a. Các thiết bị chính
Trong chế độ GPP chuyển đổi ngoài các thiết bị trong chế độ GPP ban đầu có bổ sung thêm các thiết bị sau:
Bình tách khí-lỏng V-101.
Trạm nén khí đầu vào gồm 4 máy nén K-1011A/B/C/D với 3 máy hoạt động và 1 máy dự phòng.
b. Sơ đồ công nghệ nhà máy vận hành theo chế độ GPPM
c. Mục đích
Chế độ GPP chuyển đổi được phát triển dựa trên chế độ GPP thiết kế nhằm mục đích tăng lưu lượng khí đầu vào nhà máy từ 4,7 triệu m3 khí/ngày lên 5,9 triệu Sm3/ngày (do từ cuối 2002 nhà máy tiếp nhận thêm khoảng 1 triệu Sm3/ngày từ mỏ Rạng Đông).
d. Mô tả chế độ vận hành
Trong chế độ GPP chuyển đổi thì C-03 ngừng hoạt động do không có nhu cầu tách C3, C4 còn C-04 đóng vai trò như một đường ống dẫn.
Khí vào nhà máy là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông với lưu lượng 5,9 triệu Sm3/ngày. Đầu tiên cũng được đưa vào hệ thống Slug Catcher để tách Khí, Condensate và Nước trong điều kiện áp suất 70 ÷ 80 bar và nhiệt độ từ 230C ÷ 300C tuỳ theo nhiệt độ môi trường.
Hỗn hợp lỏng ra khỏi Slug Catcher được đưa vào thiết bị tách 3 pha V-03 làm việc ở nhiệt độ 200C, áp suất 47 bar thấp hơn so với chế độ GPP thiết kế là 75 bar nhằm mục đích xử lý thêm lượng lỏng đến từ bình tách V-101 của dòng bypass.
Hỗn hợp khí ra khỏi Slug Catcher được chia làm 2 dòng:
Dòng thứ nhất khoảng 0,63 triệu m3/ngày được đưa qua van giảm áp PV-106 giảm áp suất từ 70 ÷ 80 bar xuống còn 47,5 bar và đi vào thiết bị tách lỏng V- 101 để tách riêng lỏng và khí. Lỏng tại đáy bình tách V-101 được đưa vào thiết bị tách 3 pha V-03 để tách sâu hơn, còn khí ra ở đỉnh bình tách V-101 được sử dụng như khí thương phẩm cung cấp cho các nhà máy điện bằng hệ thống ống dẫn có đường kính 16".
Dòng khí thứ hai là dòng khí chính với lưu lượng khoảng 4,7 triệu Sm3/ngày được đưa vào hệ thống 4 máy nén khí K-1011A/B/C/D để nén dòng khí từ áp suất 70 ÷ 80 bar lên đến áp suất thiết kế là 109 bar với nhiệt độ 40C sau khi qua E- 1015, dòng khí này được đưa vào thiết bị lọc V-08 để tách tinh lượng lỏng còn lại trong khí và bụi bẩn. Dòng khí ra khỏi V-08 được đưa vào thiết bị V-06A/B để tách loại nước trong khí với mục đích tránh tạo thành hydrat trong quá trình làm lạnh khí, sau đó được đưa qua thiết bị lọc F-01A/B để tách lọc bụi bẩn có trong khí. Phần lỏng ra khỏi thiết bị V-08 được đưa vào bình tách 3 pha V-03 để xử lý tiếp.
Dòng khí sau khi được tách nước ở V-06A/B và lọc bụi ở F-01A/B là khí khô, dòng này được chia làm 2 phần:
Phần thứ nhất khoảng 40% lượng khí khô ở trên được đưa vào thiết bị trao đổi nhiệt E-14 bằng cách thực hiện quá trình trao đổi nhiệt với dòng khí có nhiệt độ -39,5
0C đi ra từ đỉnh tháp tinh cất C-05, qua đây nhiệt độ của dòng khí sẽ giảm đến -30,20C. Sau khi thực hiện quá trình làm lạnh nhờ trao đổi nhiệt, dòng khí được đưa qua van điều khiển FV-1001 để giảm áp xuống tới 35 bar, đồng thời với quá trình giảm áp, nhiệt độ của dòng khí sẽ giảm xuống tới -59,20C. Lúc này dòng khí sẽ chứa khoảng 55% mol lỏng và được đưa tới đĩa trên cùng của thiết bị tinh cất C-05 như một dòng hồi lưu ngoài.
Phần thứ hai khoảng 60% sẽ được đưa vào thiết bị CC-01 để thực hiện việc giảm áp suất từ 109 bar xuốg tới 35,08 bar và nhiệt độ giảm xuống -11,70C. Dòng khí lạnh này sau đó được đưa vào đáy của tháp tinh cất C-05.
Như vậy khí khô sau khi ra khỏi thiết bị lọc F-01A/B được phân tách ra thành hai dòng đưa sang các thiết bị E-14 và CC-01 để giảm nhiệt độ sau đó mới đưa vào tháp tinh cất C-05 hoạt động ở áp suất 35 bar, nhiệt độ của đỉnh tháp và đáy tháp tương ứng là -39,50C và -140C. Tại đây, khí chủ yếu là C1 và C2 được tách ra ở đỉnh tháp. Thành phần pha lỏng chủ yếu là Propane và các cấu tử nặng hơn sẽ được tách ra từ đáy tháp.
Hỗn hợp khí đi ra từ đỉnh tháp tinh cất C-05 có thành phần chủ yếu là Methane và Ethane, có nhiệt độ -39.50C được sử dụng làm tác nhân lạnh cho thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và sau đó được nén tới áp suất 47 bar trong phần nén của thiết bị CC-01. Hỗn hợp khí đi ra từ thiết bị này được đưa vào hệ thống đường ống 16" đến các nhà máy điện như là khí thương phẩm.
Hỗn hợp lỏng đi ra từ đáy tháp tinh cất C-05 có thành phần là C3+, chủ yếu là Propane được đưa vào đỉnh tháp C-01 như dòng hồi lưu ngoài.
Tháp Deethanize C-01 là một tháp đĩa dạng van hoạt động như một thiết bị chưng cất. Trong chế độ GPP chuyển đổi tháp C-01 có 3 dòng nguyên liệu đi vào là dòng lỏng từ đáy tháp C-05 đi vào đĩa trên cùng, dòng khí ra từ bình tách V-03 và dòng lỏng từ đáy bình tách V-03 sau khi được gia nhiệt tại E-04 được đưa vào đĩa thứ 20. Tháp C-01 có nhiệm vụ tách các hydrocacbon nhẹ như Methane và Ethane ra khỏi Condensate, tháp hoạt động ở áp suất 27 bar, nhiệt độ đỉnh 70C, nhiệt độ đáy tháp 1040C được duy trì nhờ thiết bị gia nhiệt E-01A/B. Khí nhẹ ra khỏi đỉnh tháp C-01 được đưa vào bình tách V-12 để tách lỏng có trong khí. Sau đó được máy nén K-01 nén từ áp suất 27 bar đến áp suất 45 bar rồi đưa vào bình tách V-13 để tách các hạt lỏng tạo ra trong quá trình nén. Dòng khí ra khỏi V-13 được nén tiếp đến áp suất 70 bar nhờ máy nén K-02, sau đó được làm mát nhờ thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-19. Dòng khí ra khỏi E-19 lại được máy nén K-03 nén đến áp suất thiết kế là 109 bar, và được làm mát tại thiết bị trao đổi nhiệt E-13 và cuối cùng quay trở lại làm nguyên liệu cho bình tách V- 08.
Hỗn hợp lỏng ra ở đáy C-01 có thành phần chủ yếu là C3+ được đưa vào bình ổn định V-15 sau đó được đưa vào đĩa thứ 11 của tháp C-02.
Tháp ổn định C-02 là một thấp đĩa dạng van bao gồm 30 đĩa áp suất làm việc 10 bar, nhiệt độ đỉnh 38,50C, nhiệt độ đáy 1500C (được duy trì nhờ Reboiler E-03). Tháp C-02 có nhiệm vụ tách riêng hỗn hợp Bupro ra khỏi Condensate. Hỗn hợp Bupro ra khỏi đỉnh C-02 có nhiệt độ 38,50C được đưa sang bình ổn định V-02, một phần nhỏ Bupro được hồi lưu lại đỉnh tháp C-02 còn phần lớn được làm lạnh lần nữa tại E-12 sau đó được đưa vào bồn chứa để xuất xe bồn hoặc đưa về kho cảng Thị Vải.
Condensate ra khỏi đáy tháp C-02 có nhiệt độ cao được tận dụng để gia nhiệt cho dòng lỏng ra từ đáy V-03 thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04, đồng thời nhiệt độ của dòng Condensate cũng giảm xuống còn 600C, sau đó được làm mát tiếp đến 300C tại thiết bị làm lạnh bằng quạt E-09 cuối cùng được đưa vào bồn chứa hoặc dẫn về kho cảng Thị Vải.
- Thông số vận hành chính
PI-0101 Áp suất đầu vào nhà máy 70 ÷ 80
PI-8101 Áp suất đầu ra K-1011 109
FV-1001 Đầu vào (từ E-14)
Đầu ra (đến C-05) 108,1 34,5 ÷ 37,5 CC-01 Đầu ra phần giãn nở Đầu vào phần nén Đầu ra phần nén 34,5 ÷ 37,5 34,5 ÷ 37,5 47 ÷ 54 PV-1114 A Đầu vào (từ phần nén CC-01)
Đầu ra (đường ống cấp khí khô)
≥ 44,5
Áp suất đường ống LV-0131 A/B Đầu vào (từ SC-01/02)
Đầu ra (trước khi vào V-03)
65 ÷ 75 46 ÷ 47
FV-1701 Đầu vào (từ E-04)
Đầu ra (đến C-01) 46,8 27 K-01 Đầu vào (từ đỉnh C-01) Đầu ra (đến K-02) 27 45 K-02 Đầu vào (từ đỉnh C-04) Đầu ra (đến V-14) 45 70 K-03 Đầu vào Đầu ra (đến E-13) 70 109,5
FV-1201 Đầu vào (từ đáy C-05)
Đầu ra (đến C-01) 34,5 ÷ 37,5 27 FV-1301 Đầu vào (từ V-15) Đầu ra (đến C-02) 27,2 10 FV-1601
Đầu vào (từ P-01 A/B) Đầu ra (đến V-21 A/B)
Đầu ra (đến đường ống đi KCTV)
18 12
Áp suất đường ống
FV-1501 Đầu vào (từ P-01 A/B)
Đầu ra (đến đỉnh C-02)
18 10 LV-1702
Đầu vào (từ E-09) Đầu ra (đến đường ống) Đầu ra (Bồn chứa TK-21) 10 6 Cột áp thủy tỉnh của bồn LV-0112/0122 Đầu vào (từ SC-01/02) Đầu ra (đến V-52) 65 ÷ 85 0,3 LV-0301 Đầu vào (từ V-03) Đầu ra (đến V-52) 47 0,3
K-04 A/B Đầu vào
Đầu ra
34,5 109
Bảng 3.9 - Các thông số nhiệt độ
Thiết bị Mô tả Nhiệt độ (0C)
máy
TI-8101 Nhiệt độ sau K-1011 40 ÷ 45 E-14 Đầu ra (đến FV-1001)Đầu ra (đến PV-1114A) -30,234,5 CC-01 Đầu ra phần giãn nở Đầu vào phần nén Đầu ra phần nén -11,7 34,5
63(phụ thuộc hiệu suất nén) FV-1001 Đầu vào (từ E-14)
Đầu ra (đến C-05)
-30,2 -57/-62 C-05 Đầu ra đỉnhĐầu ra đáy -39,5-14,3 PV-1114A Đầu vào (từ phần nén CC-01) Đầu ra (đường ống cấp khí khô) 63
Phụ thuộc ∆P qua PV-1114A LV-0131
A/B
Đầu vào (từ SC-01/02) Đầu ra (trước khi vào V- 03)
27 18 ÷ 20
V-03 Đầu ra 20 (được gia nhiệt bởi E-07)
E-04 Đầu ra (đến FV-1701)Đầu ra (đến E-09) 8660 FV-1701 Đầu vào (từ E-04)Đầu ra (đến C-01) 8671 C-01 Đầu ra đỉnhĐầu ra đáy 1496 E-01 A/B Đầu ra (đến V-15) 100 K-01
Đầu vào (từ đỉnh C-01) Đầu ra (thượng nguồn PV-1114A)
27
45(phụ thuộc hiệu suất nén) K-02 Đầu vào (từ đỉnh C-04)Đầu ra (đến V-14) 4579 (phụ thuộc hiệu suất nén)
E-19 Đầu ra (đến V-14) 45
K-03 Đầu vào (từ V-03)Đầu ra (đến E-13) 4568 (phụ thuộc hiệu suất nén) E-13 Đầu ra (đến đầu ra V-08) 45
FV-1201 Đầu vào (từ đáy C-05)Đầu ra ( đến đỉnh C-01) -14.3-19 FV-1301 Đầu vào (từ V-15)Đầu ra (đến C-02) 10466
C-02 Đầu ra đỉnhĐầu ra đáy 38150
E-03 Đầu ra (đến V-15) 150
K-04 A/B Đầu vào Đầu ra
34,5 134
3.2.3 Các sản phẩm của quá trình và các tiêu chuẩn kỹ thuật của sản phẩm 3.2.3.1 Các sản phẩm của quá trình chế biến khí
Khí hydrocacbon đóng một vai trò quan trọng trong nhiều lĩnh vực sản xuất và đời sống. Đặc biệt là trong điều kiện ngày nay luật bảo vệ môi trường ngày càng khắt khe. Khí hydrocacbon là nguồn nhiên liệu có năng suất tỏa nhiệt cao, ít khói nên được sử dụng làm chất đốt cho nhiều ngành công nghiệp, hoặc làm chất đốt dân dụng,... Ngoài ra nó còn làm nguyên liệu để sản xuất các sản phẩm trung gian cho công nghiệp hóa như trong sản xuất phân đạm, phân hữu cơ. Những sản phẩm khí hydrocacbon của nhà máy chế biến khí Dinh Cố gồm có khí thương phẩm (Sale Gas), khí hóa lỏng LPG và Condensate.
Khí thương phẩm (Sale gas)
Khí thương phẩm (Sale Gas) còn gọi là khí khô là khí đã qua chế biến tách Bupro và Condensate đáp ứng được yêu cầu tiêu chuẩn kỹ thuật để vận chuyển bằng đường ống và thỏa mãn được các yêu cầu của khách hàng. Khí khô có thành phần chủ yếu là CH4 (≥ 90 %) và C2H4. Ngoài ra còn có lẫn các hydrocacbon nặng hơn và các khí H2, CO2, N2,... Tùy theo qui trình chế biến mà thành phần sản phẩm có thể thay đổi.
Khí hóa lỏng LPG.
a.
Khái niệm:
Khí hóa lỏng gọi tắt là LPG, có thành phần chủ yếu là Propan và Butan được nén lại cho tới khi hoá lỏng (áp suất hơi bão hoà) ở một nhiệt độ nhất định để tồn chứa, vận chuyển. Khi từ thể khí chuyển sang thể lỏng thì thể tích của nó giảm khoảng 250 lần. b . Thành phần của LPG
Thành phần hoá học chủ yếu của LPG là các cấu tử C3 và C4 gồm có: Propan (C3H8): 60 % mol.
Butan (C4H10): 40 % mol.
Ngoài ra LPG còn chứa một lượng nhỏ cấu tử Ethane và Pentane,.. và chất tạo mùi Mercaptan (R-SH) với tỷ lệ phối trộn nhất định để khi rò rỉ có thể nhận biết bằng khứu giác. Tất cả các cấu tử đều tồn tại ở dạng lỏng, dưới áp suất trung bình và nhiệt độ môi trường.
Đối với LPG đóng bình thì tuỳ theo điều kiện môi trường sử dụng từng vùng, từng nước mà yêu cầu thành phần của các cấu tử C3, C4 khác nhau. Ví dụ đối với những vùng có khí hậu lạnh, để đảm bảo khả năng hoá hơi khi sử dụng thì yêu cầu hàm lượng cấu tử C3 nhiều hơn C4. Và những nước có khí hậu nóng thì ngược lại.
Đối với nhu cầu công nghiệp, chất lỏng thường được hoá hơi nhờ thiết bị gia nhiệt bên ngoài hổ trợ. Thành phần của sản phẩm LPG chủ yếu vẫn là C3 và C4, nếu sản
phẩm là Propan thì thành phần C4+ chiếm tối đa 2%, còn nếu sản phẩm là Butan thì thành phần C5+ chiếm tối đa là 2%. Thành phầm LPG phải đảm bảo khả năng bay hơi 95% thể tích lỏng ở điều kiện nhiệt độ quy định.
c.
Các tính chất hoá lý propan và butan
Bảng 3-10: Các tính chất hoá lý của propan và butan
Các thông số Propane Butane
Áp suất hơi tại 15 0C, Bar 20 0C, Bar 50 0C, Bar 6,5 9 19,6 0,8 2,75 7 Điểm sôi ở 760 mmHg, 0C -42 -0,5 Nhiệt bốc cháy, 0C 520 500
Khối lượng riêng của khí
(760mmHg, 15,6 0C), Kg/m3 1,83 2,46
Nhiệt dung riêng, Btu/lb 0F KJ/Kg 0C Kcal/Kg/0C 0,6 2,512 0,58 0,57 2,386 0,55 Ẩn nhiệt bay hơi ở 15,6 0C, KJ/Kg 358,2 372,2 Nhiệt trị toàn phần, KCal/Kg 12000 11800 Nhiệt trị tối thiểu, Kcal/Kg 11100 10900
Tỷ lệ thể tích khí /lỏng 275 235
Lượng không khí cần đốt cháy 1m3
khí, m3 25 33
Khối lượng riêng của chất lỏng ở
15,6 0C, Kg/lit 0,5
÷0,51 0,57÷0,58 Nhiệt độ cháy với không khí, 0C 1967 1973
Nhiệt độ cháy với Oxy, 0C 2900 2904
Thể tích riêng ở 15,6 0C, lit/ Kg 1,957÷2,019 1,723÷1,760
Từ bảng trên ta thấy rằng Butane ở thể lỏng và thể khí đều nặng hơn Propane nhưng cùng một lượng thì Propan tạo ra một thể tích khí lớn hơn. Nhiệt độ sôi và áp suất hơi bảo hòa cách nhau khá xa.
Để hóa lỏng Propan thì cần điều kiện: t0 = -450C, P =1 Bar, hoặc t0 = 200C, P =9 Bar.
Để hóa lỏng Butan thì cần điều kiện: t0 = -20C, P =1 Bar, hoặc t0 = 200C, P =3 Bar.
Áp suất hơi: LPG trong bình kín có thể tăng áp khi nhiệt độ tăng. Khi nhiệt độ môi trường tăng lên làm cho áp suất hơi trong bồn tăng. Vì vậy khi thiết kế bồn chứa cần phải trang bị van an toàn để bảo vệ bình chứa.
Áp suất hơi của Propan lớn hơn Butan cho nên Butan có thể chứa trong bồn của Propan, nhưng ngược lai Propan không thể chứa trong bồn của Butan
Tỷ trọng: Propan và Butan là sản phẩm thuộc loại nhẹ trong công nghiêp dầu khí. Đối với Propan thì tỷ trọng so với nước dao động trong khoảng 0,5÷0,52 còn Butan 0,56÷0,59. LPG chỉ ở thể lỏng trong điều kiện nhiệt độ thấp hoặc áp suất cao. Do vậy nói tỷ trọng so với nước là không phù hợp nhưng lại tiện lợi trong thương mại.
So với không khí, tỷ trọng của LPG ở điều kiện nhiệt độ 15,60C và áp suất 1 bar là 1,44÷1,55 với Propan và 1,9÷2,1 với Butan.
Như vậy khi LPG rò rỉ thoát ra, do nặng hơn không khí nên nó tồn tại trên mặt đất đặc biệt là các vùng trũng. Vì vậy để đảm bảo an toàn khu vực tồn chứa phải thoáng mát.
Hệ số giản nở khối: Hệ số giản nở khối là đại lượng thể tích tăng lên khi nhiệt độ của vật chất tăng lên 1 độ.
Hệ số giản nở khối ở 150C đối với Propan vào khoảng 0,0016 m3/0C còn đối với Butan là 0,0011 m3/0C. Do hệ số giản nở khối của Propan, Butan lớn nên trong bồn