L ỜI CẢM ƠN
1.2.6. Thị trường LPG Việt Nam
1.2.6.1. Nguồn cung LPG
Trong nước, LPG do nhà máy xử lý khí Dinh Cố (Bà Rịa-Vũng Tàu) sản xuất đáp ứng khoảng 30-35% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam. Sản lượng LPG năm 2008 là 200000 tấn. Dự kiến sản lượng LPG Dinh Cố giảm dần xuống còn 173000 tấn vào năm 2015, tăng trở lại mức 279000 tấn vào năm 2020 và đạt mức 230000 tấn vào năm 2025 (số liệu báo cáo đầu tư dự án Kho LPG lạnh Thị Vải của PVGAS). Sản phẩm
Trường DDH Bà Rịa - Vũng Tàu
LPG của nhà máy Dinh Cố đã được Quatest 3 cấp chứng nhận phù hợp với tiêu chuẩn quốc tế ASTM D 1835-03.
Hình 1.3. Nhà máy xử lý khí Dinh Cố
Kể từ năm 2009, thị trường LPG Việt Nam có thêm nguồn cung LPG mới từ nhà máy lọc dầu Dung Quất. Từ tháng 7/2009, nhà máy lọc dầu Dung Quất đã chính thức cung cấp LPG cho thị trường với sản lượng khoảng 130000 tấn (năm 2009), các năm tiếp theo sẽ cung ứng cho thị trường khoảng 300000 đến 450000 tấn/năm.
Sản lượng LPG sản xuất nội địa trong năm 2011 đạt 1.250.000 tấn. Trong giai đoạn 2012 – 2015, Tổng Công ty Khí Việt Nam – CTCP – PV GAS có mục tiêu giữ vững thị phần LPG trong nước trên 70%; Hàng năm, Việt Nam vẫn phải nhập khẩu thêm LPG từ các quốc gia lân cận như Thái Lan, Malaysia, Singapore, Đài Loan, Trung Quốc. Tuy nhiên trong những năm gần đây, nguồn cung LPG cho thị trường Việt Nam từ các nước trong khu vực Đông Nam Á ngày càng trở nên khan hiếm và không ổn định. Dự kiến trong tương lai, nguồn cung LPG nhập khẩu cho thị trường Việt Nam sẽ chủ yếu từ các nước thuộc khu vực Trung Đông.
Cả nước hiện có khoảng 80 doanh nghiệp tham gia thị trường kinh doanh LPG, bán ra khoảng một triệu tấn gas/năm.
1.2.6.2. Nhu cầu LPG
Miền Nam vẫn được xem là thị trường lớn nhất và có nhu cầu tiêu thụ cao nhất, chiếm khoảng 66% nhu cầu LPG của cả nước, miền Bắc và miền Trung chiếm khoảng 30% và 4%.
Trường DDH Bà Rịa - Vũng Tàu
Hình 1.4. Biểu đồ thể hiện sản lượng tiêu thụ LPG tại Việt Nam và mức tăng trưởng
tiêu thụ LPG hàng năm ở Việt Nam từ năm 1991 đến năm 2008
Bảng 1.15. Nhu cầu tiêu thụ LPG tại VN giai đoạn từ 1991 – 2008
Nhu cầu tiêu thụ LPG tại VN giai đoạn từ 1991-2008
Năm Tiêu thụ (tấn) Tăng trưởng (lần) Năm Tiêu thụ (tấn) Tăng trưởng (lần) 1991 400 - 2000 322375 1,47 1992 2000 5,00 2001 399594 1,24 1993 5000 2,5 2002 517554 1,30 1994 16330 3,27 2003 612198 1,18 1995 49500 3,03 2004 732031 1,20 1996 91000 1,84 2005 783706 1,07 1997 130000 1,43 2006 809640 1,03 1998 171013 1,32 2007 890419 1,10 1999 218689 1,28 2008 887269 0
Tăng trưởng trung bình năm giai đoạn 1991-1999 (lần/năm) 1,47 Tăng trưởng trung bình năm giai đoạn 2000-2008 (lần/năm) 1,18
Trường DDH Bà Rịa - Vũng Tàu
Thị trường LPG tại Việt Nam tăng trưởng rất nhanh trong những năm qua: năm 1995 chỉ tiêu thụ 49.500 tấn, năm 2000 tăng lên thành 322.375 tấn, năm 2005 là 783.706 tấn, năm 2011 đạt 1.250.000 tấn. Dự kiến năm 2012 tỷ lệ tăng trưởng về nhu cầu tiêu thụ LPG sẽ đạt 3%. Đến năm 2015 nhu cầu LPG khoảng 2 triệu tấn. Với dự báo trên, thị trường LPG Việt Nam hứa hẹn tiềm năng phát triển to lớn.
1.2.7. Công nghệ sản xuất LPG
LPG được sản xuất từ hai nguồn nguyên liệu:
- Từ khí tự nhiên và khí đồng hành. Trong trường hợp này, các cấu tử chính trong LPG chủ yếu là các hydrocacbon no: propan, n-butan và iso-butan. Trên thế giới tổng sản lượng LPG thu được từ khí đồng hành chiếm 62%.
- LPG nhận được từ các quá trình chế biến dầu thô. Thành phần của LPG bao gồm cả những hợp chất no (propan, n-butan và iso-butan) và cả những hợp chất không no như propen và buten.
Tùy thuộc vào chất lượng nguyên liệu khí đầu vào, yêu cầu chất lượng của sản phẩm LPG đầu ra, điều kiện công nghệ, … mà trong từng trường hợp người ta có thể áp dụng các phương pháp sản, xuất thu hồi LPG ở trong các nhà máy chế biến khí hay nhà máy tinh chế như:
- Công nghệ sản xuất LPG bằng phương pháp nén. - Công nghệ sản xuất LPG bằng phương pháp làm lạnh. - Công nghệ sản xuất LPG bằng phương pháp hấp phụ. - Công nghệ sản xuất LPG bằng phương pháp hấp thụ.
1.2.8. Công nghệ sản xuất LPG tại nhà máy xử lý khí Dinh Cố
Chế độ vận hành MGPP là chế độ vận hành tối ưu nhất của nhà máy xử lý khí Dinh Cố. Công nghệ này có khả năng tách và thu hồi C3, C4 rất cao (hệ số tách đạt 98%). Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sử dụng công nghệ Turbo – Expander giãn nở để giảm áp dòng khí cao áp đầu vào nhà máy từ áp suất 109 bar xuống 33,5 – 35 bar kết hợp với trao đổi nhiệt lạnh để làm lạnh và hoá lỏng khí nhằm thu hồi tối đa sản phẩm LPG.
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được thiết kế dựa trên lưu lượng khí ẩm là 4,3 triệu m3/ngày. Với lưu lượng này, áp suất đầu vào của nhà máy sẽ khoảng 109 bar và là thông số quan trọng quyết định hiệu suất làm việc của thiết bị bên trong nhà máy. Năm 2001, cùng với việc đưa khí Rạng Đông vào xử lí, lưu lượng khí qua nhà máy đạt
Trường DDH Bà Rịa - Vũng Tàu
mức tối đa khoảng 5,7 triệu m3/ngày, áp suất đầu vào GPP giảm xuống còn khoảng 70-75 bar, cụm máy nén K-1011 đã được lắp đặt nhằm nâng áp suất khí đầu vào tới áp suất thiết kế 109 bar.
Để giải quyết những việc phát sinh của việc tăng năng suất của Nhà máy khi phải tiến hành tiếp nhận thêm lượng khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông sao cho đem lại hiệu quả cao nhất: Việc tăng lưu lượng khí đồng hành dẫn vào bờ gây nên sự sụt giảm áp suất đáng kể trên đường ống làm cho áp suất tại đầu vào Nhà máy xử lý khí không thể đảm bảo giá trị áp suất thiết kế là 109 bar. Phương pháp lắp đặt trạm nén khí đầu vào Nhà máy Dinh Cố để nén tăng áp suất khí nguyên liệu vào Nhà máy lên 109 bar theo thiết kế ban đầu sẽ đảm bảo việc tăng sản lượng sản phẩm của Nhà máy khi tăng lưu lượng nguyên liệu vào nhà máy cũng như đủ áp suất của dòng khí cung cấp cho Nhà máy điện Phú Mỹ 1.
Trạm nén khí đầu vào được lắp đặt gồm 4 máy nén khí: 3 máy hoạt động và 1 máy dự phòng. Ngoài ra, một số thiết bị của nhà máy xử lý khí Dinh Cố cũng được cải hoán để kết nối mở rộng với trạm nén khí.
1.2.8.1. Sơ đồ công nghệ chế độ MGPP
Sơ đồ khốichế độ MGPP có thể được mô như sau:
Sơ đồ 1. Sơ đồ khối quá trình sản xuất LPG tại GPP Dinh Cố
Lỏng Tách ba pha Nước Khí Tháp tách C2 Tháp tách C1÷C2 Khí khô NL sơ bộTách Khí Hấp phụ Làm lạnh Tháp tách C3÷C4 Tháp tách C3 C P B Tuần hoàn khí
Trường DDH Bà Rịa - Vũng Tàu
1.2.8.2. Quy trình hoạt động của chế độ MGPP
Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ với lưu lượng khoảng 5,7-6,1 triệu m3 khí/ngày vào hệ thống Slug Catcher trong điều kiện áp suất 65-80 bar và nhiệt độ 20-30oC (tùy theo nhiệt độ môi trường). Dòng khí ra từ SC được chia thành 2 dòng:
- Dòng thứ nhất có lưu lượng khoảng 1 triệu m3/ngày được đưa qua van giảm áp PV-106 giàm áp suất từ 65-80 bar xuống 54 bar và đi vào thiết bị tách lỏng V-101. Lỏng được tách ra tại đáy bình V-101 được đưa vào thiết bị V-03 để chế biến sâu. Khí đi ra rừ bình tách V-101 được đưa vào hệ thống đường ống dẫn khí thương phẩm 16” cung cấp cho các nhà máy điện.
- Dòng thứ hai có lưu lượng 5 triệu m3 khí/ngày được đưa vào trạm nén khí đầu vào K-1011A/B/C/D để nén nâng áp suất từ 65-80 bar lên 109 bar sau đó qua hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-1011 để là nguội dòng khí ra khỏi máy nén có nhiệt độ 40-45oC. Dòng khí này đi vào thiết bị tách lọc V-08 để tách lượng lỏng còn lại trong khí và lọc bụi bẩn. Sau đó được đưa vào thiết bị hấp phụ V-06A/B để tách triệt để nước tránh hiện tượng tạo hydrate quá trình làm lạnh sâu.
Dòng khí ra khỏi thiết bị V-06A/B được tách thành 2 dòng: khoảng một phần ba khí ban đầu qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 để hạ nhiệt độ từ 26,5oC xuống -35oC với tác nhân lạnh là dòng khí khô từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ là -45oC, sau đó được làm lạnh sau bằng cách giảm áp qua van FV-1001. Áp suất giảm từ 109 bar xuống còn 37 bar (bằng áp suất làm việc của đỉnh tháp C-05) kèm theo nhiệt độ giảm xuống còn -62oC rồi được đưa vào đĩa trên cùng của tháp tinh cất C-05, dòng khí này đóng vai trò như là dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh tháp. Hai phần ba dòng khí còn lại được đưa vào thiết bị CC-01 để thực hiện giảm áp từ 109 bar xuống còn 37 bar và nhiệt độ giảm xuống -12oC và được đưa vào đáy của tháp C-05.
Tháp tinh cất C-05 hoạt động ở áp suất 37 bar, nhiệt độ đỉnh -45oC, nhiệt độ đáy tháp -15oC, tại đây khí (chủ yếu là C1 và C2) được tách ra khỏi đỉnh tháp C-05. Thành phần lỏng chủ yếu là C3 và các cấu tử nặng hơn được tách ra tại đáy tháp.
Dòng khí ra từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -45oC được sử dụng làm tác nhân lạnh cho thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và sau đó được nén đến 54 bar trong phần nén của thiết bị CC-01. Hỗn hợp khí đi ra từ thiết bị này là khí thương phẩm được đưa vào hệ thống đường ống 16” đến các nhà máy điện.
Trường DDH Bà Rịa - Vũng Tàu
Dòng lỏng ra từ đáy C-05 được đưa vào tháp C-01 như một dòng hồi lưu ngoài đỉnh tháp.
Trong tháp C-01 với nhiệt độ đáy tháp là 109oC (nhờ thiết bị gia nhiệt E-01A/B), áp suất hoạt động của tháp là 27,5 bar, các hydrocarbon nhẹ như C1 và C2
được tách ra từ đỉnh tháp và đi vào bình tách V-12 để tách lỏng có trong khí và được máy nén K-01 nén từ áp suất 27,5 bar lên 47,5 bar. Dòng ra khỏi máy nén K-01 được đưa vào E-08 sau đó vào tháp C-04. Do bình tách V-03 phải giảm áp suất vận hảnh từ 75 bar xuống còn 45 bar nên lượng lỏng từ đáy bình tách V-03 được đưa trực tiếp qua E-04A/B mà không qua thiết bị trao đổi nhiệt E-08 như thiết kế. Vì vậy E-08 và C-04 lúc này không hoạt động như các thiết bị công nghệ mà chỉ hoạt động như đường ống dẫn khí.
Dòng khí từ K-01 sau đó được nén đến 75 bar nhờ máy nén K-02 rồi đưa vào trao đổi nhiệt E-19 bằng việc sử dụng dòng tác nhân lạnh là không khí. Dòng khí ra từ E-19 được đưa vào máy nén K-03 để nén lên 109 bar và làm lạnh trong thiết bị trao đổi nhiệt E-13, sau khi ra khỏi E-13 dòng khí này được đưa tới thiết bị V-08 như là nguyên liệu đầu vào. Tháp tách etane C-01 hoạt động như một thiết bị chưng cất.
Dòng lỏng ra từ đáy C-01 đưa qua V-15 sau đó đến tháp C-02. Tháp C-02 hoạt động ở áp suất 10 bar, nhiệt độ đáy được duy trì ở 135oC nhờ thiết bị gia nhiệt E-03, nhiệt độ đỉnh C-02 lúc này là 56oC, hỗn hợp Bupro được tách ra ở đỉnh tháp, còn Condensate được tách ra ở đáy tháp. Hỗn hợp Bupro từ đỉnh tháp C-02 được đưa vào thiết bị làm lạnh E-02, sau đó được đưa vào bình tách V-02. Dòng lỏng ra từ bình tách V-02 được bơm P-01A/B bơm hồi lưu một phần lại đỉnh tháp và phần còn lại theo đường ống dẫn sản phẩm Bupro đến bồn chứa V-21A/B hoặc đến Kho Cảng Thị Vải.
Lỏng từ đáy tháp C-02 là Condensate được hạ nhiệt độ xuống 60oC nhờ thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B và xuống 45oC nhờ thiết bị E-09 và sau đó được đưa tới bồn chứa TK-21 hoặc đường ống dẫn Condensat tới Kho Cảng Thị Vải.
Condensate được tách ra trong Slug Catcher được đưa vào thiết bị V-03 hoạt động ở áp suất 47 bar và 20oC để tách các cấu tử khí nhẹ hấp thụ trong hỗn hợp lỏng này bằng cách giảm nở và giảm áp. Từ V-03 Condensate được dẫn đến E-04 (để tận dụng nhiệt của dòng Condensat ra từ đáy C-02) và sau đó đi vào đĩa thứ 20 của tháp.
Trường DDH Bà Rịa - Vũng Tàu
CHƯƠNG II
TỔNG QUAN VỀ BỒN CHỨA DẦU KHÍ 2.1. GIỚI THIỆU
Trong công nghiệp hóa dầu, tất cả các hoạt động sản xuất, buôn bán, tồn trữ đều liên quan đến khâu bồn bể chứa.
Bồn, bể chứa tiếp nhận nguyên liệu trước khi đưa vào sản xuất và tồn chữ sau sản xuất.
Bồn chứa có vai trò rất quan trọng, nó có nhiệm vụ: tồn trữ nguyên liệu và sản phẩm, giúp ta nhận biết được số lượng tồn trữ. Tại đây các hoạt động kiểm tra chất lượng, số lượng, phân tích các chỉ tiêu trước khi xuất hàng đều được thực hiện.
Ngoài ra nó còn được hỗ trợ bởi các hệ thống thiết bị phụ trợ: van thở, nền móng, thiết bị chống tĩnh điện, mái che…
2.2. KHÁI NIỆM VÀ PHÂN LOẠI BỒN CHỨA2.2.1. Khái niệm về bồn chứa 2.2.1. Khái niệm về bồn chứa
Bồn chứa là một công trình xây dựng nhằm mục đích phục vụ cho công tác tàng chữ các sản phẩm dầu (xăng, dầu hỏa…), khí hóa lỏng, nước, axit, …
Hiện nay cùng với sự tiến bộ của khoa học kĩ thuật và yêu cầu về mặt công nghệ, người ta đã tiến hành nghiên cứu và xây dựng các loại các loại bồn chứa có cấu trúc phức tạp nhưng hợp lý hơn về mặt kết cấu góp phần đem lại hiệu quả kinh tế cao.
2.2.2. Phân loại bồn chứa
* Phân loại theo hình dạng bồn:
- Bồn chứa hình trụ (trụ đứng, trụ ngang); - Bồn hình cầu;
- Bồn hình giọt nước…
Vị trí của bồn trong không gian có thể đặt cao hơn mặt đất (trên gối tựa), đặt trên mặt đất, ngầm hoặc nửa ngầm hoặc dưới nước.
* Phân loại theo mái bồn:
- Bồn chứa có thể tích không đổi (mái tĩnh – cố định).
- Bồn chứa có thể tích thay đổi (mái phao – ngoài mái cố định còn có phao nổi trên mặt chất lỏng; hoặc mái nổi – bản thân là mái phao).
Trường DDH Bà Rịa - Vũng Tàu
- Bồn chứa áp lực thấp: khi áp lực dư pd≤ 0,002 MPa và áp lực chân không (khi xả hết chất lỏng) po≤ 0,0025 MPa (0,0025 kG/cm2).
- Bồn chứa áp lực trung bình.
- Bồn chứa áp lực cao: khi áp lực dư pd > 0,002 MPa.
2.2.2.1. Bồn chứa trụđứng áp lực thấpa. Bồn chứa trụđứng mái tĩnh a. Bồn chứa trụđứng mái tĩnh
Bồn chứa trụđứng mái tĩnh thường để chứa các sản phẩm dầu mốc hơi đàn hồi áp lực thấp. Thể tích có thể rất khác nhau, từ 100 đến 20000 m3 (chứa xăng), thậm chí tới 50000 m3 (chứa dầu mazut, …).
Hình 2.1. Bồn trụ đứng mái tĩnh
Các bộ phận chính của bồn gồm:
- Đáy bồn: Được đặt trên nền cát đầm chặt hoặc nềnđược gia cố có lớp cách nước và được hàn từ các tấm thép.
- Thân bồn: Là bộ phận chịu lực chính, gồm nhiều khoang thép tấm hàn lại, có thể thay đổi được hoặc không thay đổi chiều dày dọc theo thành bồn.
- Mái bồn: Cũng đựơc tổ hợp từ các tấm thép hàn lại với các dạng chính như sau: mái nón, mái treo, mái trụ cầu, mái vòm.