Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, chúng em đã đượcanh Hồ Văn Đang- kĩ sư công nghệ và anh Bùi Văn Sửu- kĩ sư cơ khí- Cán bộ hướng dẫn thực tập tại nhà máy, dưới sự
Trang 1KHOA DẦU KHÍ
BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
Giáo viên hướng dẫn: Ngô Thị Bích Thu Sinh viên thực hiện: Nguyễn Vĩnh Giang
Mã số Sinh viên: 570411410
Bà Rịa-Vũng Tàu, ngày 17 tháng 04 năm 2017
Trang 2Với những hành trang kiến thức thu thập trong quá trình học tập và rènluyện tại trường sẽ không đủ nếu không có quá trình thực tập thực tế tại các nhàmáy xí nghiệp Trong quá trình thực tập, sinh viên sẽ vận dụng những kiến thức
đã học vào những gì đang diễn ra tại nhà máy, và qua quá trình tìm hiểu tại nhàmáy sẽ giúp sinh viên tiếp thu những kiến thức khác mà ở nhà trường không cóđiều kiện giảng dạy
Đới với những sinh viên năm cuối như em, thực tập sẽ giúp ích một phầnvào quá trình tìm kiếm việc làm trong tương lai, cũng như định hướng lại chínhngành nghề mà mình đã chọn Kết quả của quá trình thực tập tại các nhà máy xínghiệp sẽ đánh giá chính năng lực tiếp thu của người sinh viên trong suốt thờigian học tập ở trường
Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, luôn lắng nghe cácanh các chị kỹ sư vận hành tại Nhà máy để tích lũy kinh nghiệm trong quá trìnhlao động, và luôn luôn tuân thủ các nguyên tắc an toàn lao động
Cuốn báo cáo thực tập tốt nghiệp này chính là những tích góp tất cả các tàiliệu và những ghi nhận từ thực tế khi em được thực tập tại Nhà máy
Trang 3Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, chúng em đã được
anh Hồ Văn Đang- kĩ sư công nghệ và anh Bùi Văn Sửu- kĩ sư cơ khí- Cán bộ
hướng dẫn thực tập tại nhà máy, dưới sự hướng dẫn chỉ bảo tận tình và quan tâmcủa các anh mà em mới hiểu biết các hoạt động sản xuất, nguyên tắc hoạt độngcủa từng thiết bị, chế độ công nghệ vận hành tại nhà máy Em xin gởi lời cảm ơnsâu sắc tới các anh
Ngoài ra, Em cũng cảm ơn các anh chị là cán bộ trong Công ty chế biến khíVũng Tàu, và các anh chị đang vận hành tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, đã giúp
đỡ, hướng dẫn, và giải đáp những thắc mắc trong quá trình thực tập Em xin trântrọng cảm ơn:
• Anh Phan Tấn Hậu– Quản đốc Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.
• Anh Lê Tiến Dũng – cán bộ hướng dẫn an toàn lao động tại nhà máy.
Chúc cho nhà máy ngày càng phát triển mạnh mẽ và bền vững!
Để có được những hành trang kiến thức áp dụng vào trong quá trình thựctập, em đã trải quá trình học tập và rèn luyện tại trường Cao Đẳng Nghề Dầu Khídưới sự giảng dạy truyền đạt của các thầy cô, em xin gởi lời cảm ơn đến tập thểcán bộ, giảng viên Trường Cao Đẳng Nghề Dầu Khí
Và cuối cùng em xin gởi lời cảm ơn đến Ban Giám Hiệu Nhà Trường cùng
các thầy cô trong Khoa Dầu Khí đặc biệt là cô Ngô Thị Bích Thu đã giúp em có
được chuyến đi thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố Các thầy các cô đã bỏchút thời gian để liên hệ và tạo môi trường thực tập tốt cho em
Em xin chân thành cảm ơn!
Trang 4 AMF: Absolute Minimum Facility: Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối
MF: Minimum Facility: Cụm thiết bị tối thiểu
GPP: Gas Processing Plant: Nhà máy chế biến khí
MGPP: Modified Gas Processing Plant: GPP chuyển đổi
Trang 5Chương I:Giới thiệu chung
I.1 Tài nguyên khí ở Việt Nam 1
I.2 Giới thiệu về PV GAS I.2.1 Hoạt động chính 2
I.2.2 Sản phẩm, dịch vụ 3
I.3 Các dự án khai thác, sử dụng khí thiên nhiên và khí đồng hành ở Việt Nam I.3.1 Dự án khí đồng hành Rạng Đông- Bạch Hổ 4
I.3.2 Dự án khí Nam Côn Sơn 5
Chương II: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố II.1 Chức năng, nhiệm vụ của nhà máy 6
II.2 Nguyên liệu sản xuất của nhà máy 6
II.3 Các sản phẩm của nhà máy 6
II.4 Sơ lược về nhà máy xử lý khí Dinh Cố 7
Chương III: Quy trình công nghệ III.1 Chế độ AMF 10
III.1.1 Quá trình xử lý Condensate trong chế độ AMF 13
III.1.2 Hệ thống Ejector trong chế độ AMF 13
III.1.3 Tháp tách C-05 14
III.1.4 Tháp tách Ethane C-01 14
III.1.5 Thiết bị điều chỉnh áp suất 15
III.2 Chế độ MF III.2.1 Dòng khí thương phẩm 17
III.2.2 Dòng condensate trong chế độ MF 17
III.2.3 Các Thiết bị bổ sung thêm so với chế độ AMF 18
III.2.4 Quá trình làm khô và tái sinh chất hấp phụ 19
III.2.5 Xử lý Condensate 19
III.2.6 Quá trình là sạch khí và Tách tinh 20
III.2.7 Tháp tách Ethane trong chế độ MF 22
III2.8 Điều chỉnh áp suất 23
III.3 Chế độ GPP III.3.1 Các thiết bị chính 24
III.3.2 Quá trình loại nước và tái sinh 26
III.3.3 Xử lý Condensate trong chế độ GPP 27
III.3.4 Quá trình Tách tinh và Làm lạnh sâu 28
III.3.5 Tháp tách C-01 29
III.3.6 Điều chỉnh nhiệt độ và tỉ lệ dòng trong chế độ GPP 31
III.4 Chế độ MGPP 32
Chương IV: Tháp chưng cất IV.1 Ảnh hưởng của các thông số IV.1.1 Ảnh hưởng của nhiệt độ 37
IV.1.2 Ảnh hưởng của áp suất 37
IV.1.3 Ảnh hưởng của stripping 38
IV.1.4 Vận hành bình thường 38
Trang 6IV.2.1 Tháp ổn định C-02 38
IV.2.2 Tháp tách C-03 40
Chương V: Tháp Hấp phụ, hấp thụ V.1 Tháp hấp phụ V-06 V.1.1 Nguyên lý hoạt động 41
V.1.2 Quá trình tái sinh chất hấp phụ V.1.2.1 Chuyển tháp hấp phụ 42
V.1.2.2 Giảm áp 42
V.1.2.3 Gia nhiệt 42
V.1.2.4 Làm lạnh 43
V.1.2.5 Nâng áp 43
Chương VI: An toàn trong nhà máy VI.1 Chính sách về sức khỏe, an toàn và môi trường 43
VI.2 Bộ phận Phòng cháy chữa cháy 44
Các biện pháp làm giảm Ô nhiễm môi trường 46
Chương VII: Kết luận 47
Tài liệu tham khảo 48
Trang 7CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU CHUNGI.1 TÀI NGUYÊN KHÍ THIÊN NHIÊN Ở VIỆT NAM:
Nền tảng cơ bản để phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam phải kếđến tiềm năng nguồn khí Việt Nam có nguồn tài nguyên dầu khí vào loại trungbình so với các nước trên thế giới và đứng hàng thứ 3 trong khu vực (sauIndonesia và Malaysia)
Theo Petro Việt Nam Gas, tổng tiềm năng khí thiên nhiên có thể thu hồivào khoảng 2.694 tỷ m3 và trữ lượng đã phát hiện vào khoảng 672 tỷ m3, tậptrung chủ yếu ở các bể Nam Côn Sơn, Malay – Thổ Chu, Cửu Long và SôngHồng
Bảng 1.1 Trữ lượng khí ở Việt Nam
Tên Bể Trữ lượng thực tế ( tỷ m3 ) Trữ lượng tiềm năng (tỷ m3)
Trang 8I.2 GIỚI THIỆU TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM – PV GAS:
Tổng Công ty Khí Việt Nam - PV GAS là Công ty trách nhiệm hữu hạnmột thành viên được thành lập trên cơ sở tổ chức lại Công ty TNHH một thànhviên Chế biến và Kinh doanh sản phẩm khí và các đơn vị thuộc Tập đoàn Dầukhí Quốc Gia Việt Nam hoạt động trên các lĩnh vực thu gom, vận chuyển, chếbiến, tàng trữ, phân phối và kinh doanh các sản phẩm khí trên phạm vi toànquốc
I.2.1 Hoạt động chính:
-Thu gom, vận chuyển, tàng trữ, chế biến khí và sản phẩm khí;
-Phân phối, kinh doanh các sản phẩm khí khô, khí thiên nhiên hoá lỏng
8
Trang 9(LNG), khí thiên nhiên nén ( CNG), khí dầu mỏ hoá lỏng ( LPG), khí ngưng tụ(Condensate); kinh doanh vật tư, thiết bị, hóa chất trong lĩnh vực chế biến khí và
sử dụng các sản phẩm khí, kinh doanh dịch vụ cảng, kho bãi;
-Đầu tư cơ sở hạ tầng, hệ thống phân phối sản phẩm khí khô, khí lỏng;
-Phân phối LPG từ các nhà máy lọc hoá dầu và các nguồn khác của Tập đoàn;
- Tư vấn thiết kế, lập dự án đầu tư, thực hiện đầu tư xây dựng, quản lý, vậnhành, bảo dưỡng, sửa chữa các công trình, dự án khí và liên quan đến khí;
- Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực khí, thiết kế, cải tạo công trình khí;
- Nghiên cứu trong lĩnh vực khí, cải tạo, bảo dưỡng, sửa chữa động cơ, lắp đặtthiết bị chuyển đổi cho phương tiện giao thông vận tải và nông, lâm, ngư nghiệp
sử dụng nhiên liệu khí, dịch vụ vận tải của các phương tiện có sử dụng nhiênliệu khí;
- Xuất, nhập khẩu các sản phẩm khí khô, LNG, CNG, LPG, Condensate và vật tưthiết bị liên quan;
- Tham gia đầu tư các dự án khí thượng nguồn;
- Đầu tư tài chính; mua bán doanh nghiệp khí trong và ngoài nước
- Tư vấn thiết kế, vận hành, bảo dưỡng, sữa chữa công trình khí;
- Đầu tư tài chính
9
Trang 10Thiết bị tách khí cao áp trên giàn công nghệ trung tâm số 2 tại mỏ
Bạch Hổ Giàn ống đứng và các công trình phụ trợ tại mỏ Bạch
Trang 11Trạm xử lý khí Dinh Cố.
Trạm phân phối khí tại Bà Rịa
Trạm điều hành trung tâm ở Vũng Tàu
Các công trình tiêu thụ khí bao gồm các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹcũng được triển khai xây dựng
I.3.2 Dự án khí Nam Côn Sơn:
Dự án khí Nam Côn Sơn là dự án khí lớn nhất hiện nay tại Việt Nam baogồm: giàn khai thác, hệ thống đường ống dẫn khí từ ngoài khơi vào bờ dài400km, Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, Trung tâm phân phối khí tại Phú Mỹ và hệthống đường ống dẫn khí Phú Mỹ- Tp Hồ Chí Minh.Dự án được đưa vào vậnhành từ cuối năm 2002 hiện nay công suất của nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơntại Dinh Cố đã đạt đến 20 triệu m3 khí/ngày
Hiện nay lượng khí dẫn vào bờ để cung cấp cho nhà máy chế biến khíDinh Cố và các nhà máy nhiệt điện phía Nam là 4,7 triệu tấn m3 khí ngày đêm,lượng này được dẫn từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông Trong thời gian tới lưulượng khí được dẫn vào bờ cung cấp cho các nhà máy này là 5,7 triệu m3 khíngày đêm Vào năm 2003 khí từ các mỏ Nam Côn Sơn cung cấp cho nhà máychế biến khí Nam Côn Sơn
Ngoài khu vực trên, ở thềm lục địa Miền Trung cũng đã phát hiện một số
mỏ khí nhưng hàm lượng CO2 có trong mỏ quá cao đến 75% trong đó hàmlượng hyđrocacbon không đáng kể Vì vậy khi sử dụng thì không có hiệu quảkinh tế, nên các mỏ này không được khai thác
11
Trang 12CHƯƠNG II: NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
II.1 CHỨC NĂNG - NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY:
- Tiếp nhận và xử lý nguồn khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và các mỏkhác trong bể Cửu Long
- Phân phối sản phẩm khí khô đến các nhà máy điện, đạm và các hộ tiêu thụ côngnghiệp
- Bơm sản phẩm LPG, condensate sau chế biến đến cảng PV Gas Vũng Tàu đểtàng chứa và xuất xuống tàu nội địa
- Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn (khi cần)
II 2 NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT CỦA NHÀ MÁY:
12
Trang 13Thiết kế ban đầu của nhà máy dựa trên nguồn nguyên liệu là khí đồnghành từ mỏ Bạch Hổ với công suất khoảng 4,7 triệu m3/ngày Sau khi tiếp nhậnnguồn khí từ mỏ Rạng Đông, công suất nhà máy nâng lên khoảng 5,9 triệu
m3/ngày, nhà máy hoạt động chủ yếu với chế độ MGPP (GPP modified)
13
Trang 14Với thiết kế hiện nay của mô hình MGPP, giàn nén trung tâm gồm 4máy nén (3 máy hoạt động và 1 máy dự phòng) với công suất mỗi máy là 1.67triệu m3 khí/ngày Khi hoạt động hết công suất cả 4 máy thì có thể đáp ứngđược lưu lượng khí khoảng 8 triệu m3/ngày, với thiết kế như thế nên nhà máyvẫn đáp ứng được khả năng mở rộng công suất theo như đề án khí Bạch Hổ -Dinh Cố Tuy nhiên, khi đó khả năng rủi ro sẽ cao hơn vì không còn máy dựphòng.
II 3 CÁC SẢN PHẨM CHÍNH, SẢN PHẨM PHỤ CỦA NHÀ MÁY:
Khí khô: là sản phẩm khí thu được từ khí thiên nhiên hay khí đồng hành
sau khi được xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khí hóa lỏng và ngưng tụ Thành phần khí khô bao gồm chủ yếu là methane, ethan ngoài ra còn
có propane, Butane và một số khí tạp chất khác như nitơ, cacbondioxit,
hydrosulphur với hàm lượng nhỏ
Khí hóa lỏng (LPG): là hỗn hợp hydrocacbon nhẹ chủ yếu là propane,
propene, Butane và butene, có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở nhiệt độ môi trường
-Sản lượng LPG: Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khí DInh Cố sản xuất đáp ứngkhoảng 30- 35% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam Trong đó, 2/3 sản lượng LPGđược đưa đến kho cảng Thị Vải và phân phối đến các tỉnh miền Bắc và miền Trungbằng tàu; 1/3 sản lượng LPG được xuất ra các xe bồn phân phối đến các khu vựclân cận (Vũng Tàu, Tp Hồ Chí Minh,…)
Condensate: là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phân đoạn
trong nhà máy xử lý khí Thành phần Condensate chủ yếu là Hydrocacbon C5+.-Sản lượng Condensate: Bên cạnh khí khô và LPG, Condensate cũng là mộtsản phẩm mà Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất với công suất 150.000tấn/năm Hiện nay, Condensate được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng do tínhchất đặc thù của Condensate PV GAS đang hợp tác với PDC để sản xuất xăng,với công suất khoảng 350.000 tấn/năm
14
Trang 15II.4 SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY:
Nhà máy khí hoá lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được khởi công xâydựng ngày 04/10/1997 – hợp đồng ký ngày 04/09/1997 – với các đơn vị thắngthầu là Tổ hợp Samsung Engineering Company Ltd (Hàn Quốc) cùng công tyNKK (Nhật Bản) theo phương thức trọn gói (EPCC) bao gồm thiết kế, mua sắm,thi công, lắp đặt và chạy thử, nghiệm thu theo đúng tiêu chuẩn quốc tế và cácquy định của Nhà nước Việt Nam về xây dựng, an toàn, môi sinh, môi trường,phòng cháy chữa cháy… Toàn bộ nhà máy LPG và hệ thống thu truyền dữ liệuđược điều khiển tự động, tổng số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tưcủa Tổng công ty dầu khí Việt Nam (PetroVietNam), được xây dựng tại Dinh Cốthuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa- Vũng Tàu với diện tích89.600 km2 Nhà máy được thiết kế với công suất đầu vào 1,5 tỷ m3 khí/năm và
có 3 giai đoạn vận hành theo chế độ nhằm đáp ứng tiến độ cung cấp sản phẩm
Giai đoạn thiết bị cực tối thiểu (AMF) chỉ sản xuất condensate ổn định
với công suất 342 tấn/ngày và 3,8 triệu m3 khí/ngày, hoạt động vào tháng10/1998
Giai đoạn thiết kế tối thiểu (MF) sản xuất condensate ổn định với công
suất 380 tấn/ngày, hỗn hợp butan- propan với công suất 629 tấn/ngày và 3,5triệu m3/ngày khí khô, hoạt động vào tháng 12/1998
Giai đoạn nhà máy hoàn chỉnh (GPP) sản xuất condensate ổn định, butan
và propan được tách độc lập và khí khô Giai đoạn hoàn chỉnh với công suất khíđầu vào là 1,5 tỷ m3 khí/năm thu hồi propan: 537 tấn/ngày; 417 tấn/ngày;condensate: 402 tấn/ngày và khí khô:3,34 triệu m3/ngày Giai đoạn này sử dụngcông nghệ Turbo-Expander với khả năng thu hồi sản phẩm lỏng cao
15
Trang 16Hình 2.2 Nhà máy xử lý khí Dinh Cố ngày và đêm
CHƯƠNG III: QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ
Để đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh hoạt đề phòng một số thiết bị chính của nhà máy bị sự cố, và hoạt động của nhà máy được liên tục khi thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy điện, đạm, nhà máy được lắp đặt và hoạt động theo các chế độ chính:
-Chế độ AMF: Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.
-Chế độ MF: Cụm thiết bị tối thiểu.
-Chế độ GPP: Cụm thiết bị hoàn thiện.
-Chế độ MGPP: Chế độ GPP chuyển đổi
Ngoài 4 chế độ trên trong quá trình vận hành nhà máy tùy theo tình trạngvận hành bảo dưỡng của thiết bị mà VHV có thể linh hoạt điều chỉnh chế độ vậnhành để đảm bảo tính an toàn và hiệu quả thu hồi lỏng tối đa
Nhà máy GPP được thiết kế dựa trên lưu lượng khí ẩm là 4,3 triệum3/ngày Với lưu lượng này, áp suất đầu vào nhà máy sẽ khoảng 109 barG và là
16
Trang 17thông số quan trọng quyết định hiệu suất làm việc của các thiết bị bên trong nhàmáy Năm 2001 cùng với việc đưa khí Rạng Đông vào xử lý, lưu lượng khí quanhà máy đạt mức tối đa khoảng 5,7 triệu m3/ngày, áp suất đầu vào GPP giảmxuống còn khoảng 70-75 barG, cụm máy nén K-1011 đã được lắp đặt nhằm nâng
áp suất khí đầu vào tới áp suất thiết kế 109 barG Từ đó sơ đồ công nghệ chínhcủa nhà máy có một số thay đổi chính gồm:
-Khí đầu vào GPP được nâng áp từ 70-75 barG tới 109 barG và nhiệt độ khí sautrạm nén K-1011 tăng lên khoảng 45°C cao hơn so thiết kế
-Áp suất bình tách V-03 giảm từ 75 barG xuống 45 barG để đạt 2 mục đích: (a)lượng khí ẩm vượt quá công suất vận hành của GPP được bypass qua V-101 đểcấp thẳng cho các hộ tiêu thụ Lỏng tách được ở V-101 sẽ được đưa về V-03 để
xử lý (b) lỏng tách được tại Scrubber trước K-1011 cũng được đưa về V-03 đểđảm bảo an toàn
Trong các chế độ vận hành nói trên, hai chế độ AMF, MF là các chế độđược thiết kế để vận hành trong giai đoạn lắp đặt để chạy thử Sau khi hoànthành việc lắp đặt, các chế độ này rất ít khi được vận hành vì nó làm giảm khảnăng thu hồi sản phẩm lỏng Trong trường hợp một số thiết bị trong chế độ GPP
bị hỏng thì nhà máy mới chuyển sang chế độ AMF hoặc MF để duy trì hoạtđộng của nhà máy
Thực chất, nhà máy hoạt động với 3 chế độ chính là AMF, MF, GPP cònchế độ MGPP là để đáp ứng những yêu cầu thực tế hiện tại trong quá trình cungcấp khí Do nhu cầu của thị trường không cần tách butane và propane riêng, màchỉ cần hỗn hợp LPG sử dụng cho nhu cầu đốt dân dụng nên tháp C3/C4 Splitterkhông được sử dụng Mặc khác kể từ năm 2002, nhà máy tiếp nhận thêm dòngkhí từ mỏ Rạng Đông nâng lưu lượng dòng về bờ là 5.7 triệu m3/ngày, tuy nhiênlưu lượng khí về bờ tăng nhưng áp lực đầu vào giảm xuống còn 70 bar đến 80bar, vì vậy để đảm bảo áp lực đầu vào và công suất vận hành của nhà máy, nên
đã lắp đặt thêm 4 máy nén K-1011A/B/C/D và đường rẽ qua bồn V-101
17
Trang 18III.1 CHẾ ĐỘ AMF:
Chế độ AMF là chế độ hoạt động tối thiểu, sử dụng những đường ống dẫnchính của nhà máy Trong chế độ này, quá trình khử nước không được thực hiện.Nguồn khí đồng hành từ mỏ sau khi được tách sơ bộ tại Slug Catcher sẽ đượcđưa tới máy nén Jet Compressor, áp suất đầu ra tại máy nén được duy trì ở 45bar Máy nén Jet Compressor có nhiệm vụ duy trì áp suất ở tháp Deethanizerluôn ở 20 bar Mục đích chính của chế độ AMF là cung cấp nguồn khí cho nhàmáy điện đạm, lượng lỏng thu hồi được rất ít
Mô tả sơ đồ dòng
Chế độ AMF theo thiết kế là chế độ vận hành nhà máy ban đầu với cácthiết bị tối thiểu nhằm cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ và không chú trọng vàothu hồi sản phẩm lỏng Sơ đồ công nghệ chế độ AMF được mô tả theo hình vẽ
18
Trang 19đính kèm Chế độ AMF có thể được mô tả như sau: Khí đồng hành mỏ Bạch Hổvới lưu lượng khí ẩm là khoảng 4,3 triệu m3/ngày được đưa tới Slug Catcher củanhà máy bằng đường ống 16 inch với áp suất 109 bar, nhiệt độ 25,6°C Tại đây,Condensate và khí được tách ra theo các đường riêng biệt để tiếp tục xử lý, nước
có trong Condensate được tách nhờ trọng lực và đưa vào bình tách nước (V-52)
để xử lý Tại đây nước được làm giảm áp tới áp suất khí quyển và hydrocacbon
bị hấp thụ sẽ được giải phóng đưa vào đốt ở hệ thống cột đuốc, nước sau đóđược đưa tới hầm đốt (ME-52)
Dòng lỏng đi ra từ Slug Catcher (SC) được giảm áp và đưa vào bình táchV-03 hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 20°C V-03 có nhiệm vụ:Tách hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng nhờ giảm áp Cùng với việc giảm ápsuất từ 109 bar xuống 75 bar, nhiệt độ cũng giảm thấp hơn nhiệt độ hình thànhhydrate nên để tránh hiện tượng này, V-03 được gia nhiệt đến 20oC bằng dầu nóng nhờ thiết bị gia nhiệt E-07 Sau khi ra khỏi V-03 dòng lỏng này được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B nhằm tận dụng nhiệt và làm mát cho dòng condensate thương phẩm.
Dòng khí thoát ra từ Slug Catcher được dẫn vào bình tách lọc V-08 đểtách triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí do SC không tách hết và lọccác hạt bụi trong khí (nếu có) tránh làm hư hỏng các thiết bị sau
Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hoà dòng EJ-01 A/B/C đểgiảm áp suất từ 109 bar xuống 47 bar Việc giảm áp này có tác dụng hút khí từđỉnh tháp C-01 Dòng ra là dòng hai pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 20°C cùngvới dòng khí từ V-03 (đã giảm áp) được đưa vào tháp C-05 Nhiệm vụ của EJ-10A/B/C:Giữ áp suất làm việc của tháp C-01 ổn định Tháp C-05 hoạt động ở ápsuất 47 bar, nhiệt độ 20°C Ở chế độ AMF phần đỉnh của tháp hoạt động nhưbình tách khí lỏng thông thường Tháp C-05 có nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng
tụ do sự sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi qua EJ-01 A/B/C Dòng khí
ra từ đỉnh tháp C-05 được đưa ra đường khí thương phẩm để cung cấp cho cácnhà máy điện Lỏng tại đáy C-05 được đưa vào đĩa thứ 1 của tháp C-01 Chế độ
19
Trang 20AMF tháp C-01 có 2 dòng nhập liệu :
-Dòng từ V-03 vào đĩa thứ 14 của tháp C-01
-Dòng lỏng từ đáy của tháp C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01
Áp suất hơi của Condensate giảm đi và được điều chỉnh trong tháp C-01nhằm mục đích: Phù hợp cho việc chứa trong bồn chứa ngoài trời Với ý nghĩa
đó, trong chế độ AMF tháp C-01 hoạt động như là tháp ổn định Condensate.Trong đó, phần lớn hydrocacbon nhẹ hơn Butan được tách ra khỏi Condensatenhờ thiết bị gia nhiệt E-01 A/B đến 194°C Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 64°Cđược trộn với khí nguyên liệu nhờ EJ-01 A/B/C Dòng Condensate ở đáy thápđược trao đổi nhiệt tại E-04A/B và được làm lạnh bằng không khí ở E-09 đểgiảm nhiệt độ xuống 45°C trước khi ra đường ống dẫn Condensate về kho cảnghoặc chứa bồn chứa TK-21
III.1.1 Quá trình xử lý Condensate trong chế độ hoạt động AMF:
Áp suất của bình tách 3 pha V-03 được điều chỉnh ở 75 barG1bằng vanđiều áp PV- 1209 được lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03 tới đầu vào thápC-05, Rectifier Nhiệt độ đầu ra van điều áp PV-1209 là khoảng 3°C, thấp hơnhiệt độ tạo thành hydrate (16.5°C) nên có khả năng hydrate sẽ được tạo thành khi
đi qua van điều áp tuy nhiên nó sẽ bị tự tan do tháp C-05, Rectifier trong chế độhoạt động này có nhiệt độ vận hành lớn hơn 20°C
Condensate từ V-03 được chuyển đến tháp tách ethane C-01 (Deethanizer)sau khi được gia nhiệt từ 20°C đến 101°C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B(Condensate Coss Exchanger) với một dòng nóng ở 194°C đi vào từ tháp táchethane C-01 Mục đích chính của thiết bị trao đổi nhiệt này là tận dụng và thuhồi nhiệt từ dòng nóng, tránh hiện tượng tạo hydrate ở đầu ra của FV-1701(trong quá trình giảm áp từ áp suất vận hành của V-03 xuống 20 BarG) bằngcách duy trì nhiệt độ hoạt động ở 72°C, cao hơn nhiệt độ tạo thành hydrate(11.6°C) trong điều kiện này
20
Trang 21III.1.2 Hệ thống Ejector trong chế độ hoạt động AMF:
Đối với quá trình xử lý khí từ Slug Catcher trong chế độ hoạt động AMF,các tháp hấp phụ loại nước V-06A/B (Dehyration Adsorber) sẽ không vận hành.Khí từ SC sẽ được đưa tới hệ thống Ejector EJ-01A/B/C (Jet Compressor) Quathiết bị này áp suất giảm từ áp suất vận hành của SC xuống 45 BarA, mục đíchcủa hệ thống Ejector là nén khí đi ra từ đỉnh tháp tách ethane C-01 từ 20 BarAđến 45 BarA, vì vậy áp suất của tháp tách C-01 được giữ ở 20 BarA
Hệ thống Ejector bao gồm 03 Ejector, công suất của mỗi Ejector lần lượt
là 50%, 30% và 20% lưu lượng dòng đi qua Ejector
Van điều áp (PV-0805) trên đường Ejector bypass có công suất khoảng30% tổng thể tích dòng ra, điều chỉnh áp suất của tháp tách ethane C-01 ở 20BarA bằng cách cho bypass 1 phần dòng khí qua Ejector khi công suất của hệthống Ejector đủ để duy trì áp suất C-01 Khi công suất của hệ thống Ejector nhỏhơn cần thiết, lượng khí dư từ tháp tách ethane sẽ được xả ra đuốc đốt qua vanđiều áp (PV-1303B) vì vậy hệ thống tách ethane được bảo vệ không có hiệntượng quá áp
III.1.3 Tháp tách C-05 Rectifier trong chế độ họat động AMF.
Dòng khí từ hệ thống Ejector và dòng khí từ bính tách V-03 được chuyểnđến đĩa thứ nhất của tháp C-05 (Rectifer) để tách lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ20.7oC và áp suất 45 BarA được điều chỉnh bởi thiết bị điều chỉnh áp suất (PIC-1114) lắp đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm Phần trên của tháp C-05 lúcnày có tác dụng như một bình tách lỏng hơi (Gas-Liquid Seperator)
Trong chế độ họat động AMF, Turbo-Expander (CC-01) và thiết bị traođổi nhiệt khí lạnh/khí (E-14) không được đưa vào hoạt động, do vậy dòng khí từđỉnh tháp tách C-05 được chuyển đến đường ống dẫn khí thương phẩm thôngqua van PV-1114A được lắp đặt trên đường ống để điều chỉnh áp suất đầu ra củanhà máy khoảng 45 BarA
21
Trang 22Dòng lỏng từ đáy tháp C-05 được điều khiển thông qua thiết bị điều chỉnhdòng (FIC-1201) cùng với thiết bị điều chỉnh mức chất lỏng (LIC-1201A) đưavào đĩa đầu tiên của tháp tách Ethane (C-01).
III.1.4 Tháp tách Ethane trong chế độ hoạt động AMF.
Trong chế độ hoạt động AMF, tháp tách ethane (C-01, Deethanizer) có haidòng nguyên liệu đầu vào, đó là dòng lỏng đi ra từ bình tách V-03 và dòng lỏng
đi ra từ đáy tháp tách tinh C-05 (Rectifer) Dòng lỏng đi ra từ đáy tháp tách tinhC-05 được đưa vào đĩa đầu tiên của tháp tách ethane C-01 bao gồm 80% phầnmol chất lỏng và đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài cho quá trình chưng cất.Dòng lỏng đi từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 14 của tháp tách ethane C-
01, (đối với chế độ hoạt động MF và GPP thì đưa vào đĩa thứ 20)
Áp suất hơi của condensate được điều chỉnh trong tháp C-01 xuống thấphơn áp suất khí quyển để lưu trữ trong các bồn chứa thông thường Trong trườnghợp này, tháp tách ethane có tác dụng như một tháp ổn định Condensate, tại thápnày hầu hết các hydrocacbon nặng hơn butan được tách ra khỏi Condensatethông qua việc cung cấp nhiệt cho các reboiler E-01A/B lên tới 194oC Dòng khí
đi ra từ đỉnh có nhiệt độ là 64oC được trộn với dòng khí thương phẩm bằng hệthống Ejector
III.1.5 Thiết bị điều chỉnh áp suất khí trong chế độ hoạt động AMF.
Trong chế độ hoạt động AMF, tại đầu vào của nhà máy không lắp đặt thiết
bị điều chỉnh dòng hoặc áp suất tự động Áp suất tại đầu ra nhà máy được điềuchỉnh bằng van điều áp (PV-1114A) lắp đặt tại đầu ra của nhà máy trong trườnghợp lượng khí tiêu thụ lớn hơn lượng khí cung cấp cho người tiêu dùng Khilượng khí tiêu thụ nhỏ hơn lượng khí cung cấp, một lượng khí sẽ được đem đốtqua van điều áp (PV-1114B), vì vậy trong cả hai trường hợp trên áp suất đầu racủa nhà máy được duy trì ổn định
22
Trang 23Thông thường khí đầu vào nhà máy có áp suất 109 BarA được đưa vào hệthống Ejector, áp suất đầu ra khỏi hệ thống Ejector vào khỏang 45BarA, bằng ápsuất đầu ra của nhà máy Khi áp suất khí đầu vào nhà máy thấp hơn 109 BarA,hoặc khí cung cấp từ dàn khoan ít hơn so với công suất của nhà máy thì hệ thốngEjector có thể không hoạt động hết công suất, vì vậy áp suất của tháp tách ethane
có thể trở nên cao hơn 20 BarA Trong trường hợp này, một trong ba ejector của
hệ thống Ejector có công suất phù hợp nhất sẽ được lựa chọn, sau đó áp suất đầuvào nhà máy từ từ tăng lên và đạt đến gần 109 BarA và đồng thời áp suất củatháp tách ethane cũng được điều chỉnh ở 20 BarA
Nếu trong sự lựa chọn trên, hệ thống Ejector vẫn không thể hoạt động hếtcông suất, thì một lượng khí dư có thể tự động được đem đốt qua van điều áp(PV-1303B) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí đi ra từ tháp tách ethane Sauquá trình xử lý trên, khí thương phẩm và condensate là 2 sản phẩm của nhà máy
III.2 CHẾ ĐỘ MF:
Một vài thiết bị được thêm vào gồm: Dehydration Adsorber (V-06A/B), Cold Gas/Gas Exchanger (E-14), Gas/Cold Liquid Exchanger (E-20),
Deethanizer OVHD Compressor (K-01) và Stabilizer (C-02)
Ở chế độ MF, khí gas sau khi được khử nước sẽ được làm lạnh qua 2 thiết
bị trao đổi nhiệt, cả 2 dòng này đều đóng vai trò nhập liệu cho tháp Rectifiernhằm tách lượng lỏng có trong dòng khí Khí sau khi được tách lỏng lại thápRectifier có nhiệt độ thấp được dùng làm lạnh cho dòng nhập liệu, sau đó đượcđưa vào hệ thống ống dẫn khí thương phẩm để đến nhà máy điện, đạm Áp suấthoạt động tại tháp Deethanizer được điều chỉnh bởi một máy nén ngoài Mụcđích chính của chế độ MF là thu hồi sản phẩm lỏng, trong đó quá trình giản nỡkhông đóng vai trò chính Tháp tách C3/C4 Splitter không được sử dụng trongchế độ này, do đó sản phẩm lỏng chỉ gồm condensate và bupro (hỗn hợp củapropane và butane)
23
Trang 24Mô tả sơ đồ dòng:
III.2.1 Dòng khí gas thương phẩm:
Dòng khí từ Slug Catcher được đưa đến thiết bị tách lọc Dedydration InletFilter/Separator (V-08), thiết bị này có chức năng: tách nước, hydrocacbon lỏng
và các hạt rắn nhằm bảo vệ lớp chất hấp phụ trong V-06AB khỏi bị hỏng, giảmhoạt tính Sau khi được loại nước tại Dehydration Adsorber (V-06A/B), dòng khíđược đưa đồng thời đến 2 thiết bị Cold Gas/Gas Exchanger (E-14) và Gas/ColdLiquid Exchanger (E-20), sau đó vào tháp Rectifier (C-05) để tách pha lỏng vàpha khí riêng biệt Khí ra từ đỉnh tháp Rectifier (C-05) được sử dụng như tácnhân làm lạnh bậc 1 cho dòng nguyên liệu tại Cold Gas/Gas Exchanger (E-14),nhiệt độ dòng nguyên liệu giảm từ 26.5oC xuống -17oC sau đó được làm lạnhbậc 2 tại van FV-1001 bằng quá trình giảm áp Dòng khí ra từ đỉnh Rectifier (C-05) sau khi trao đổi nhiệt tại Cold Gas/Gas Exchanger (E-14), nhiệt độ dòng tăng
24
Trang 25lên đủ điều kiện cung cấp cho các nhà máy điện.
Hai tháp hấp phụ Dehydration Adsorber (V-06A/B) được sử dụng luânphiên, khi tháp này làm việc thì tháp kia tái sinh Quá trình tái sinh được thựchiện nhờ sự cung cấp nhiệt của thiết bị E-18 sử dụng dầu nóng gia nhiệt chodòng khí thương phẩm nâng nhiệt độ lên 220oC Dòng khí sau quá trình tái sinhsau khi ra khỏi thiết bị Dehydration Adsorber (V-06A/B) được làm mát tại hệthống làm mát bằng không khí Dehydrator Regeneration Gas Cooler (E-15) vàđược tách lỏng ở Dehydration Separator (V-07) trước khi dẫn vào đường khíthương phẩm
III.2.2 Dòng condensate:
Sơ đồ dòng condensate trong chế độ MF về cơ bản giống với chế độ AMF,thay vì dòng khí ra từ thiết bị Slug Catcher Liquid Flash Drum (V-03) đến thápRectifier (C-05) thì lại đến tháp Deethanizer (C-01)
Áp suất của Slug Catcher Liquid Flash Drum (V-03) được giữ ở 75 bar bởivan điều khiển PV-1305A/B gắn trên đường ống dẫn trước khi vào mâm 2 và 3của tháp Deethanizer (C-01) Nhiệt độ ra của van này là -7.9 o C thấp hơn nhiệt độ mà tại đó tinh thể hydrate hình thành khoảng 13.4 o C Để ngăn chặn sự hình thành hydrate, methanol có thể được bơm vào làm chất ức chế hoặc có thể thay đổi đường ống đến van phụ Mục đích của việc thay đổi dòng khí gas của bình tách V-03 từ Rectifiertrong chế AMF, đến tháp Deethanizer trong chế độ MF là vì trong khí gas nàyvẫn có chứa nước, mặc dù dòng khí tái sinh từ quá khử nước trong chế độ MFcũng có chứa nước
Dòng condensate từ bình tách V-03 sẽ được đưa tới tháp Deethanizer (C-01)sau khi được gia nhiệt từ 20oC lên 90oC trong thiết bị trao đổi nhiệt CondensateCross Exchanger (E-04A/B) với dòng nóng có nhiệt độ 155oC đến từ đáy củatháp Stabilizer (C-02) Mục đích của việc trao đổi nhiệt này là nhằm tận dụnglượng nhiệt, ngăn chặn sự hình thành hydrate tại đầu ra của van FV-1701, khi áp
25
Trang 26suất đột ngột giảm từ 75 bar xuống 29 bar, như vậy nhiệt độ lúc này của dòng ravào khoảng 61oC cao hơn nhiệt độ hình thành hydrate.
Phần lỏng ra từ đáy tháp Deethanizer (C-01) được đưa đến tháp Stabilizer(C-02) Trong chế độ MF, tháp Stabilizer (C-02) được đưa vào vận hành nhằmthu hồi hỗn hợp bupro có trong dòng condensate Tại đây, các hydrocarbon từ C5trở lên được tách ra và đi ra ở đáy tháp, sau đó được dẫn qua thiết bị trao đổinhiệt E-04A/B để gia nhiệt cho dòng nguyên liệu vào tháp Deethanizer (C-01).Sau khi ra khỏi E-04A/B dòng lỏng này được đưa đến làm lạnh tại thiết bị quạtlàm mát bằng không khí E-09 trước khi đưa ra đường ống hoặc bồn chứacondensate thương phẩm TK-21 Dòng hơi ra khỏi đỉnh tháp Stabilizer (C-02) làhỗn hợp bupro, được ngưng tụ tại bình V-02, một phần được cho hồi lưu trở lạitháp, phần còn lại theo đường ống dẫn sản phẩm LPG
III.2.3 Các thiết bị bổ sung thêm vào so với chế độ AMF
Trong chế độ hoạt động này, một số thiết bị được bổ sung vào so với chế
độ AMF, các thiết bị chủ yếu là tháp hấp thụ loại nước V-06A/B (DehydrationAdsorber), thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/khí E-14 (Cold Gas/Gas Exchanger),thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng E-20 (Gas/Cold Liquid Exchanger), máy nén khí ởđỉnh tháp tách enthane K-01 (Deethanizer OVHD Compressor) và tháp ổn địnhC-02 (Stabilizer)
III.2.4 Quá trình làm khô và tái sinh chất hấp phụ:
Trong chế độ hoạt động này, đầu tiên dòng khí từ Slug Catcher đượcchuyển đến tháp loại nước V-08 (Dehydration Intel Filter/Seperator), và sau đóđược đưa vào một trong hai tháp hấp phụ loại nước hoạt động song song V-06A/B để tách nước có trong khí và cuối cùng khí đã được loại nước đi qua hệthống lọc F-01A/B
III.2.5 Xử lý Condensate trong chế độ hoạt động MF.
26
Trang 27Việc xử lý Condensate trong chế độ hoạt động MF cũng tương tự nhưtrong chế độ hoạt động AMF, có một sự khác nhau giữa hai chế độ hoạt động làtrong chế độ hoạt động MF dòng khí từ bình tách 3 pha được chuyển đến tháptách ethane, còn trong chế độ hoạt động AMF thì dòng khí này được chuyển đếntháp tách tinh.
Áp suất của bình tách 3 pha được điều chỉnh ở 75 BarA bằng van điều áp(PV- 1305A/B) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí của nó và trước đầu vàotháp tách ethane ở đĩa thứ 2 hoặc thứ 3, nhiệt độ đầu ra van điều áp là -7.9°C,thấp hơn nhiệt độ tạo thành hydrate (13.4°C), vì vậy hai van (PV-1305A/B) đượclắp đặt, trong đó một van dự phòng Trong trường hợp hydrate được hình thành
ở một trong hai van thì có thể bơm methanol vào hoặc là sử dụng van dự phòng
Mục đích của việc chuyển khí từ bình tách V-03 đến tháp C-01 là vì khínày có thể có nước, vì vậy khí thu được trong chế độ hoạt động MF cũng chứanước nếu chuyển khí đến tháp tách C-05 Khi đưa khí từ V-03 tới C01 thì khí từđỉnh C-01 sẽ được hồi lưu lại đầu vào nhà máy và nước sẽ được xử lý ở đây
Condensate từ bình tách nhanh được chuyển đến tháp tách ethane sau khiđược gia nhiệt từ 20°C lên 80°C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B với dòngnóng 155°C đi từ đáy tháp ổn C-02 Mục đích chính của thiết bị trao đổi nhiệtdòng là tận dụng và thu hồi nhiệt và gia nhiêt cho dòng lạnh tránh hiện tượng tạohydrate ở đầu ra của FV-1701, khi áp suất hoạt động giảm từ 75 BarA xuống 29BarA, nhiệt độ hoạt động có thể duy trì ở 61°C (cao hơn nhiệt độ tạo thànhhydrate 14°C) trong điều kiện này
III.2.6 Làm lạnh khí và tách tinh trong chế độ hoạt động MF.
Khoảng một nửa lượng khí đã được tách nước được chuyển đến thiết bịtrao đổi nhiệt khí lạnh/ khí ((E-14,Cold Gas/Gas Exchanger ) để làm lạnh từ26°C xuống -17oC bằng dòng khí lạnh -18°C đi từ đáy tháp tách tinh (C-05,Rectifiel), nhiệt độ đầu ra là -17°C này là một thông số quan trọng trong quá
27
Trang 28trình xử lý khí, nếu nó lớn hơn giá trị -17°C thì không thu hồi được chất lỏng, vànếu thấp hơn giá trị -17°C thì hydrate có thể được hình thành tại dòng ra, vì vậynhiệt độ này phải được điều chỉnh bằng dòng lạnh của thiết bị trao đổi nhiệt khílạnh/khí (E-14, Cold Gas/Gas Exchanger) thông qua thiết bị điều chỉnh nhiệt độ(TIC-1006, Temperature controller), thiết bị điều chỉnh nhiệt độ (TICA- 1009,Temperature controller) lắp đặt trên đầu ra của đường ống dẫn dòng lạnh đểtránh hiện tượng nhiệt độ thấp hơn giá trị cho phép (-10°C) bằng cách giới hạndòng bypass bởi thiết bị điều chỉnh TY-1006, Low Slector.
Áp suất của dòng khí nguyên liệu được giảm từ 109BarA xuống 47.5BarAthông qua van điều áp (FV-1001,control valve), tại van này khí được giãn nởđoạn nhiệt, nhiệt độ của khí giảm xuống đến -35°C
Một nửa lượng khí còn lại được làm lạnh xuống 19°C trong thiết bị traođổi nhiệt khí/ lỏng lạnh (E-20, Gas/Cold Liquid Exchanger) bằng dòngCondensate lạnh -26.8°C đi từ đáy tháp tách tinh (C-05, Rectifier), và áp suất của
nó cũng được giảm từ 109BarA xuống 47.5BarA thông qua van FV-0501C Sau
đó hai dòng này được hòa trộn với nhau và được đưa vào đĩa thứ nhất của tháptách tinh (C-05, Rectifier) Trong tháp tách tinh (C-05, Rectifier) một lượng khíchứa chủ yếu methane, ethane được tách ra khỏi Codensate ở nhiệt độ hoạt động
là -18.5°C và áp suất là 47.5BarA, nhiệt độ và áp suất làm việc được điều chỉnhbằng van (PIC-1114) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm Phầntrên của tháp tách tinh (C-05, Rectifier) có tác dụng như một bình tách lỏng-khí
Dòng khí từ tháp tách tinh (C-05, Rectifier) có nhiệt độ -18.5°C được dùnglàm lạnh dòng khí nguyên liệu đi vào trong thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/khí (E-
14, Cold Gas/Gas Exchanger) Trong chế độ hoạt động MF, hệ thống tuabingiản/nén (CC-01,turbo- Exchangerr/Compressor) không hoạt động, vì vậy nóđược bỏ qua và khí được chuyển đến đường ống dẫn khí thương phẩm sau khiđược do dòng bằng thiết bị đo (FI-1105A/B) Van điều áp (PV-1114A, Controlvalve) được lắp đặt trên đường ống điều chỉnh áp suất đầu ra của nhà máy là
28