Nhà máy xử lý khí dinh cố

BẢO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh cổCHƯƠNG 1: TỎNG QUAN VÈ TỎNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM VÀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 1.1 Giói thiệu vế Tổng công ty khí Việt Nam Tổng Công ty Khí Vi

1.1 Giới thiệu vế Tống công ty khí Việt Nam Trang 6

Chương 2: QUY TRÌNH xử LÝ KHÍ Ở NHÀ MÁY xử LÝ KHÍ DINH CÓ

2.4.2 Thiết bị đo đếm sản phẩm lỏng đi vào đường ống Trang 31

MỤC LỤC Lời Mở Đầu - Chương 1: TÓNG QUAN VÈ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CÓ

Trang 4

1

BẢO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh cổ

ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ KIẾN TẬP CỦA CỒNG TY

Họ và tên sinh viên:

Địa điểm kiến tập:

Mục đích kiến tập:

Thời gian kiến tập:

Phan Văn HuânNguyễn Văn TớiTrần Thanh TuấnTrường Đại học Bà Rịa- Vũng TàuNhà máy xử lý khí Dinh cố - Công Ty Chế Biến Khí Vũng TàuTìm hiêu về cơ cấu tố chức, công nghệ và vấn đề môi trường

Từ 06/06/2011 đến 07/07/2011

3

BẢO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh cổ

ĐÁNH GIÁ CỦA GIẢNG VIÊN HƯỚNG DẪN

1 Thái độ tác phong khỉ tham gia kiến tập:

2 Kiến thức chuyên môn:

3 Nhận thức thực tế:

4 Đánh giá khác:

5 Đánh giá kết quả kiến tập:

Giảng viên hướng dẫn

4

BẢO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh cổ

LỜI MỞ ĐẦU

Trong những năm gần đây, nền kinh tế Việt Nam có sự phát triến tích cực vàhiệu quả Sự phát triển của các ngành công nghiệp kéo theo yêu cầu cấp bách về nănglượng và nguyên liệu, sự thiếu chất đốt của nhân dân ở các thành phố lớn ngày càng trởnên căng thắng Vì vậy chính phủ Việt Nam đã đặt biệt quan tâm đến việc phát triếnngành công nghiệp dầu mở và khí thiên nhiên, coi đó là một trong những ngành kinh tếmũi nhọn hiện nay Nhờ vậy mà ngành công nghiệp này đã nhanh chống phát trien vàđạt được những thành công vượt bậc Cùng với dầu thô, khí thiên nhiên là ngành nănglượng quan trong trong quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước

Mặc dù mỏ khí Tiền Hải (Thái Bình) mở đầu cho việc tiêu thụ khí thiên nhiên ởnước ta, nhưng phải đến ngày 26/04/1995, thời diêm mà dòng khí đồng hành đầu tiêncủa mỏ Bạch Hô được đưa vào đất liền thì nền công nghiệp khí của nước ta mới thực sựvận hành

Cho đến nay, ngành công nghiệp dầu khí đã thực sự phát triển mạnh mẽ trởthành một ngành quan trong của nền kinh tế nước nhà

Chỉ tính riêng Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) thì PV GAS đã tiết kiệmcho Việt Nam một khoản ngoại tệ nhiều tỷ USD kế từ năm 1995 đến nay bằng việc sửdụng khí thay cho việc nhập khấu dầu DO đế phát điện PV GAS đã đóng góp doanhthu cho ngành Dầu khí gần 125.000 tỷ đồng, nộp ngân sách nhà nước 23.000 tỷ đồng.Ngoài ra, PV GAS đã góp phần hạn chế nạn phá rừng, bảo vệ môi trường tựnhiên, cung cấp nguồn năng lượng sạch ngày càng đa dạng cho nhiều đối tượng kháchhàng, cung cấp nguyên, nhiên liệu phục vụ cho nhiều ngành công nghiệp sản xuất điện,sản xuất phân đạm, thép, vật liệu xây dựng, gốm sứ, gạch, thủy tinh, Với những gì màngành dầu khí nói chung, PV GAS nói riêng có được là rất đáng tự hào

Và những điều đó đã trở thành động lực thúc đẩy nhóm sinh viên chúng tôi tìmtòi, đi sâu vào nghiên cứu đế hiếu rõ hơn về ngành khí Việt Nam cũng như khởi đầu tìmhiếu sâu về quy trình xử lý khí ở nhà máy xử lý khí Dinh cố trong chuyến đi thực tậptại nhà máy này trong tháng sáu vừa qua

5

BẢO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh cổ

CHƯƠNG 1: TỎNG QUAN VÈ TỎNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM VÀ

NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 1.1 Giói thiệu vế Tổng công ty khí Việt Nam

Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) được thành lập vào ngày 20/09/1990,trên cơ sở Ban quản lý công trình Dầu khí Vũng Tàu, với tên gọi ban đầu là Công tyKhí đốt Việt Nam Trụ sở chính đặt tại số 101, Đường Lê Lợi, phường 6, TP VũngTàu

Ngày 19/05/1995 Công ty Khí đốt Việt Nam đổi tên thành Công ty Chế biến vàKinh doanh các sản phẩm khí Ngày 17/11/2006 đổi tên thành Công ty TNHH Chế biến

và Kinh doanh sản phẩm khí Ngày 18/07/2007 Hội Đồng Quản Trị Tập đoàn Dầu khíQuốc Gia Việt Nam về việc thành lập Công ty mẹ - Tổng Công ty Khí

Tổng Công ty Khí là Công ty TNHH một thành viên được thành lập trên cơ sở tổchức lại Công ty TNHH một thành viên Chế biến và Kinh doanh sản phâm khí và cácđơn vị trực thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; do Tập đoàn dầu khí Quốc gia Việt Namđầu tư 100% vốn điều lệ

Cơ cấu tố chức của Tông Công ty khí theo mô hình: Hội đồng thành viên, Kiếmsoát viên, Tổng Giám đốc, các Phó Tổng Giám đốc, Ke toán trưởng, các phòng banchức năng và các đơn vị thành viên

Từ năm 2008, PV GAS đã hoàn thành chuyến đổi sang hoạt động theo mô hìnhCông ty mẹ - Công ty con PV GAS cũng đã hoàn thành công tác xác định giá trị doanhnghiệp và đảm bảo tiến độ để thực hiện cổ phần hóa doanh nghiệp trong năm 2010.Ngay sau khi được thành lập, PV GAS đã nhanh chóng tổ chức, triển khai xâydựng hệ thống thu gom và sử dụng khí Bạch Hổ, hệ thống cơ sở hạ tầng đầu tiên củangành công nghiệp khí Hiện nay, tất cả các lĩnh vực công nghiệp khí do PV GAS quản

lý đã và đang được hoàn thiện, phát triến đồng bộ

Mồi năm, PV GAS cung cấp gần 8 tỷ m3 khí, hơn 600.000 tấn LPG và gần100.000 tấn condensate làm nguyên, nhiên liệu để sản xuất gần 40% sản lượng điện,trên 30% thị phần phân bón, 10% sản lượng xăng và trên 60% thị phần khí hóa lỏng cảnước hàng năm

6

BẢO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh cổ

Từ năm 2008, PV GAS đã bắt đầu sản xuất khí thiên nhiên nén (CNG) để phục

vụ giao thông vận tải và các khu đô thị, góp phần bảo vệ môi truờng

Hệ thống cơ sở vật chất của PV GAS được mở rộng với những công trình hiệnđại, bảo đảm chất lượng, an toàn Đáng kế nhất phải nói đến 3 hệ thống dẫn khí gồm: hệthống khí Cửu Long, Nam Côn Sơn, PM3 - Cà Mau với tống chiều dài đường ống dẫnkhí ngoài khơi gần 900 km, đường ống trên bờ hơn 1 10 km; các nhà máy xử lý khí Dinh

Cố, nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn với công suất gần 10 tỷ m3 khí/năm Ngoài ra, PVGAS còn sở hữu hệ thong bồn chứa Condensate, hệ thong 6 kho chứa LPG có tông sứcchứa 15.000 tấn

Ngày 11 /5/2007 dòng khí thương mại của dự án PM 3 - Cà Mau đã vào bờ Dựkiến mồi năm PV GAS sẽ cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện và phân đạm ở Cà Maukhoảng 2 tỷ m3 khí/năm khi các dự án này hoàn thành và đưa vào sử dụng

Hiện nay, PV GAS là nhà cung cấp khí đế sản xuất khoảng 40-50% sản lượngđiện, 40% sản lượng phân bón và 30-35 % sản lượng LPG trên toàn quốc

1.2 Giới thiệu về nhà máv máv xử lý khí Dinh Cố

1.2.1 Vị trí địa lí và quy mô nhà máy

Nhà máy khí hóa lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được xây dựng với tổng

số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tống Công ty Dầu khí ViệtNam( Petrovietnam ), đã khởi công xây dựng vào ngày 04/10/1997 tại Dinh cốthuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu Nhà máy GPP cáchtỉnh lộ 44 khoảng 700 m và cách Long Hải 6 km về phía bắc, nhà máy được xâydụng với quy mô to lón với diện tích 89.600 m2( dài 320 m, rộng 280 m) Toàn

bộ nhà máy LPG và hệ thống thu truyền dữ liệu được điều khiến tự động,

Từ 10-1998, nhà máy bắt đầu hoạt động đế xử lý và chế bến nguồn khíđồng hành với công suất trung bình khoảng 1,5 tỷ m3 khí/năm( tương đương vớikhoảng 4,3 triệu m3 khí/ngày)

BẢO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh cổ

❖ Bơm sản phẩm LPG, Condensate sau khi chế biến đến cảng PVGASVũng Tàu đế tàng chứa và xuất xuống tàu đưa đến các tỉnh thành khác

❖ Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn

❖ Cung cấp LPG cho thị trường trong nước và quốc tế

❖ Sản phẩm condensate (xăng nhẹ) cho xuất khẩu

Việc xây dựng nhà máy xử lý khí Dinh cố có lợi ích và ý nghĩa vô cùng lớn về nhiều

mặt

4- về kinh tế: Tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành làm nguyên liệu đế sảnxuất các sản phấm khí đem lại lợi ích ứng dụng và doanh thu rất lớn

4 về môi trường: Có thế góp phần giúp giảm thiếu đáng kế sự ô nhiễm do việc đốt

bỏ một lượng khí đồng hành lớn khi chưa có nhà máy xử lí khí

Nhà máy sử dụng nguyên liệu là khí đồng hành thu từ mỏ Bạch Hố và một số mở khác,được dẫn vào bờ theo đường ống 16” về nhà máy Lưu lượng theo thiết kế ban đầu củanhà máy là 4,3 triệu m3 khí/ngày Hiện nay, do tiếp nhận lượng khí từ mỏ Rạng Đôngnên lưu lượng hiện tại của nhà máy là 5,7 triệu m3 khí/ngày

Từ khí đồng hành nhà máy tiến hành tách ra khí khô, khí hóa lỏng,

condensate v.v Các sản pham này chính là nguồn năng lượng và nguyên liệu quantrọng cho rất nhiều ngành công nghiệp khác Điều đó góp phần đáng kể trong việc bảo

vệ môi trường, tránh được sự lãng phí lớn từ nguồn tài nguyên không thể tái tạo tù’ biểnĐông

1.3 Sơ lược quy trình thiết kế

Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expander để thu hồi C3 propane khoảng 540tấn/ngày, C4butane khoảng 415 tấn/ngày và condensat khoảng 400 tấn/ngày Sản

phấm lỏng nhà máy dược dẫn theo được dẫn ra khởi nhà máy qua 3 đường ống 6” đếnkho cảng LPG Thị Vải cách Dinh cố 28 Km dưới sụ- giám sát bởi hệ thống SCADA Nhàmáy bao gồm các cụm thiết bị chính như máy nén đầu vào, slucatcher, tháp hấp phụtách nước, cụm thiết bị làm sạch sâu, turbo-expander, các tháp chưng cất, các máy nénkhí hồi lưu, cụm thiết bị chứa sản phấm lỏng và các thiết bị phụ trợ khác

Đe đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh hoạt và không bị gián đoạn,không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy điện Bà-rịa và nhà máy đạm

Phú Mĩ, nhà máy Dinh cố đã được thiết kế láp đặt theo bốn chế độ chính:

> Chế độ AMF (Ahsolute Mirtium Facility)\ Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.

> Chế độ MF (Mỉnỉum Facility): Cụm thiết bị tối thiểu.

> Chế độ GPP: Cụm thiết bị hoàn thiện

> Chế độ MGPP (Gas Processing Plant): Chế độ GPP sửa đổi.

8

BẢO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh cổ

Ba chế độ đầu được áp dụng trong thời gian đầu lúc nhà máy chỉ sử dụng duynhất khí đồng hành từ mỏ Bạch Hố Từ năm 2002, ngoài nguồn nguyên liệu chính là khíđồng hành từ mỏ Bạch Hố nhà máy tiếp nhận thêm lượng khí từ mở Rạng Đông vớicông suất 5,7 triệu m3 khí/ngày nên chế độ GPP đã được sửa đổi lại thành chế độ MGPPcho phù hợp, tuy nhiên về mặt cơ bản thì chế độ GPP chuyển đổi (MGPP) vẫn là GPP,

áp suất đầu vào bị sụt giảm xuống còn 85 bar nên nhà máy đặt thêm trạm máy nén đầuvào đế nâng áp lên 109 bar như thiết kế Chế độ này hoạt động với công suất đầu vào là5,7 - 6,1 triệu m3 khí/ngày và thu hồi khoảng 1,5 tỷ m3 khí khô, 130.000 tấnCondensate, 350.000 tấn LPG/năm

4- Chế độ cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối (AMF): Thu khí thương mại (chưa tách

C3, C4) và condensate Sản phẩm được lấy ra sau khi dòng khí và lỏng được cho

đi qua các thiết bị kĩ thuật: thiết bị nén của AMF, thiết bị phân tách lỏng-hơi(AMF Rectiíĩer), thiết bị loại bở ethane đê ôn định condensate (De- ethaniser)

4 Chế độ thiết bị tối thiểu (MF): Sản xuất condensate ổn định với công suất 380

tấn/ngày, hồn hợp butan - propan với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu

m3/ngày khí khô, hoạt động vào tháng 12/1998 Với mục đích thu khí thươngmại (đã tách C3, C4), Bupro và condensate Do vậy cần bổ sung thêm các thiết bị

từ AMF, chủ yếu là thiết bị hidrat bằng phương pháp hấp thụ, thiết bị trao đôinhiệt bằng khí, thiết bị trao đối nhiệt cân bằng dòng lỏng lạnh, thiết bị De-ethaniser OVHD Compressor và thiết bị ốn định Trong chế độ này thì cácnguyên tắc của chưng luyện được vận dụng rất triệt đế nhằm thu lượng sản phấmcao nhất

4- Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện Là chế độ làm

việc hoàn chỉnh nhất, sử dụng công nghệ Turbo Expander Và hiệu suất thu hồisản phâm lỏng ở chế độ này là cao nhất Ngoài những thiết bị được sử dụngtrong chế độ trước thì có bổ sung thêm thiết bị Gas Stripper, TurboExpander/Compressor (đóng vai trò thiết bị trao đổi nhiệt nhờ điều chỉnh áp),máy nén khí, tháp tách Sản xuất condensate ổn định, butan và propan được táchđộc lập và khí khô Chế độ này hoạt động với công suất đầu vào là 1,5 tỷ

m3/năm thu hồi propan: 537 tấn/ngày; butan: 417 tấn/ngày; condensate: 402tấn/ngày và khí khô: 3,34 triệu m3/ngày

9

STT Tên chỉ tiêu Đơn vị

tính

Đặc tính kỳthuật

2

Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất

giao và chế độ vận hành bình thường , nhỏ hơn

3

Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở áp suất

giao và chế độ vận hành không qua máy nén, nhỏ

6 Nhiệt trị toàn phần (GHV) ,không nhở hơn Btu/Scf950<GHV<1350

8 Tổng hàm lượng chất trơ kể cả CO2 nhỏ hơn %v 2

tính

kỳ thuật

1 Áp suất ban đầu tại giàn ống dứng không nhỏ hơn bar 125

2 Nhiệt độ khí đồng hành tại giàn ống đứng °c

-3 Điểm sương của nước ở nhiệt độ 125 bar nhỏ hơn °c 5

%moleBáo cáo

9 Khối lượng riêng của khí vào bờ ở điều kiện 15°c và

10 Trọng lượng phân tử của khí vào bờ g/moleBáo cáo

12 Khối lượng riêng của condensate ở diều kiện bình tách

13 Trọng lượng phân tử của condensate trắng g/moleBáo cáo

ị- Chế độ MGPP (ModỊ/ìed Gas Processing Plant): Vận hành công nghệ theo chế

độ GPP chuyển đổi

Hiện nay, nhà máy vận hành theo chế độ GPP chuyển đổi, chỉ chuyển sang chế độ

MF hoặc AMF khi bảo duởng sữa chữa thiết bị hoặc xảy ra sự cổ

Sản phẩm của nhà máy được vận chuyển tới nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy đạmPhú Mỹ và qua cảng Thị Vải bằng hệ thống đường ống 16” và 17” Sau đó, các sảnphấm này được phân phối đến các khu vực lân cận và các vùng miền khác trong cảnước

10

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỚ 2.1 Nguồn nguvên liệu và các đặc tính kĩ thuật

Khí đồng hành này từ các mỏ được thu và dẫn về nhà máy bằng hệ thống đườngống dẫn khí 16” về nhà máy Dinh cố

Lưu lượng thiết kế ban đầu của nhà máy là 4.3 triệu tấn/ngày Hiện nay, nhàmáy còn tiếp nhận thêm lượng khí ở mỏ Rạng Đông nên lưu lượng khí hiện tại của nhàmáy khoảng 5.7 - 6.1 triệu m3 khí/ngày

Bảng 2.1.1 Đặc điếm của khí đồng hành dẫn từ mỏ Rạng Đông

11

Bảng 2.1.2 Đặc điếm của khí đồng hành từ mỏ Bạch Hô

( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F2)

12

Bảng 2.1.3 Đặc tính kỹ thuật khí và condensate đầu vào nhà máy Dinh cố

1 Diếm sương của nước ở 125 bar nhỏ

2 Hàm lượng CƠ2 và N2 nhỏ hơn % mo le 2

Propan Butan Bupro

Phương phápphân tích

Khôngcó

Quan sát bằngmắt thường

ASTMD1657-6 Thành phần

2.2 Sản phẩm tạo thành từ nhà máy

13

Bảng 2.2.1.1 Hàm lượng cho phép trong khí khô thươngphâm.

Sau khi tách, khí khô thương phẩm được chuyển tới Bà Rịa, Phú Mỳ bằng hệthống đường ống dẫn khí 16” Dinh cố - Bà Rịa - Phú Mỹ

2.2.2 LPG (Liqueíìed Petroleum Gas)

Khí hóa lỏng LPG là hồn hợp hyđrocarbon nhẹ chủ yếu gồm propane và butane,

có thê bảo quản và vận chuyến dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở nhiệt

độ môi trường

LPG được sử dụng chủ yếu làm chất đốt trong dân dụng và công nghiệp Ngoài

ra, LPG còn được sử dụng làm nhiên liệu cho động cơ trong giao thông vận tải và còn làmột nguồn nguyên liệu cho các nhà máy hóa dầu Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khíDinh Cố sản xuất đáp ứng khoảng 30- 35% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam

Lưu lượng tù- 750-850 tấn/ngày

14

Bảng 2.2.2.1 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG

( Theo biêu mâu kiêm tra đặc tính sảnphâm NCPT.CAM007.03/Fl)

Hàm lượng Etan %molesổ liệu

1 Áp suất hơi bão hòa ở 37,8°c KPa 900ASTMD 1267-95

Bảng 2.2.2.2 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG

16

Chỉ tiêu giám định Đơn vị Kết quả Phương pháp

- Áp suất hơi bão hòa ở 37,8°c

- Hàm lượng lưu huỳnh, s %w 0,01 D-1266

Mức chất lượngđăng ký

Phương phápphân tích

1 tỷ trọng ở 15°c Kg/1 Số liệu báo cáoASTM DI298-99

2 Áp suất hơi bão hoà ở

3 Hamf lượng luu huỳnh

4 Hamf lượng nước tự do %kl Không có ASTM D95-99

5 tông hàm lượng axit max

MgKOH/g 0,033 ASTM D974-95

Condensate là hon hợp đồng thê ở dạng lỏng, có màu vàng rơm, gồm

hidrocacbon có phân tô lượng lớn hơn Propan và Butan, họp chất vòng, nhânthơm, được ngưng tụ và thu hồi sau khi qua các bước xử lý, tách khí bằng cácphương pháp làm lạnh ngưng tụ, chưng cất nhiệt độ thấp, hấp phụ, hấp thụ

Ớ Việt Nam có hai loại: Một loại được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan,lượng không lớn; loại thứ hai được ngưng tụ trong quá trình vận chuyến trênđường ống Từ condensate, chúng ta có thế làm nhiên liệu (như các loại xăngM92, M95), làm dung môi và các sản phấm Hoá dầu

Thành phần chính của Condensate là các hydrocarbon no như pentane,hexane, heptane (C5 ), ngoài ra còn có các hydrocarbon mạch vòng, các nhânthơm và một số tạp chất khác

Lưu lượng: 150.000 tấn/năm

Hiện nay, Condensate của nhà máy được vận chuyển đến nhà máy xử lýCondensate và được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng.Bảng 2.2.3.1 Chỉ tiêu cần đạt được của Condensate

17

Hiện nay lượng LPG do nhà máy cung cấp khoảng 150000 tấn/năm Condensatethu được từ nhà máy sẽ được chuyến đến nhà máy xử lý condensate Thị Vải đế tiếp tục

xủ lý

Condensate được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng, dung môi pha sơn, dung môitrong công nghiệp, DO, FO

Bảng 2.2.3.2 Yêu cầu kỹ thuật đối với Condensate

(Theo biêu mâu kiêm tra đặc tính sảnphầm NCPT.CAM 007.03/Fl)

4- Chế độ AMF (Ablolute Miniurn Facility): Cụm thiết bị tối thiếu tuyệt đối.

19

BẢO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh cổ

trình bày lại hai chế độ này theo đúng thiết kế với các ghi chú về thay đổi hiệntại Còn lại tài liệu sẽ tập trung cập nhật các thông số vận hành và công nghệ chochế độ GPP và MGPP

2.3.2 Chế độ AMF

20

Phu luc 1: Sơ đồ công nghệ chê độ AMF

BẢO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh cổ

Dòng lỏng đi ra từ Slug Catcher (SC) được giảm áp và đưa vào bình tách V-03hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 20°c V-03 có nhiệm vụ: Táchhydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng nhờ giảm áp Cùng với việc giảm áp suất từ 109bar xuống 75 bar, nhiệt độ cũng giảm thấp hon nhiệt độ hình thành hydrate nên đế tránhhiện tượng này, V-03 được gia nhiệt đến 20°c bằng dầu nóng nhờ thiết bị gia nhiệt E-07.Sau khi ra khỏi V-03 dòng lỏng này được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B nhằm tậndụng nhiệt và làm mát cho dòng condensate thương phẩm

Dòng khí thoát ra từ Slug Catcher được dẫn vào bình tách lọc V-08 đế tách triệt

đế các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí do sc không tách hết và lọc các hạt bụitrong khí (nếu có) tránh làm hư hỏng các thiết bị sau

Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hòa dòng EJ-01 A/B/C để giảm ápsuất tù’ 109 bar xuống 47 bar Việc giảm áp này có tác dụng hút khí tù- đỉnh tháp C-01.Dòng ra là dòng 2 pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 20°c cùng với dòng khí từ V-03 (đãgiảm áp) được đưa vào tháp C-05 Nhiệm vụ của EJ-01 A/B/C là giữ áp suất làm việccủa tháp C-01 ổn định Tháp C-05 hoạt động ở áp suất 47 bar và 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 long ngưng tụ do sự sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khiqua EJ-01 A/B/C Dòng khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 được đưa ra đường khí thươngphấm đế cung cấp cho các nhà máy điện Lỏng tại đáy C-05 được đưa vào đĩa thứ 1 củatháp C-01 Chế độ AMF tháp C-01 có hai dòng nhập liệu:

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

4- 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 nhằmmục đích: Phù hợp cho công việc chứa trong bồn chứa ngoài trời Với ý nghĩa đó, trong

22

chế độ AMF tháp C-01 hoạt động như là tháp ổn định Condensate Trong đó, phần lớnhydrocacbon nhẹ hơn Butan được tách ra khởi Condensate nhờ thiết bị gia nhiệt E-04A/B đến 194°c Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 64°c được trộn với khí nguyên liệunhờ EJ-01 A/B/C Dòng Condensate ở đáy tháp được trao đổi nhiệt tại E-04A/B vàđược làm lạnh bằng không khí ở E-09 để giảm nhiệt độ xuống 45°c trước khi ra đườngống dẫn Condensate về kho cảng hoặc chứa bồn chứa TK-21

2.3.3 Chế độ MF

Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy Trong chế độ hoạt động này,một số thiết bị được bô sung vào so với chế độ AMF( trừ EJ- A/B/C), các thiết bị chủyếu là tháp hấp phụ loại nước V-06A/B (Dehyration Adsorber), thiết bị trao đối nhiệtkhí lạnh/khí E-14 (Colđ 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 (DeethanizerOVHD Compressor), máy nén K-04A/B và tháp ổn định C-02 (Stabilizer)

Hình11: Srf đồ công nghệ chế độ MF

23.2)2 Mô tả SO’ đồ

Dòng khí từ Slug Catcher được đưa tới bình tách lọc V-08, thiết bị này có chứcnăng: tách nước, hydrocacbon lỏng, dầu và lọc các hạt rắn, nhằm bảo vệ lóp chất hấpthụ trong V-06A/B khỏi bị hỏng hoặc giảm hoạt tính cũng như giảm tuối thọ của chúng.Sau khi được loại nước tại V-06A/B dòng khí được đưa đồng thời đến 2 thiết bị E-14 vàE-20 đê làm lạnh Dòng khí sau khi ra khỏi E-14 và E-20 là dòng hai pha (lỏng - khí)được đưa vào tháp C-05 đế tách lỏng Khí đi ra từ đỉnh tháp C-05 được sử dụng như tác

24

BẢO CÁO KIẾN TẬP Nhà máy xử lý khí Dinh cổ

nhân làm lạnh bậc một cho dòng nguyên liệu tại E14 (nhiệt độ giảm từ 26,5°c xuống

-17°C) dòng nguyên liệu qua E-14 được làm lạnh bậc hai tại van FV-1001

Dòng khí ra từ đỉnh C-05 sau khi trao đối nhiệt qua E-14 nhiệt độ được tăng lên

đủ điều kiện cung cấp cho các nhà máy điện

Hai tháp hấp thụ V-06A/B được sử dụng luân phiên, khi tháp này làm việc thìtháp kia tái sinh Quá trình tái sinh được nhờ sự cung cấp nhiệt của dòng khí thươngphẩm nâng nhiệt độ lên 220°c, dòng ra khởi thiết bị V-06 A/B được làm mát tại E-15 vàđược tách lỏng ở V-07 trước khi ra đường khí thương phấm

Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF giống như trong chế độ AMF, ngoại trừ việcđưa khí từ V-03 đến C-01 thay vì đến C-05 như chế độ AMF Ngoài ra trong chế độ MF,tháp C-02 được đưa vào vận hành đê thu hồi Bupro Nhằm tận dụng Bupro và tách mộtphần methane, ethane còn lại, dòng khí ra từ V-03 được đưa đến tháp C-01 đế tách triệt

đế ethane Dòng lỏng ra khỏi V-03 được đưa đến tháp C-01 sau khi được gia nhiệt từ20°c lên 80°c tại thiết bị E-04A/B nhờ dòng lỏng ra từ tháp C-02 Tháp C-01 có badòng nguyên liệu được đưa vào:

4 Dòng khí đến từ V-03 vào giữa đĩa thứ 2 và thứ 3 của tháp C-01

4 Dòng lỏng từ V-03 vào đĩa thứ 20 của tháp C-01

4- Dòng lỏng đến tù’ đáy C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01

Tại đây các hydrocacbon nhẹ như Cl, C2 được tách ra và đi trên đỉnh tháp sau

đó được nén từ 25 bar lên 47 bar nhờ máy nén K-01 trước khi được dẫn vào đường khíthương phẩm

Phần lỏng ra từ đáy tháp C-01 được đưa đến tháp C-02 Tháp C-02 làm việc ở ápsuất 11 bar, nhiệt độ đỉnh 60°c và nhiệt độ đáy 154°c Tại đây C5+ được tách ra và đi ra

ở đáy tháp Sau khi ra khởi E-04A/B đế gia nhiệt cho nguyên liệu vào tháp Sau khi ra

khởi E-04A/B dòng lỏng này được đưa đến làm lạnh bằng thiết bị làm mát bằng không

khí E-09 trước khi đưa ra đường ống hoặc bồn chứa condensate thương phấm TK-21

Dòng hơi ra khởi đỉnh tháp C-02 là LPG, được ngưng tụ tại V-02, một phần được cho

hồi lưu trở lại C-02 để đảm bảo sự hoạt động của tháp, phần còn lại theo đường dẫn sảnphẩm LPG

4- Các thiết bị trao đổi nhiệt: E-17, E-l 1

2.3.4.I Sơ đồ công nghệ

26