………

……… ………

………

Ngày tháng năm 2023 Giáo viên hướng dẫn Tác gi ả luận văn TS Nguyễn Anh Vũ Đỗ Đức Anh CH Ủ TỊCH HỘI ĐỒNG

ĐỀ TÀI LUẬN VĂN

Tên đề tài: “Nghiên cứu các phương án công nghệ nhằm tối ưu hóa tiêu hoa năng lượng cho quá trình vận hành kho chứa LNG cỡ nhỏ”

TS Nguyễn Anh Vũ

Giáo viên hướng dẫn

(Ký và ghi rõ họ tên)

ĐT.QT12.BM.01 Ban hành lần: 02 Ngày ban hành: 28/04/2023

Để hoàn thành tốt luận văn cao học, đầu tiên em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến

quý Thầy cô Trường Hóa và Khoa học sự sống, Viện Kinh tế và Quản lý đã truyền

đạt cho em những kiến thức, kinh nghiệm quý báu trong suốt quá trình học tập

Đặc biệt, em xin gửi lời cảm ơn đến TS Nguyễn Anh Vũ đã trực tiếp hướng dẫn,

giúp đỡ và tạo điều kiện để em hoàn thành tốt luận văn

Cùng với xu hướng sử dụng các nguồn nhiên liệu thân thiện với môi trường, thì

việc sử dụng LNG làm nguồn nhiên liệu để cấp điện cho các khu công nghiệp đã

và đang phát triển nhanh chóng Vì vậy, việc đầu tư xây dựng hệ thống kho cảng

LNG là điều hết sức cần thiết để có thể phân phối nguồn LNG tới các khu công

nghiệp Và trong quá trình xây dựng cũng như vận hành, việc xử lý thích hợp lượng

BOG (Boil-Off Gas) là rất quan trọng để tối ưu hóa quá trình vận hành kho cảng

đem lại lợi nhuận kinh tế cao nhất 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 Đề tài được thực hiện dựa

trên dự án CPC3 tại Đài Loan Lượng BOG sẽ được tính toán dựa trên các yêu cầu

công nghệ được cung cấp từ chủ đầu tư Từ đó, nhà thầu sẽ đề xuất các phương án

công nghệ nhằm tối ưu hóa chi phí đầu tư cũng như chi phí vận hành cho dự án

Phần mềm mô phỏng Hysys sẽ được sử dụng để xác định các tính chất của LNG

và BOG Phần mềm Excel được sử dụng để tính toán lượng BOG sinh ra trong các

trường hợp vận hành của kho cảng LNG

Đỗ Đức Anh

HỌC VIÊN

(Ký và ghi rõ h ọ tên)

CHƯƠNG 1 LỜI MỞ ĐẦU 1

1.1 Lời mở đầu 1

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ CỦA

CÁC C ẢNG TIẾP NHẬN LNG TRÊN THẾ GIỚI VÀ CPC3 2

2.1 Tổng quan công nghệ của các cảng tiếp nhận LNG trên thế giới 2

2.1.1 Giới thiệu chung 2

2.1.2 Hệ thống Jetty 2

2.1.3 Hệ thống bể chứa LNG 3

2.1.4 Hệ thống Sendout 5

2.1.5 Hệ thống xử lý BOG 8

2.2 Tổng quan công nghệ của cảng tiếp nhận LNG CPC3 12

2.2.1 Tổng quan về dự án CPC3 12

2.2.2 Các chế độ hoạt động 13

2.2.3 Hệ thống Jetty 14

2.2.4 Hệ thống bể chứa LNG 15

2.2.5 Hệ thống Sendout 15

2.2.6 Hệ thống xử lý BOG 16

CHƯƠNG 3 PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN LƯỢNG BOIL-OFF GAS (BOG) 18

3.1 Mục đích 18

3.2 Cơ sở tính toán 18

3.2.1 Thành phần LNG 18

3.2.2 Thành phần BOG 19

3.2.3 Thông số công nghệ bể chứa LNG 19

3.2.4 Thông số công nghệ tàu chứa LNG 20

3.2.5 Lưu lượng Gas Send-out 20

3.2.6 Thông số đường ống 20

3.2.7 Chế độ hoạt động của kho cảng 20

3.2.8 Dữ liệu quan trắc môi trường 21

3.2.9 Giả thiết cho quá trình tính toán BOG 21

3.2.10 Tính toán lưu lượng BOG hình thành 22

ĐT.QT12.BM.01 Ban hành lần: 02 Ngày ban hành: 28/04/2023

3.2.11 Nhiệt hấp thụ vào bể chứa LNG (W1) 23

3.2.12 Nhiệt hấp thụ từ Cargo Pumps (W2) 23

3.2.13 Hấp thụ nhiệt từ đường ống (W3) 24

3.2.14 Nhiệt hấp thụ tại MNF của Primary Pump LNG (W4) 25

3.2.15 Sự chênh lêch áp suất giữa bể chứa LNG và tàu (W5) 25

3.2.16 Sự chiếm chỗ lỏng-hơi trong bể chứa LNG (W6) 25

3.2.17 Nhiệt hấp thụ bởi thành bể chứa LNG (W7) 26

3.2.18 Nhiệt hấp thụ từ tàu (W8) 26

3.2.19 Nhiệt hấp thụ từ Loading Arm (W9) 26

3.2.20 Nhiệt hấp thụ từ LNG Cargo manifold (W10) 27

3.2.21 Sự thay đổi áp suất khí quyển 27

3.2.22 Lưu lượng BOG hồi lưu về tàu 27

3.2.23 Tổng lưu lượng BOG 27

3.2.24 Lưu lượng BOG tới hệ thống máy nén 28

CHƯƠNG 4 KẾT QUẢ TÍNH TOÁN VÀ THẢO LUẬN 29

4.1 Kết quả tính toán 29

4.1.1 Lượng BOG hình thành từ các trường hợp 29

4.1.2 Năng suất máy nén BOG 33

4.2 Thảo luận đề xuất các phương án công nghệ 34

4.2.1 Mục đích 34

4.2.2 Tăng áp suất hoạt động của bể chứa LNG 34

4.2.3 Tối ưu kích thước đường ống hồi lưu BOG về tàu 36

4.2.4 Ước tính chi phí sơ bộ 38

4.2.5 Ngăn chặn hiện tượng Rollover 39

CHƯƠNG 5 KẾT LUẬN 41

5.1 Kết luận 41

5.1.1 Tổng quan về công nghệ của kho cảng LNG 41

5.1.2 Tính toán lượng BOG hình thành 41

5.1.3 Đề xuất các phương án công nghệ 41

5.2 Hướng phát triển của luận văn trong tương lai 42

TÀI LI ỆU THAM KHẢO 43

PH Ụ LỤC 1

Hình 1.1 Hệ thống LNG Unloading 3

Hình 1.2 Loại bể chứa Single Containment 4

Hình 1.3 Loại bể chứa Double Containment 4

Hình 1.4 Loại bể chứa Full Containment Type 4

Hình 1.5 Hệ thống bơm LNG điển hình 6

Hình 1.6 Các loại bơm LNG 6

Hình 1.7 Hệ thống Open Rack Vaporizer 8

Hình 1.8 Hệ thống Sumberged Combustion Vaporizer 8

Hình 1.9 Hệ thống Conventional Compressor 10

Hình 1.10 Hệ thống Direct Type Re-condensing 10

Hình 1.11 Hệ thống In-direct Type Re-condensing 11

Hình 1.12 Hệ thống Direct Type re-condensing with Pre-cooler 11

Hình 1.13 Hệ thống Direct Type Re-condensing with Additional Booster Compressor 12

Hình 2.1 Tổng quan về dự án CPC3 13

Hình 2.2 Sơ đồ khối cảng tiếp nhận LNG CPC3 17

Hình 3.1 Các trường hợp hình thành BOG 23

Hình 4.1 Đồ thị khảo sát lượng BOG sinh ra 35

Hình 4.2 Hiện tượng Rollover trong bể chứa LNG 39

Hình 4.3 Hệ thống ngăn chặn hiện tượng Rollover 40

ĐT.QT12.BM.01 Ban hành lần: 02 Ngày ban hành: 28/04/2023

Bảng 1.1 Thông số công nghệ một số kho chứa LNG trên thế giới……… 5

Bảng 1.2 So sánh các công nghệ hóa hơi (tổng quan & vận hành) 7

Bảng 1.3 So sánh các công nghệ hóa hơi (kinh tế) 7

Bảng 1.4 So sánh các loại máy nén BOG 9

Bảng 2.1 Các chế độ hoạt động của CPC3 13

Bảng 3.1 Thành phần LNG 18

Bảng 3.2 Thành phần BOG 19

Bảng 3.3 Chế độ vận hành của CPC3 21

Bảng 3.4 Các trường hợp hình thành BOG 22

Bảng 3.5 Các trường hợp tính toán BOG 28

Bảng 3.6 Case 1 - Unloading+Min Send-out+Áp suất tàu 0.1kgf/cm2g 29

Bảng 3.7 Case 2- Unloading+Min Send-out+Áp suất tàu 0.169kgf/cm2g 29

Bảng 3.8 Case 3: Holding+Normal Send-out 30

Bảng 3.9 Case 4: Holding+Min Send-out 30

Bảng 3.10 Case 5: Holding+Max Send-out 31

Bảng 3.11 Case 6: Holding+Zero Send-out 31

Bảng 3.12 Case 7: Holding+Min Send-out+Cold Circulation tới Jetty 1 32

Bảng 3.13Case 8: Unloading Jetty1+Min Send-out+Áp suất tàu 0.1 kgf/cm2g …32 Bảng 3.14Case 9:Unloading Jetty1+Min Send-out+Áp suất tàu 0.169kgf/cm2g

33

Bảng 3.15 Bảng so sánh giữa giá trị tính toán với ITB 33

Bảng 4.1 Bảng khảo sát lượng BOG sinh ra dựa trên áp suất bể chứa LNG 35

Bảng 4.2 Bảng so sánh ưu – nhược điểm khi tăng áp suất bể chứa LNG 36

Bảng 4.3 Bảng khảo sát kích thước đường ống 37

Bảng 4.4 Bảng so sánh ưu – nhược điểm khi giảm kích thước đường ống hồi lưu BOG về tàu 37

Bảng 4.5 Ước tính chi phí sơ bộ cho các phương án đề xuất 38

hình thành khi LNG bị hóa hơi

chất lỏng cao của bể chứa, khi đạt đến mức chất lỏng này hệ

thống an toàn của nhà máy sẽ được kích hoạt

dùng cho van điều khiển…

trong

cầu từ chủ đầu tư

lượng hoạt động thấp nhất mà tại

đó bơm vẫn hoạt động ổn định

cho việc làm kín thiết bị, làm

sạch đường ống, thiết bị…

CHƯƠNG 1 LỜI MỞ ĐẦU

cảng tiếp nhận LNG là hết sức cần thiết để có thể thiết kế, vận hành một cách tối

ưu khi các dự án này đi vào thực tế Đề tài luận văn được bắt nguồn từ những nhu

cầu trên Để tăng cường tính thực tiễn cho luận văn, đề tài được thực hiện dựa trên

một dự án EPC đang được xây dựng ở Taichung, Đài Loan (sau đây gọi là CPC3)

với các mục tiêu nghiên cứu dưới đây:

Đầu tiên, luận văn tập trung tìm hiểu, phân tích về hệ thống công nghệ của CPC3 Bên cạnh đấy, các hệ thống công nghệ hiện nay của các kho cảng tiếp nhận LNG trên thế giới cũng được đưa vào phân tích nhằm mục đích có được cái nhìn

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ CỦA

Một kho cảng tiếp nhận LNG sẽ có ba chức năng chính là tiếp nhận, tồn chứa LNG

từ các nguồn cung cấp và sau đó sẽ cấp khí tự nhiên tới hạ nguồn bằng cách hóa hơi LNG thông qua hệ thống hóa hơi Một số kho cảng LNG khác còn có chức năng xuất LNG tới các nguồn tiêu thụ khác thông qua hệ thống đường thủy hoặc đường sắt

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

1 Hệ thống Jetty

2 Hệ thống bể chứa LNG

3 Hệ thống hóa hơi

4 Hệ thống xử lý BOG

Bên cạnh những hệ thống công nghệ cơ bản này, mỗi kho cảng LNG sẽ cần có

những hệ thống phụ trợ như các hệ thống Utility (Seawater, IA, PA, Nitrogen,…),

hệ thống điều khiển…

Hệ thống Jetty có chức năng chính là kết nối hệ thống bơm LNG của tàu cấp LNG và hệ thống đường ống tiếp nhận LNG của kho cảng Thông thường, mỗi kho cảng sẽ sử dụng mô hình Jetty với các thông số công nghệ như dưới đây:

1 Năng suất thiết kế: 10,000 ÷ 12,000 m3/hr

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

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

Tùy vào mỗi dự án, số lượng Unloading Arm sẽ được kiểm tra dựa trên kết

quả nghiên cứu thủy lực Nếu khoảng cách giữa hệ thống Jetty và hệ thống bể

chứa LNG xa thì số lượng Unloading Arm sẽ được tăng lên để giảm lưu lượng

của quá trình unloading

Hình 1.1 H ệ thống LNG Unloading

a) Các loại bể chứa

Bể chứa LNG là hệ thống quan trọng của mỗi kho cảng LNG Bên cạnh đó, thiết

bị này còn chiếm tỷ lệ cao nhất trong cơ cấu chi phí xây dựng của toàn bộ kho cảng (khoảng 40%) Vì vậy, việc lựa chọn loại bể chứa sẽ có ảnh hưởng rất lớn đến tổng chi phí xây dựng Những loại bể chứa dưới đây đang được sử dụng trong các dự

án hiện tại:

1 Single Containment Type

2 Double Containment Type

3 Full Containment Type

Trong các dự án gần đây, loại bể chứa “Double Containment Type” và “Full Containment Type” thường được sử dụng mặc dù chi phí của hai loại bể chứa này cao hơn so với loại “Single Containment Type” Tuy nhiên, “Single Containment Type” sẽ yêu cầu diện tích rộng hơn bởi vì yêu cầu hệ thống tường ngăn và hệ

thống an toàn đi kèm Thực ra, chi phí xây dựng của “Single Containment Type” bao gồm hệ thống tường ngăn và hệ thống an toàn đã gần bằng hai loại kia Mặt khác, “Single Containment Type” đã được chứng minh qua nhiều dự án trước đó

về khả năng vận hành an toàn Vì vậy, với những dự án mà diện tích đất đủ và điều

kiện môi trường xung quanh là thuận lợi thì loại bể chứa này nên được xem xét

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

2

Hai Linh

Project Vietnam Vung Tau 40,000

Full Containment (Double steel wall, 9%Ni)

5 LNG Canada

Project Canada Kitimat

225,000 Full

Containment (PC Wall)

a) Tổng quan về hệ thống

Tại hệ thống hóa hơi, LNG sẽ được cấp áp, hóa hơi và vận chuyển đến hạ nguồn

Để thiết kế một hệ thống hóa hơi tối ưu, những yếu tố sau đây cần được cân nhắc:

1 Hệ thống bơm

- 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 ra sơ đồ công nghệ tối ưu nhất dựa trên điểm tối ưu giữa chi phí vận hành

và chi phí đầu tư

b) Hệ thống bơm

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 hệ thống quan trọng của kho cảng LNG Bất kỳ một sự cố nào

của bơm cũng sẽ gây ảnh hưởng đến việc cấp LNG cho các khu vực hạ nguồn Vì

vậy, các nguyên lý về dự phòng cho thiết bị cần được phát triển để đảm báo quá trình cung cấp LNG không bị gián đoạn Thông thường, nguyên lý dự phòng cho

hệ thống bơm sẽ như sau:

- Số lượng bơm hoạt động + 1 bơm ở chế độ chờ (standby) + 1 bơm cho

bảo trì (maintenance)

Hình 1.5 H ệ thống bơm LNG điển hình

Hình 1.6 Các lo ại bơm LNG

c) Thiết bị hóa hơi

Việc lựa chọn thiết bị hóa hơi sẽ được xem xét dựa trên những yếu tố dưới đây:

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

Nhi ệt độ Nhiệt độ nước biển < 7℃

không mang lại hiệu quả kinh

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

chi phí đầu tư, ưu điểm về chi phí vận hành

Ưu điểm về mặt chi phí đầu tư, nhược điểm về chi phí vận hành

Hình 1.7 H ệ thống Open Rack Vaporizer

Hình 1.8 H ệ thống Sumberged Combustion Vaporizer

LNG được tồn chứa trong bể chứa LNG ở nhiệt độ khoảng -162℃ Do đó, BOG luôn được tạo ra bởi sự tiếp xúc giữa nhiệt độ môi trường và bể chứa LNG, đường ống Máy nén BOG được cung cấp để nén BOG tới áp suất cao để vận chuyển khí

tự nhiên tới các điểm tiêu thụ hoặc hóa lỏng BOG lại thành LNG

Nếu hai điều kiện sau thỏa mãn, hệ thống xử lý BOG bằng việc hóa lỏng sẽ được

lựa chọn, cân nhắc tính hiệu quả hơn về mặt kinh tế:

1 Áp suất yêu cầu ở nơi 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)

B ảng 1.4 So sánh các loại máy nén BOG

Áp d ụng 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

làm mát hệ thống khi khởi động

Nhi ệt độ

(ưu điểm so với máy nén piston)

Chi phí

v ận 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 xử lý BOG đang được áp dụng hiện nay:

a) Hệ thống Conventional Compressor

Hình 1.9 H ệ 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

c) Hệ thống In-direct Type Re-condensing

Hình 1.11 H ệ 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 H ệ thống Direct Type Re-condensing With Pre-cooler

Đặc điểm:

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

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 kế ở điều kiện nhiệt độ thấp đòi hỏi chi phí cao hơn

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 chế độ riêng biệt:

- Chế độ Holding: là khoảng thời gian giữa hai lần tàu vận chuyển LNG

cập cảng và thể tích LNG ở trong bể chứa sẽ giảm xuống dần theo nhu

cầu ở nơi tiêu thụ Ở chế độ vận hành này, hệ thống Unloading sẽ được duy trì ở nhiệt độ thấp bằng dòng làm lạnh tuần hoàn LNG 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 Dự án 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 thiết kế để kết nối với hệ thống công nghệ sẵn có ở CPC2 và hệ thống Jetty#2 Tuy nhiên, CPC3 sẽ được thiết kế để có

thể nhận LNG từ Jetty#1

Hình 2.14 T ổng quan về dự án CPC3

Cân nhắc với việc kết nối tới hệ thống công nghệ có sẵn của CPC2 Các chế

độ hoạt động chính của dự án CPC3 sẽ được tổng hợp ở bảng dưới đây:

B ảng 2.1 Các chế độ hoạt động của CPC3

Ch ế độ

ho ạt động Ti ếp nhận khí t C ấp ới

nơi tiêu

th ụ

Ngu ồn cấp LNG t ới nơi tiêu thụ

H ệ thống hóa hơi Ghi chú Nơi

xu ất nh Nơi ận

1 Holding Không Không Có

T-107&

T-108 (CPC3)

CPC3 (Max 1,600 t/h)

(1)

2 Holding Không Không Có

T-101÷T-106 (CPC2)

CPC3 (Max 1,600 t/h)

(2)

3 Unloading Jetty#2

T-107&

T-108 (CPC3)

Có

T-107&

T-108 (CPC3)

CPC3 (Max 1,600 t/h)

-

4 Unloading Jetty#1

T-107&

T-108 (CPC3)

Có

T-107&

T-108 (CPC3)

CPC3 (Max 1,600 t/h)

Có

T-101÷T-106 (CPC2)

Jetty#2

T-104÷

T-108 (CPC2 &

CPC3)

Có

T-107&

T-108 (CPC3)

CPC3 (Max 1,600 t/h)

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 sẽ được xả ra hệ thống Flare

hoặc được xử lý bởi hệ thống xử lý BOG của CPC2

5 Tiếp nhận đồng thời

Hệ thống Jetty#2 được thiết kế để có thể tiếp nhận LNG từ tàu cung cấp với khoảng thể tích chứa từ 125,000 m3 tới 180,000 m3 Theo yêu cầu từ chủ đầu tư, lưu lượng tiếp nhận LNG thiết kế là 13,300 m3/h và lưu lượng tuần hoàn BOG lại tàu chứa LNG là 300 m3/h Các thông số công nghệ của các Loading Arm như sau:

1 Liquid Loading Arm: Bốn thiết bị, mỗi thiết bị có năng suất 4,400 m3/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 m3/h

2.2.4 Hệ thống bể chứa LNG

LNG sẽ được chứa ở trong hai bể chứa T-107 và T-108, mỗi bể chứa LNG có

thể tích chứa tối đa là 180,000 m3

Bể chứa LNG là loại Full Containment Aboveground Vật liệu tiếp xúc với LNG là 9% Ni Alloy, bên ngoài sẽ được bao bọc bởi lớp vât liệu bê tông Phần mái của bể chứa loại là loại Suspended Deck Hệ thống mái sẽ được nâng hạ phụ thuộc vào áp suất hơi bên trong bể chứa

Mỗi bể chứa sẽ được trang bị với hai đường tiếp nhận LNG Một đường sẽ được bơm vào đỉnh, đường còn lại sẽ được bơm xuống đáy Việc sử dụng đường

tiếp nhận ở đỉnh hoặc đáy hụ thuộc vào chất lượng của LNG và chế độ Unloading

để tránh hiện tượng phân tầng LNG (hiện tượng này sẽ tạo ra nhiều BOG hơn)

Áp suất hoạt động gần áp suất khí quyển của bể chứa sẽ được điều khiển bằng máy nén BOG (C-601 A/B/C) bằng việc rút BOG từ các bể chứa T-107 và T-108

a) Nguyên lý hoạt động của hệ thống Sendout

Hệ thống sendout được thiết kế thành hai dây chuyền theo yêu cầu của chủ đầu 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 sẽ được 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 ở CPC2 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 bể T-108

Hệ thống bơm Primary Pump LNG hoạt động ở lưu lượng nhất định Lưu lượng

của bơm sẽ được cố định bởi:

1 Lưu lượng Sendout theo yêu cầu từ chủ đầu 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 sẽ được 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 sẽ nhận LNG từ hệ thống bơm Primary Pump LNG để cung cấp LNG cho hệ thống hóa hơi và cung cấp áp yêu cầu để vận chuyển khí tự nhiên đến nơi tiêu thụ Booster Pump LNG là loại Vertical Barrel Mounted Type, với năng suất là 220 t/h

Một cụm với tám bơm sẽ được lắp đặt (P-610A~H) ở CPC3 Lưu lượng tối đa của

cụm này là 1,600 t/h Tất cả hệ thống bơm của cụm này sẽ hoạt động mà không sử

dụng bơm dự phòng

Lưu lượng của mỗi bơm sẽ được điều khiển bởi thiết bị van điều khiển nằm ở đầu vào của thiết bị hóa hơi

Hệ thống bảo vệ bơm ở lưu lượng hoạt động cho phép tối thiểu sẽ được thiết kế

Van điều khiển sẽ được lắp đặt ở đường tuần hoàn lưu lượng tối thiểu Bên cạnh

đó, hệ thống này còn được sử dụng cho bơm ở giai đoạn start-up

e) Hệ thống hóa hơi

Loại công nghệ Open Rack Vaporizer (ORV) được lựa chọn với việc sử dụng nước

biển để hóa hơi LNG Có tám thiết bị hóa hơi (E-601A~H) được lắp đặt cho CPC3 Năng suất tối đa của hệ thống hóa hơi là 1,600 t/h Tất cả các ORVs sẽ hoạt động

Áp suất ở bể chứa LNG sẽ tăng lên bởi sự hình thành BOG và nhận áp suất từ tàu

chứa LNG trong quá trình tiếp nhận LNG

Chức năng chính của hệ thống máy nén BOG dùng để điều khiển áp suất ở bể chứa LNG bằng cách rút BOG ra khỏi bể chứa Bên cạnh đó, hệ thống này còn có chức năng nén BOG lên một áp suất nhất định, tại đó điểm ngưng tụ sẽ cao hơn, từ đó

dễ dàng ngưng tụ BOG bằng cách tiếp xúc trực tiếp với LNG

Hệ thống ba máy nén (Reciprocating Compressor) được lắp đặt với hệ thống điều khiển năng suất theo bậc (C-601A/B/C) (3×50% theo nguyên lý dự phòng) Điều khiển đóng, mở máy nén được thực hiện bởi người vận hành Điều khiển năng suất máy nén (0%, 25%, 50%, 75%, 100%) được thực hiện bởi hệ thống điều khiển áp suất của bể chứa LNG

Trong trường hợp lưu lượng BOG vượt quá năng suất của máy nén, dẫn đến tăng

áp suất của bể chứa LNG cũng như đường ống BOG vượt quá giá trị cho phép Khi đó, BOG được đưa về hệ thống Flare và đốt bỏ

Năng suất của mỗi máy nén sẽ đủ để xử lý BOG ở chế độ Holding Ở chế độ Unloading và áp suất của tàu trong khoảng 0.10 kgf/cm2g, hai máy nén sẽ được

hoạt động đồng thời để xử lý lượng BOG được hình thành Máy nén thứ ba được

sử dụng dưới dạng dự phòng Tuy nhiên, trong trường hợp áp suất của tàu chứa cao hơn 0.10 kgf/cm2g, có thể cả ba máy nén sẽ được hoạt động đồng thời

Thiết bị BOG Desuperheater (M-601) được lắp đặt ở đầu vào của máy nén để giới

hạn khoảng nhiệt độ đầu vào của máy nén Bên cạnh đó, thiết bị Compressor Knock-out Drum (D-602) được dùng để loại bỏ các hạt lỏng ở dòng khí trước khi

đi vào máy nén

b) Hệ thống hóa lỏng BOG

Mục đích của thiết bị BOG Recondenser là để hóa lỏng BOG bằng cách tiếp xúc

trực tiếp với LNG Hai thiết bị BOG Recondensers (V-601A/B) được lắp đặt cho CPC3 Trong quá trình hoạt động bình thường, hệ thống này sẽ hoạt động với năng

suất là 2×50% để đơn giản hóa quá trình hoạt động

Hệ thống BOG Recondenser được đề xuất thiết kế giống với hệ thống ở CPC2

Một vessel dạng đứng được lắp đặt trên một vessel dạng nằm ngang Mục đích của vessel dạng đứng này làm tăng thời gian và diện tích tiếp xúc của LNG với BOG Bên cạnh đó, thiết bị này còn là bình chứa LNG cho hệ thống bơm Booster Pump LNG

c) Hệ thống làm mát BOG

Mỗi thiết bị BOG Cooler được sử dụng cho mỗi thiết bị BOG Recondenser

Mục đích của BOG Cooler là để làm mát BOG bằng việc sử dụng LNG từ bơm Booster Pump LNG Bằng việc làm mát BOG ở đầu ra của máy nén sẽ giúp cho quá trình vận hành trở nên ổn định Hơn nữa, làm tăng cường hiệu suất hóa lỏng cho BOG

Hình 2.15 Sơ đồ khối cảng tiếp nhận LNG CPC3

CHƯƠNG 3 PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN LƯỢNG BOIL-OFF

GAS (BOG)

Cảng tiếp nhận CPC3 tồn chứa LNG ở nhiệt độ rất thấp (khoảng -162℃) Lượng BOG luôn được sinh ra trong quá trình tồn chứa Vì vậy, việc ước tính lượng BOG sinh ra rất quan trọng để có thể thiết kế hệ thống công nghệ xử lý phù

hợp Từ việc ước tính được lượng BOG sinh ra ở các chế độ hoạt động, chúng ta

có thể đánh giá xem hệ thống công nghệ xử lý BOG đã phù hợp Bên cạnh đó, có

thể đề xuất các phương án công nghệ giúp giảm thiểu chi phí đầu tư ở giai đoạn thiết kế cũng như tiết kiệm chi phí vận hành sau này

Tỷ trọng (kg/m3) @atm 442.3 432.4 (2)

Ẩn nhiệt thực tế (kJ/kg) 513.7 513.3 (3)

Lưu ý:

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

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

3 Giá trị ẩn nhiệt thực tế dùng 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 dùng cho thiết kế công nghệ dựa trên thành phần LNG được đề xuất ở mục 3.2.1 Thành phần này được ước tính bởi phần mềm mô phỏng Hysys (Version 12) với hệ nhiệt động Peng Robinson và hệ Lee-Kesler cho tính toán Enthalpy

Rich LNG

Lean LNG

Ngu ồn tham khảo

1 Ước tính thông qua Hysys (Version 12)

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

Những điều kiện sau đây được lấy từ tài liệu Process Design Basis [1] của chủ đầu

tư:

1 Áp suất hoạt động: 0.18 kgf/cm2g (áp suất hoạt động tối đa ở chế độ Unloading), 0.12 kgf/cm2g (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 m3 (ID = 78m, HHLL = 37.896m dựa trên tài liệu LNG Mechanical Tank Datasheet [2]

4 Số lượng bể chứa LNG: 2