Thực tập tại nhà máy xử lý khí Dinh Cố

LỜI CẢM ƠN Sau một thời gian thực tập và tìm hiểu về tình hình hoạt động sản xuất kinh doanh của nhà máy xử lý khí Dinh Cố, trực thuộc Công ty TNHH chế biến và kinh doanh các sản phẩm khí (PVGAS). Tuy thời gian ngắn nhưng việc thực tập tại đây đã giúp chúng em cũng cố được phần kiến thức ở trường. Qua đó cũng bổ sung những hiểu biết về thực tế hoạt động sản xuất, chức năng nhiệm vụ của từng phân xưởng trong nhà máy. Việc hoàn thành bài báo cáo này đã kết thúc quá trình đạo tạo của nhà trường. Để có được kết quả như ngày hôm nay, với lòng biết ơn sâu sắc và lời cảm ơn chân thành nhất. Chúng em gồm: Bùi Thanh Sang, Phan Trọng Quân. Sinh viên lớp CDHD6 khoa hoá trường Đại Học Công Nghiệp TP HCM xin kính chuyển đến quí thầy cô trung tâm công nghệ hoá học đã trang bị cho chúng em vốn kiến thức quí giá và tạo điều kiện thuận lợi cho chúng em được thực tập tại nhà máy xử lý khí Dinh Cố. Đặc biệt là thầy Nguyễn Hữu Sơn đã tận tình giúp đỡ, chỉ dạy chúng em trong đợt thực tập này. Chúng em chân thành cảm ơn sự giúp đỡ của Ban Giám Đốc, quản đốc phòng kỹ thuật, đặc biệt là anh Mai Xuân Ba cùng sự hướng dẫn tận tình của các anh chị trong phân xưởng của nhà máy xử lý khí Dinh cố đã tạo điều kiện cho chúng em trong thời gian thực tập và hoàn thành bài báo cáo này. Nhóm sinh viên  XÍ NGHIỆP CHẾ BIẾN KHÍ Cộng Hòa Xã Hội Chủ Nghĩa Việt Nam NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Độc lập - Tự Do - Hạnh Phúc ----0000---- Vũng tàu, ngày tháng năm 2007 NHẬN XÉT CỦA NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Cán bộ hướng dẫn Quản Đốc Bộ Công Nghiệp Cộng Hòa Xã Hội Chủ Nghĩa Việt Nam Trường ĐH Công Nghiệp TP.HCM Độc lập - Tự Do - Hạnh Phúc Trung Tâm TNTH Hóa ----0000---- NHẬN XÉT CỦA GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN Thành phố Hồ Chí Minh, ngày tháng năm 2007 LỜI MỞ ĐẦU Không riêng gì Việt Nam, hiện nay trên thế giới vấn đề năng lượng rất được quan tâm và chú trọng phát triển. Bởi năng lượng luôn được xem là huyết mạch của một quốc gia, nó tác động tích cực đến việc phát triển kinh tế cũng như quốc phòng. Việt Nam là quốc gia giàu tiềm năng về dầu khí, tuy chỉ mới bước đầu khai thác và phát triển, tiềm năng về khai thác và chế biến dầu chưa thật sự phát triển. Tuy nhiên nền công nghiệp khí Việt Nam cũng đạt được nhiều kết quả to lớn, đáp ứng được nhu cầu tiêu dùng trong nước. Hiện tại, ở Việt Nam đã hình thành nên nhiều tập đoàn dầu khí như: Vietso Petro, Petro Vietnam, Saigon Petro; các công ty dầu khí nước ngoài như: BP (vương quốc Anh), ONGC – Videsh (Ấn Độ), Conocophillips (Mỹ), JVPC – liên doanh Việt - Nhật… đã góp phần thúc đẩy đáng kể đến việc phát triển ngành dầu khí còn non trẻ ở Việt Nam. Được sự đầu tư và quan tâm đặc biệt của chính phủ Việt Nam, năng lượng nói chung và năng lượng khí nói riêng phát triển với tốc độ khá nhanh và bền vững. Tháng 10 năm 1998, nhà máy xử lý khí Dinh Cố đi vào hoạt động, đánh dấu bước phát triển vượt bật của ngành công nghiệp khí Việt Nam. Nhà máy xử lý khí Dinh Cố trực thuộc công ty PV GAS là đơn vị trực thuộc tập đoàn dầu khí quốc gia việt nam (PETROVIETNAM) hoạt động trong lĩnh vực vận chuyển, chế biến và kinh doanh các sản phẩm khí. Là nơi chế biến và cung cấp toàn bộ các sản phẩm khí cho toàn khu vực miền nam, cũng như trên toàn quốc. Công ty đã không ngừng phát triển nhằm nâng cao chất lượng sản phẩm, ổn định thị trường, đáp ứng nhu cầu tiêu thụ trong nước cũng như xuất khẩu. Phấn đấu để trở thành đơn vị đi đầu trong việc phát triển kinh tế, xây dựng đất nước ngày một phồn vình. MỤC LỤC PHẦN 1: TỔNG QUAN 7 Chương 1: TỔNG QUAN VỀ NGÀNH KHÍ VIỆT NAM 8 1. TIỀM NĂNG KHÍ VIỆT NAM: 8 2. CÁC DỰ ÁN KHAI THÁC VÀ SỬ DỤNG KHÍ THIÊN NHIÊN VÀ KHÍ ĐỒNG HÀNH Ở VIỆT NAM: 10 Chương 2: TỔNG QUAN VỀ CÔNG TY KINH DOANH 14 VÀ CHẾ BIẾN CÁC SẢN PHẨM KHÍ 14 1. LỊCH SỬ HÌNH THÀNH VÀ PHÁT TRIỂN 14 2. GIỚI THIỆU VỀ CÔNG TY 15 3. SƠ ĐỒ TỔ CHỨC CỦA PVGAS 18 PHẦN 2: NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 20 Chương 1: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 21 1. VỊ TRÍ 21 2. MỤC ĐÍCH CỦA VIỆC XÂY DỰNG NHÀ MÁY 21 3. GIỚI THIỆU DỰ ÁN 21 4. SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY KHÍ DINH CỐ (GPP) 22 Chương 2 36 QUI TRÌNH CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT CỦA 36 NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 36 1. CÁC THIẾT BỊ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY 36 2. BA CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 62 3. CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH HIỆN TẠI CỦA NHÀ MÁY (GPP CHUYỂN ĐỔI) 76 Chương 3: AN TOÀN TRONG VẬN HÀNH 81 1. BỘ PHẬN PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY 81 2. PHÁT HIỆN NGUY CƠ CHÁY NỔ 81 3. HỆ THỐNG CHỮA CHÁY 82 4. HỆ THỐNG CHỐNG SÉT 82 5. RÒ RỈ VÀ XỬ LÝ 83 6. CÁC BIỆN PHÁP LÀM GIẢM Ô NHIỄM MÔI TRƯỜNG 83 Chương 4: ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN 84 KẾT LUẬN 88 PHẦN 1 TỔNG QUAN CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ NGÀNH KHÍ VIỆT NAM 1. TIỀM NĂNG KHÍ VIỆT NAM: Nền tảng cơ bản để phát triển ngành công nghiệp khí ở nước ta, phải kể đến là tiềm năng nguồn khí. Việt Nam được thế giới nhìn nhận là một quốc gia dầu khí non trẻ trong cộng đồng các quốc gia dầu khí trên thế giới. Con số ước tính về tiềm năng dầu khí việt nam là 28 – 110 tỉ m3, rất là thấp so với kết quả thâm dò và tính toán hiện nay. Theo Petro Việt Nam Gas Co: Tiềm năng nguồn khí Việt Nam ở bồn vùng trũng chính là Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn và Mã Lai - Thổ Chu có khả năng cung cấp khí vài thập kỷ tới.  Trữ lượng thực tế (tỷ m3)  Trữ lượng tiềm năng (tỷ m3)   Sông hồng  5,6 – 11,2  28 – 56   Cửu Long  42 – 70  84 – 140   Nam Côn Sơn  140 – 196  532 – 700   Ma lai - Thổ Chu  14 – 42  84 – 140   Các vùng khác   532 – 700   Tổng  201,6 – 319,2  1260 – 1736   Hiện nay khí thiên nhiên ở Việt Nam mới chỉ khai thác ở Tiền Hải. Ở thềm lục địa phía nam đã phát hiện khí thiên nhiên ở mỏ Rồng, mỏ Lan Tây, Lan Đỏ và đã bắt đầu đưa vào khai thác từ năm 2003. Mỏ Tiền Hải (Thái Bình) là mỏ khí thiên nhiên trong đất liền được khai thác từ năm 1981. Hàng năm cung cấp từ 10 – 30 triệu m3 khí. Ngoài các mỏ khí thiên nhiên thì phải kể đến lượng khí đồng hành từ các mỏ dầu, nó cung cấp một lượng khí rất lớn. Mỏ Bạch Hổ: là dạng mỏ khí đồng hành, đi kèm khi khai thác dầu, mỗi tấn dầu có thể thu được 180 – 200 m3 khí đồng hành. Từ tháng 5 năm 1995 đưa vào vận hành hệ thống dẫn khí Bạch Hổ vào bờ từ 1 triệu tấn đến 2 rồi đến 3 triệu m3 khí/ngày đêm trong giai đoạn 1. Sau khi nhà máy Dinh Cố chính thức đi vào hoạt động tháng 10/1999 lưu lượng khí đưa vào bờ khoảng 4,7 triệu m3/ngày đêm. Vào cuối năm 2001 và đầu năm 2002 sau khi lắp đặt them hệ thống máy nén vào đã nâng công suất xử lý khí của nhà máy lên khoảng 5,7 – 6 triệu m3/ngày đêm. Vào năm 2003 khí từ các mỏ Nam Côn Sơn cung cấp cho nhà máy chế biến 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 hàm lượng hydrocacbon không đáng kể. Vì vậy khi sử dụng thì không có hiệu quả kinh tế, nên các mỏ này không được khai thác. Thành phần khí đồng hành tới các mỏ dầu Cấu tử  Bạch Hổ  Rồng  Đại Hùng   C1  71,59  76,54  77,25   C2  12,52  6,98  9,49   C3  8,61  8,25  3,83   iC4  1,75  0,78  1,34   nC4  2,96  0,94  1,26   C5+  1,84  1,49  2,33   CO2, N2  0,72  5,02  4,5   Thành phần khí thiên nhiên ở Việt Nam Các cấu tử  Thành phần khí (% mol)    Tiền Hải  Rồng (mỏ khí)   C1  87,64  84,77   C2  3,05  7,22   C3  1,14  3,46   iC4  0,12  1,76   nC4  0,17    C5+  1,46  1,3   N2, CO2  6,42  1,49   2. CÁC DỰ ÁN KHAI THÁC VÀ SỬ DỤNG KHÍ THIÊN NHIÊN VÀ KHÍ ĐỒNG HÀNH Ở VIỆT NAM: 2.1. Dự án sử dụng khí đồng hành mỏ Bạch Hổ: 2.1.1. Giai đoạn 1a: (Fast Track): Công trình đã được dự kiến liên doanh một phần hoặc toàn bộ với đối tác nước ngoài. Song song với quá trình tìm đối tác liên doanh, chính phủ đã phê duyệt thiết kế tổng thể và cho phép triển khai công trình để sớm đưa khí vào bờ, với mục đích cung cấp cho nhà máy chế biến khí Dinh Cố và các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ và một số công trình hạng mục khác. Thiết 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 Hổ Đường ống đường kính 16” dài 124 km từ Bạch Hổ vào đến Bà Rịa Trạm xử lý khí Dinh Cố Trạm phân phối khí tại Bà Rịa Trạm điều hành trung tâm tại vũng tàu Các công trình tiêu thụ khí bao gồm các tổ hợp nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ cũng được triển khai xây dựng. 2.1.2. Giai đoạn 1b: (Fast Track Extevision): Giai đoạn sớm đưa khí vào bờ được mở rộng với việc lắp đặt các hạng mục: Giàn nén nhỏ tại giàn công nghệ trung tâm số 2 tại mỏ Bạch Hổ, hệ thống tách khí sơ bộ… Các thiết bị trạm Dinh Cố, Bà Rịa được chuyển đổi phù hợp bổ sung. Đường ống dài khoảng 22 km từ trạm Bà Rịa đến Phú Mỹ. Trạm phân phối khí Phú Mỹ với dây chuyền công nghệ số 1, công suất 1 triệu m3 khí/ngày đêm và 100% dự phòng được đưa vào hoạt động với phương án Bypass. Hiện nay đã hoàn thành công nghệ số 2 và cung cấp 3 triệu m3 khí/ngày đêm cho nhà máy điện Phú Mỹ. 2.1.3. Giai đoạn 3: Giàn nén trung tâm bắt đầu vận hành thương mại, cùng với việc lắp đặt cụm xử lý khí tạm thời ở ngoài khơi, nâng cấp hệ thống công nghệ giai đoạn trước và mở rộng thêm. Hệ thống đã nâng công suất lên 3 triệu m3 khí/ngày đêm với phương án tiếp nhận: Nhà máy điện Bà Rịa: 0,4 – 1,4 triệu m3 khí/ngày đêm Nhà máy điện Phú Mỹ: 0,8 – 1,7 triệu m3 khí/ngày đêm Từ tháng 12/1998 giàn nén khí trung tâm bắt đầu vận hành ở chế độ ba tổ máy nén cung cấp 4,1 triệu m3 khí/ngày đêm cho nhà máy chế biến Dinh Cố. Hiện nay với sự hoàn tất các công nghệ và mở rộng thêm thì lượng khí vào bờ cung cấp cho nhà máy chế biến khí Dinh Cố là 4,7 triệu m3/ngày đêm và trong thời gian tới thì lượng này được nâng lên 5,7 triệu m3/ ngày đêm. 2.2. Xây dựng nhà máy chế biến khí Dinh Cố: Công việc xây dựng và vận hành nhà máy chế biến khí được phân ra theo từng giai đoạn sau: Giai đoạn AMF: sản phẩm của nhà máy khí bao gồm khí thương mại (chưa tách C3, C4) và condensate. Giai doạn MF: sản phẩm của nhà máy là khí thương mại (đã tách C3, C4), bupro và condensate. Giai đoạn GPP: sản phẩm của nhà máy khí là khí C1,C2, C3, C4 và condensate. Song song với việc xây dựng nhà máy thì hệ thống ống dẫn và kho Cảng Thị Vải cũng được xây dựng. 2.3. Dự án khí đốt Nam Côn Sơn: Các mỏ khí Lan Tây, Lan Đỏ là hai mỏ khí được BP phát hiện, thuộc hai khu vực bể Nam Côn Sơn, cách Vũng Tàu 370 km về phía đông Nam. Trữ lượng hai mỏ này khoảng 58 tỷ m3 khí. Dự án khí đốt Nam Côn Sơn được các bên petro VN, mobil, BHP, BP, Statoil xúc tiến làm dự án khả thi trị giá dự kiến 500 triệu USD. Việc khai thác khí sẽ được bắt đầu vào khoảng năm 2003, mỏ Lan Tây sẽ được khai thác trước, vì có trữ lượng lớn hơn và cho phép khai thác khí nhiều hơn. Theo kế hoạch đó cũng được xây dựng đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn, là đường ống dẫn khí hai pha dài nhất thế giới, có 26” và 30”, áp suất vận hành là 160 bar, khí sẽ được tách nước và làm khô tại giàn khai thác ngoài khơi. Như vậy khí và khí ngưng tụ sẽ được đưa vào bờ tại Long Hải, sau đó được xử lý tại Dinh Cố. CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN VỀ CÔNG TY KINH DOANH VÀ CHẾ BIẾN CÁC SẢN PHẨM KHÍ 1. LỊCH SỬ HÌNH THÀNH VÀ PHÁT TRIỂN Tháng 10 năm 1990, công ty kinh doanh và chế biến các sản phẩm khí được thành lập với 100 nhân viên. Tháng 5 năm 1995, PVGAS hoàn thành hệ thống đường ống dẫn khí Bạch Hổ - Bà Rịa – giai đoạn đưa nhanh khí vào bờ của dự án khí Bạch Hổ, chấm dứt việc đốt bỏ ngoài khơi khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ và bắt đầu cung cấp cho nhà máy điện Bà Rịa. Tháng 10 năm 1999, PVGAS vận hành nhà máy xử lý khí Dinh Cố và kho cảng Thị Vải, đánh dấu việc hoàn thành toàn bộ dự án khí Bạch Hổ. việc hoàn thành dự án khí Bạch Hổ giúp PVGAS có khả năng cung cấp khí khô, LPG và condensate cho thị trường nội địa. Tháng 11 năm 2002, dự án khí Nam Côn Sơn được đưa vào vận hành, làm gia tăng đáng kể lượng khí cung cấp cho khách hàng công nghiệp ở khu vực miền nam, Việt Nam. Đến ngày 4 tháng 4 năm 2005, 15 tỷ m3 khí khô được đưa vào bờ cung cấp cho các nhà máy điện, đánh dấu một cột mốc quan trọng cho quá trình phát triển của PVGAS nói riêng và của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam nói chung. Hiện nay, PVGAS đã trở thành một công ty vững mạnh với đội ngũ nhân viên đông đảo – 1050 nhân viên. Đáp ứng nhu cầu tiêu thụ khí khô, LPG và condensate cho thị trường Việt Nam. 2. GIỚI THIỆU VỀ CÔNG TY Công ty TNHH chế biến và kinh doanh các sản phẩm khí, tên tiếng anh là Petrovietnam Gas Company (PVGAS). Là một đơn vị thành viên của tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam (Petro Vietnam); chuyên vận chuyển, chế biến, phân phối, kinh doanh khí, sản phẩm khí và vật tư thiết bị liên quan trên toàn quốc.
Trụ sở chính công ty PVGAS Địa chỉ: 101 Lê Lợi, TP. Vũng tàu, tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu, Việt Nam Tel: +84 (64) 832628 Fax: +84 (64) 838838 email: ninh.dk@pvgas.com.vn Web: www.pvgas.com.vn/; www.1084.com.vn/web/pvgas Lĩnh vực hoạt đông: Thu gom, vận chuyển, tàng trữ, chế biến khí Tổ chức phân phối, kinh doanh các sản phẩm khí khô, khí LPG, kinh doanh bán sỉ các sản phẩm khí lỏng, kinh doanh vật tư, thiết bị, hóa chất trong lĩnh vực chế biến khí và sử dụng các sản phẩm khí, kinh doanh dịch vu cảng, kho bãi. Tư vấn thiết kế, lập dự án đầu tư, đầu tư xây dựng, quản lý, vận hành, bão dưỡng, sửa chửa các công trình, dự án khí và liên quan đến khí. Nghiên cứu ứng dụng ngành khí, thiết kế, cải tạo công trình khí Cung cấp các dịch vụ trong lĩnh vực khí, cải tạo, bồi dưỡng, sửa chữa động cơ, lắp đặt thiết bị chuyển đổi cho phương tiện giao thông vận tải và nông lâm, ngư nghiệp sử dụng nhiên liệu khí Xuất khẩu các sản phẩm khí khô, khí LPG, khí lỏng Nhập khẩu vật tư, thiết bị và phương tiện phục vụ ngành khí Thực hiện các ngành khác khi được chủ sở hữu công ty giao Sản phẩm, dịch vụ: Khí khô Khí hóa lỏng LPG Condensate Vận chuyển LPG bằng tàu Vận chuyển condensate bằng đường ống
Tiêu chuẩn quản lý chất lượng: Chứng chỉ hệ thống quản lý chất lượng DIN EN ISO 9001:2000 số 01 100 049458 của tổ chức TUV Rheiland Group, thời hạn hiệu lực từ 18/01/2005 – 17/01/2008. Chứng chỉ hệ thống quản lý an toàn và sức khoẻ nghề nghiệp, OHSAS 18001:1999 số 01 100 049458 của tổ chức TUV Rheiland Group, thời gian hiệu lực từ 18/01/2005 – 17/01/2008. Chi nhánh văn phòng đại diện nhà máy: Chi nhánh Hà Nội: 15 Vân Hồ 2, quận Hai Bà Trưng, Hà Nội, Việt Nam Chi nhánh TP. HCM: 302G1 khách sạn Thanh Đa, quận Bình Thạnh, TP. HCM, Việt Nam. Nhà máy xử lý khí Dinh Cố Xí nghiệp chế biến khí Xí nghiệp vận chuyển khí Xí nghiệp kinh doanh khí thấp áp Liên doanh khí hóa lỏng Việt Nam (VT-GAS) Liên doanh khí hóa lỏng Thăng Long (THANGLONG-GAS) Hợp đồng hợp tác kinh doanh hệ thống đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn Liên doanh đội tàu vận chuyển khí hóa lỏng PVGAS – PTSC Liên doanh chế biến xăng giữa PVGAS và PDC. 3. SƠ ĐỒ TỔ CHỨC CỦA PVGAS PHẦN 2 NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 1. VỊ TRÍ Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được xây dựng tại thị xã An Ngãi, huyện Long Đất, Tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu, cách Long Hải 6 km về phía bắc, cách điểm tiếp bờ của đường ống dẫn khí từ Bạch Hổ khoảng 10 km. Diện tích nhà máy 89.600 m2 (dài 320 m, rộng 280m). 2. MỤC ĐÍCH CỦA VIỆC XÂY DỰNG NHÀ MÁY Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ. Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ, và làm nhiên liệu cho các ngành công nghiệp khác. Thu hồi các sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao hơn so với khí đồng hành ban đầu. Việc xây dựng nhà máy sẽ tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành bị đốt lãng phí ở ngoài khơi và làm tăng hiệu quả kinh tế trong quá trình sử dụng nó. Hơn nữa khí đồng hành là một nguồn năng lượng sạch để sử dụng, có giá thành rẻ và được xem là nhiên liệu lý tưởng để thay thế than, củi, dầu diesel… 3. GIỚI THIỆU DỰ ÁN Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ (107 km) ngoài khơi bờ biển Vũng Tàu được vận chuyển qua đường ống 16” tới Long Hải và được xử lý tại nhà máy GPP Dinh Cố để thu hồi LPG và các hydrocarbon nặng hơn. Khí khô sau khi tách hydrocarbon nặng được vận chuyển tới Bà Rịa và Phú Mỹ để dùng làm nhiên liệu cho nhà máy điện. Công suất vận chuyển của khí đồng hành Bạch Hổ giai đoạn này là 4,3 triệu m3/ ngày, mỏ Rạng Đông được đưa về giàn nén trung tâm của mỏ Bạch Hổ qua đường ống 16” 40 km để đưa về bờ tăng công suất lên 5,7 triệu m3 khí/ngày đêm. Do lưu lượng tăng nên sụt áp qua đường ống cũng tăng lên dẫn đến áp suất khí đầu vào nhà máy giảm xuống còn 70 – 75bar. để đảm bảo hoạt động như thiết kế ban đầu (áp đầu vào 109bar) năm 2002 đã lắp đặt thêm cụm máy nén đầu vào gồm 4 máy nén công suất mỗi máy là 1,65 triệu m3/ngày đêm nhằm tăng áp suất khí đầu vào nhà máy từ 70 – 75bar lên đến 109bar như thiết kế ban đầu. Theo thiết kế ban đầu nhà máy sử dụng công nghệ Turbo-expander để thu hồi 540 tấn propan/ngày, 415 tấn butan/ngày và 400 tấn condensate/ngày với lưu lượng đầu vào khoảng 4,3 triệu m3 khí/ngày đêm. Sản phẩm lỏng của nhà máy được vận chuyển đến kho cảng Thị Vải qua ba đường ống 6”. Nhà máy bao gồm các cụm thiết bị chính như: máy nén đầu vào, slugcatcher, tháp hấp phụ tách nước, cụm thiết bị làm lạnh sâu, turbo-expander, các tháp chưng cất, các máy khí hồi lưu, cụm thiết bị chứa sản phẩm lỏng và các thiết bị phụ trợ…Nhà máy được thiết kế nhằm đảm bảo hoạt động 24/24. Toàn bộ hệ thống công nghệ của nhà máy được giám sát và điều khiển tự động thông qua hệ thống điều khiển DCS đặt tại phòng điều khiển. Các hệ thống đường ống kết nối với nhà máy như: đường ống dưới biển, đường ống vận chuyển khí khô tới các điểm tiêu thụ, các đường ống vận chuyển sản phẩm lỏng tới kho cảng Thị Vải được giám sát bởi hệ thống SCADA, lắp đặt ở trạm Dinh Cố cũ. 4. SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY KHÍ DINH CỐ (GPP) 4.1. NGUYÊN LÝ VẬN HÀNH Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ, được dẫn vào bờ theo đường ống 16” và được xử lý tại nhà máy khí Dinh Cố nhằm thu hồi LPG và các hydrocarbon nặng hơn. Phần khí khô được làm nguyên liệu cho nhà máy điện Phú Mỹ, Bà Rịa. Nhà máy được thiết kế với công nghệ Turbo-Expander nhằm thu hồi C3,C4, và condensate. Các sản phẩm lỏng, khí sau khi ra khỏi nhà máy được dẫn vào theo ba đường ống 6” đến kho cảng suất LPG Thị Vải cách Dinh Cố 28 km. Khí ẩm cung cấp cho nhà máy từ hai nguồn Bạch Hổ và Rạng Đông lưu lượng phụ thuộc vào công suất khai thác dầu thô ngoài giàn. Do có sự chênh lệch giữa nhu cầu, tiêu thụ khí khô và khả năng cung cấp khí ẩm. Vì lẽ đó việc vận hành nhà máy tuân theo nguyên tắc ưu tiên sau: Ưu tiên cao nhất của nhà máy là tiếp nhận toàn bộ lượng khí ẩm cấp vào từ ngoài khơi. Khi nhu cầu tiêu thụ khí nhỏ hơn lượng khí thu gom được ngoài khơi, thì nhà máy vẫn tiếp nhận tối đa lượng khí dư sau khi đã được xử lý thu gom phần lỏng sẽ được đốt bỏ. Ưu tiên đối với nguồn cung cấp khí khô cho nhà máy điện: Trong trường hợp nhu cầu khí của các nhà máy điện cao hơn lượng khí cung cấp từ biển vào thì việc thu hồi các sản phẩm lỏng sẽ được giảm tối thiểu nhằm bù đắp cho nhu cầu khí. Ưu tiên cho các sản phẩm LPG: Việc thu hồi LPG và condensate ít được ưu tiên hơn, ở đây ta xét về lưu lượng. Ưu tiên cho sản suất dầu: Trong trường hợp nhu cầu tiêu thụ khí của các nhà máy điện thấp hơn so với khí cung cấp từ ngoài biển, thì khí khô dư sau khi đã thu hồi lỏng sẽ được đốt tại nhà máy. 4.2. CÁC GIAI ĐOẠN THIẾT KẾ NHÀ MÁY Nhằm đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh động (đề phòng một số thiết bị chính gặp sự cố). Đảm bảo cho hoạt động của nhà máy được lien tục khi thực hiện bảo dưỡng sữa chữa thiết bị thiết bị không ảnh hưởng đến cấp khí cho các hộ tiêu thụ. Nhà máy được thiết kế vận hành ở 03 chế độ khác nhau. Giai đoạn AMF: bao gồm hai tháp chưng cất, ba thiết bị trao đổi nhiệt, ba bình tách để thu hồi khoảng 340 tấn condensate/ngày đêm từ 4,3 triệu m3 khí ẩm/ngày đêm. Gai đoạn này không có máy nén nào được sử dụng. Giai đoạn MF: bao gồm các thiết bị AMF và bồ sung thêm một thiết bị chưng cất, một máy nén pittông chạy khí 800 kW, ba thiết bị trao đổi nhiệt, ba bình tách để thu hồi hỗn hợp bupro khoảng 630 tấn/ngày đêm và condensate khoảng 380 tấn/ngày đêm. Giai đoạn GPP: với đầy đủ các thiết bị như thiết kế để thu hồi 540 tấn propan/ngày, 415 tấn butan/ngày đêm và 400 tấn condensate/ngày đêm. GPP bao gồm các thiết bị của MF bổ sung thêm: 1 turbo-expander 2200 kW, máy nén pittong 2 cấp chạy khí 1200 kW, 2 tháp chưng cất, các thiết bị trao đổi nhiệt, quạt làm mát và các thiết bị khác. Theo thiết kế ban đầu, nhà máy chỉ sử dụng một máy nén pittong K-01A để hồi lưu lượng khí đỉnh tháp tách etan nhằm tăng hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng hoặc có thể đưa ra trộn với khí khô để cung cấp cho nhà máy điện, khi phải dừng máy nén này để bảo dưỡng hoặc khi gặp sự cố, thì toàn bộ lượng khí đỉnh tháp C-01 sẽ phải bị đốt bỏ rất lãng phí và ảnh hưởng đến môi trường. Do đó nhà máy đã được lắp đặt thêm máy nén thứ 2 (K-01B) Sau khi hoàn tất chế độ GPP, tùy vào điều kiện và hoàn cảnh mà việc sử dụng các chế độ được áp dụng linh hoạt. Kể từ năm 2002, sau khi đưa vào vận hành trạm nén khí đầu vào nhà máy đã vận hành theo chế độ GPP chuyển đổi do nhà thầu Flour Daniel đánh giá và thiết kế lại. 4.3. ĐIỀU KIỆN NGUYÊN LIỆU VÀO Áp suất: 109 bar Nhiệt độ: 25,60C Lưu lượng: 5,7 triệu m3 khí/ngày Hàm lượng nước: chứa nước ở điều kiện vận chuyển cấp cho nhà máy. Hàm lượng nước này sẽ được khử bằng thiết bị khử nước trước khi vào nhà máy. Thành phần khí vào nhà máy Cấu tử  Phần mol (%)  Cấu tử  Phần mol (%)   N2  0,21  C6  0,51   CO2  0,06  C7  0,26   CH4  70,85  C8  0,18   C2  13,41  C9  0,08   C3  7,5  C10  0,03   iC4  1,65  Cyclo C5  0,05   nC4  2,37  Cyclo C6  0,04   iC5  0,68  Benzen  0,04   nC5  0,73  H2O  1,3   4.4. SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY 4.4.1. KHÍ THƯƠNG PHẨM Khí thương phẩm còn gọi là khí khô. Là khí đã qua chế biến đáp ứng được tiêu chuẩn để vận chuyển bằng đường ống và thoả mãn được các yêu cầu của khách hàng. Khí khô có thành phần chủ yếu là CH4 (không nhỏ hơn 90%) và C2H4. Ngoài ra còn có lẫn các hydrocacbon nặng hơn và các khí khác như H2, N2, CO2… tùy thuộc vào điều kiện vận hành mà thành phần khí có thể thay đổi. Thành phần khí thương phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh Cố Lưu lượng khí  5,7 triệu m3 khí/ngày   Thành phần  % mol   N2  0,178   CO2  0,167   CH4  81,56   C2H6  13,7   C3H8  3,35   iC4H10  0,322   nC4H10  0,371   iC5H12  0,0508   nC5H10  0,005   C6H14  0,016   C7H16  0,00425   C8+  0,00125   Hơi nước  0,00822   Các thông số kỹ thuật đặc trưng của khí khô Nhà máy điện nói chung   Áp suất tối thiểu, bar  Tuỳ theo mỗi nhà máy   Nhiệt độ  200C trên điểm sương   Nhiệt độ điểm sương  -100C   Nhiệt độ điểm sương của nước  -750C   Tổng nhiệt lượng tối đa  38,000 KJ/m3   Lượng các tạp chất  30 ppm   H2S  20 – 40 ppm   N2, He, Ar  < 2%   Nhiệt trị: Đây là chỉ tiêu hàng đầu của khí thương phẩm, nó đặc trưng cho khả năng sản xuất năng lượng khí đốt một đơn vị chất khí thương phẩm (khối lượng hoặc thể tích). Vì vậy, nhiệt trị của khí thương phẩm thường được biểu diễn theo nhiệt trị khối lượng (KJ/kg) hay theo nhiệt trị thể tích (KJ/m3). Người ta phân thành hai loại nhiệt trị: Nhiệt trị toàn phần: là tổng nhiệt sinh ra khi đốt cháy hoàn toàn một đơn vị vật chất khí thương phẩm thu được cộng thêm phần nhiệt lượng sinh ra khi ngưng tụ phần hơi nước của sản phẩm cháy. Nhiệt trị tối thiểu: là tổng nhiệt sinh ra khi đốt cháy hoàn toàn một đơn vị vật chất khí thương phẩm, được đo trong điều kiện ở dạng hơi. Hàm lượng các hợp chất lưu huỳnh Việc hạn chế thành phần các hợp chất lưu huỳnh trong không khí nhằm tránh hiện tượng ăn mòn, tạo các hợp chất gây độc, giảm nhiệt trị khi cháy. Tiêu chuẩn các hợp chất lưu huỳnh ở đây thường biểu diễn cho hàm lưọng H2S. Thông thường hàm lượng H2S thường được quy định trong khoảng 20 – 40 ppm. Nhiệt độ cao nhất Nhiệt độ cao nhất khi cung cấp cho khách hàng thường được quy định trong 490C (1200F). Nhiệt độ điểm sương (hàm lượng nước có trong khí thương phẩm) Tiêu chuẩn thường được đưa ra để tránh hiện tượng tạo thành hydrat trong quá trình giảm áp để đốt khí sản xuất điện. Tiêu chuẩn này thay đổi theo từng nước và từng khu vực. Nó thường được biểu diễn bằng khối lượng nước có trong một đơn vị thể tích khí thương phẩm hoặc nhiệt độ điểm sương của khí tại áp suất tiêu chuẩn (1000psi tương đương 70bar). Ở Mỹ người ta quy định hàm lượng nước trong khí thương phẩm cao nhất ở 112 mg/m3, còn ở Châu Âu thì khoảng 50 đến 60 mg/m3 tương đương với nhiệt độ điểm sương của khí -100C. Nhiệt độ điểm sương hydrocacbon Tiêu chuẩn này được đưa ra để đánh giá hàm lượng lỏng tự do, các chất rắn, hàm lượng nhựa và khả năng tạo nhựa của khí thương phẩm. Tiêu chuẩn này được ấn định bằng nhiệt độ điểm sương cao nhất tại áp suất của dòng khí ra khỏi nhà máy. Tiêu chuẩn này thường được đưa ra do các yêu cầu của nhà máy điện. Ở Tây Bắc và Châu Âu, tiêu chuẩn này thường thay đổi trong khoảng từ -10 đến 00C. Tiêu chuẩn này còn có thể xác định theo hàm lượng hydrocacbon lỏng tự do có trong khí thương phẩm. Theo cách đo này, tiêu chuẩn của khí thương phẩm là khoảng 15 mg/m3. Các tiêu chuẩn khác Trong khí thương phẩm ngoài thành phần là khí metan và các hydrocacbon nhẹ còn chứa các cấu tử phi hydrocacbon như: N2, He, Ar, CO2, O2, Hg. Các cấu tử N2, He, Ar thường được khống chế nhỏ hơn 1 – 2 % CO2 thường được khống chế nhỏ hơn 2% bởi vì tính ăn mòn và có nhiệt cháy bằng không. 4.4.2. KHÍ HÓA LỎNG (LPG) Khí hoá 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 bảo hòa) ở một nhiệt độ nhất định để tồn chứa và vận chuyển. Khi từ thể khí chuyển sang thể lỏng thì thể tích của nó giảm 250 lần. Butan và propan là hai sản phẩm thu được từ sự phân tách Bupro. Thành phần của LPG: Thành phần chủ yếu của LPG là các cấu tử C3 và C4 gồm có: Propan (C3H8): 60% mol Butan (C4H10): 40% mol Ngoài ra còn chứa hàm lượng nhỏ cấu tử etan và pentan… trong LPG còn chứa các chất tạo mùi mercaptan (R-SH) với tỷ lệ nhất định (nhà máy GPP hiện đang sử dụng 40 ppm) để khi rò rỉ có thể nhận biết bằng khứu giác. Tất cả các cấu tử đều tồn tại ở thể lỏng, dưới nhiệt độ trung bình và áp suất thường. Đối với LPG đóng chai thì tuỳ theo điều kiện môi trường sử dụng của từng vùng, từng nước mà yêu cầu các cấu tử C3, C4 là khác nhau. Ví dụ, đối với những vùng có khí hậu lạnh, để đảm bảo khả năng hóa 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 hỗ trợ. Thành phần chủ yếu của LPG vẫn chủ yếu là C3 và C4, nếu sản phẩm là butan thì thành phần C5 chiếm tối đa là 2%. Thành phần LPG phải đảm bảo khả năng bay hơi 95% thể tích lỏng ở nhiệt độ quy định. Các thông số kỹ thuật đặc trưng của LPG của nhà máy chế biến khí Dinh Cố Sản phẩm  Propan  Butan   Áp suất hơi bão hòa  13 bar ở 37.70C  4.83 bar ở 37.70C   Hàm lượng etan  Chiếm tối đa 2% thể tích  Chiếm tối đa 2% thể tích   Hàm lượng propan  Chiếm tối đa 96% thể tích  Chiếm tối đa 2% thể tích   Hàm lượng butan  Chiếm tối đa 2% thể tích  Chiếm tối đa 96% thể tích   Butan ở thể lỏng và thể khí đều nặng hơn propan nhưng cùng một lượng thì propan tạo ra một thể tích khí lớn hơn. Nhiệt độ sôi và áp suất hơi bão hòa cách nhau khá xa. Để hóa lỏng propan thì cần điều kiện: t0 = -45, P = 1bar hoặc t0 = 200C, P = 9bar Để hóa lỏng butan thì cần điều kiện: t0 = -20C, P = 1bar hoặc t0 = 200C, P = 3bar. Nhiệt trị Propan: 11,100kcal/kg Butan: 10900 kcal/kg Áp suất hơi LPG có áp suất hơi bão hòa lớn hơn áp suất khí quyển nên ở điều kiện thường LPG tồn tại ở dạng hơi. Trong một điều kiện nhất định về nhiệt độ, áp suất thì LPG sẽ chuyển sang một dạng lỏng rất nhỏ so với dạng hơi, thuận lợi cho việc vận chuyển và tồn chứa. 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 0,0016/0C còn đối với butan là 0,0011/0C. Do hệ số giản nở khối của propan, butan lớn nên: Có chứa khoảng trống trong bồn Lắp đặt van an toàn trên các ống dẫn trên thiết bị Nhiệt độ ngọn lửa Propan: 19670C Propylen: 20590C Butan: 19730C Butylen: 20330C An toàn trong sử dụng: Nguy hiểm do áp suất Nguy hiểm do lửa và nhiệt độ Nguy hiểm do gây ngạt: do LPG không có mùi do đó phải pha thêm chất tạo mùi để phát hiện khi khí thoát ra. Alkylmercaptan thường được sử dụng cho mục đích gia mùi với tỷ lệ 3 – 5 ppm. Các khả năng sử dụng khí hóa lỏng: Sử dụng làm nguyên liệu Sử dụng trong dân dụng Sử dụng trong sản xuất vật liệu xây dựng Sử dụng làm nhiên liệu hóa dầu: có thể từ propan, butan sản xuất etylen, propylen, butadien phục vụ cho ngành nhựa, cao su, đặc biệt là sản xuất dung môi. Sản lượng LPG đạt được vận hành nhà máy ở từng chế độ khác nhau Bupro Chế độ  AMF  MF  GPP   Lưu lượng (tấn/ngày)   640    Áp suất (bar)   13    Nhiệt độ (0C)   47,34    Propan Chế độ  AMF  MF  GPP   Lưu lượng (tấn/ngày)    535   Tỷ lệ thu hồi (%)    85,2   Áp suất (bar)    18   Nhiệt độ (0C)    45,57   % mol C4 cực đại    2,5   Butan Chế độ  AMF  MF  GPP   Lưu lượng (tấn/ngày)    415   Tỷ lệ thu hồi (%)    92   Áp suất (bar)    9   Nhiệt độ (0C)    45   % mol C5 cực đại    2,5   4.4.3. CONDENSATE Nguồn gốc chung của condensat Condensat còn gọi là khí ngưng tụ là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng có màu vàng rơm. Do đó các bồn chứa condensat được sơn màu vàng rơm. Condensat thu được từ nguồn khí mỏ. Dưới các mỏ dầu hoặc mỏ khí, các hợp chất hữu cơ có số nguyên tử cacbon nhỏ hơn 17, dưới tác dụng của nhiệt độ, áp suất… mà có thể ở trạng thái lỏng, khí. Khi khai thác lên do điều kiện trạng thái thay đổi nên một phần chủ yếu là các nguyên tử cacbon nhỏ hơn 6 biến thành khí. Tuy nhiên cũng có các hydrocacbon có C > 5 cũng ngưng tụ do hiện tượng lôi kéo. Ở các mỏ dầu, khí tách ra khỏi dầu ở điều kiện miệng giếng gọi là khí đồng hành. Trong quá trình vận chuyển khí ở các đường ống dẫn hay các thiết bị tách, khí có số nguyên tử cacbon lớn hơn 5 sẽ ngưng tụ tạo thành condensat. Tuy vậy condensat vẫn chứa một lượng khí hóa lỏng do hiện tượng lôi kéo. Do vậy condensat bao gồm các hydrocacbon có phân tử lượng và tỷ trọng cao hơn propan và butan thường được ký hiệu là C5+. Ngoài các hydrocacbon no, condensat còn chứa các hydrocacbon mạch vòng, các nhân thơm. Condensat thường được ổn định theo các tiêu chuẩn thương mại, chủ yếu là các tiêu chuẩn về áp suất hơi bão hòa trong khoảng 0,6 – 0,7 bar. Ở áp suất này condensat tồn trữ và vận chuyển kinh tế hơn. Condensat ở Việt Nam có hai loại Condensat được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan. Khí đi ra từ bình tách khí (C1 – C4) ở áp suất vỉa (3 – 40bar) và nhiệt độ 1030C. Sau đó khí khô theo đường ống 12” xuống đáy biển đến giàn nhẹ BK3 và quay trở lại CPP2 với chiều dài 6300m. nhiệt độ từ 20 – 250C do đó khí đồng hành sẽ được giảm nhiệt độ từ 80 – 900C xuống còn 20 – 250C, do sự giảm nhiệt độ cho nên condensat sẽ hình thành trong đường ống. Khi quay lại hỗn hợp hai pha khí lỏng sẽ đưa qua van cầu joule_thompson. Khí sẽ tụt áp khoảng 2bar và nhiệt độ sẽ giảm 1,50C do hiệu ứng joule_thompson. Tiếp đó hỗn hợp hai pha sẽ được đưa vào bình tách thứ 2, đó là bình tách condensat, phần condensat đước tách ra và bơm trộn với dầu thô để xuất khẩu và khí được đưa sang dòng ống đứng để đưa vào bờ. Trữ lượng condensate này không lớn. Loại 2 là condensate được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển đường ống. Ở giai đoạn thứ hai của đề án sử dụng khí thiên nhiên ở việt nam đường ống vận chuyển 1500 triệu m3/năm. Khí sẽ ẩm hơn do đó sẽ có nhiều condensate ngưng tụ hơn. Đường ống vận hành theo kiểu 2 pha với áp suất 125bar và t0=450C. Tại Dinh Cố condensate sẽ được thu gom và nhập chung với condensate từ nhà máy chế biến khí, sản lượng condensate này là 9500 tấn/năm. Các đặc tính kỹ thuật của condensate: Áp suất hơi bão hòa (Kpa): 60 C5- : 13% Tỷ trọng (Kg/m3): 310 Độ nhớt (Cp): 0,25647 Các sản phẩm chế biến từ condensat: Các loại nhiên liệu: Bằng cách pha chế condensat với reformat có chỉ số octan cao đồng thời cộng thêm phụ gia chuyên dụng MTBE sẽ được xăng thành phẩm M83. Bằng cách thực hiện quá trình reformat xúc tác hay isome hóa, sau đó pha chế với phụ gia sẽ được xăng thương phẩm MOGAS83, MOGAS92. Bằng cách chưng cất condensat sẽ thu được thành phần pha chế xăng và dầu lửa. Các loại dung môi: Dung môi dầu mỏ là phân đoạn hydrocacbon dễ bay hơi, sản xuất trực tiếp hay gián tiếp từ dầu mỏ, bao gồm các hydrocacbon từ C4-C10. Các dung môi này được sử dụng rộng rãi trong quá trình sản xuất công nghiệp. Chúng có thể là thành phần cấu thành của sản phẩm cuối cùng như sản xuất sơn, mực in, chất dính. Chúng có thể sử dụng trong quá trình trích ly như trong quá trình tách dầu thực vật từ các hạt chứa dầu, các chất khoáng, dược phẩm hoặc đơn giản dùng trong dung môi tẩy rửa, trong bảo dưỡng. Các dung môi dầu mỏ là chất lỏng trong suốt hặoc có màu vàng nhạt, không hòa tan trong nước nhưng hòa tan rất tốt trong các dung môi hữu cơ. Khả năng hào tan các chất của nó tùy thuộc vào thành phần hóa học và tính chất phâ cực. Dung môi PI(0F) PF(0F) Ete dầu hỏa 86 140 Dung môi cao su 150 250 Naphta sạch 150 157 Dung môi khử mùi 350 450 Dung môi pha sơn 420 560 Ngoài các dung môi trên, cũng bằng quá trình chưng cất ta thu được các sản phẩm khác như: n-pentan, n-heptan, naphtan nhẹ… Các sản phẩm hóa dầu: Condensat qua quá trinh crakinh hơi có thể sản xuất các olefin như Etylen, Butadien, ở những nơi không đủ Etan hay Propan làm nguyên liệu thì condensat là nguyên liệu rất quý để sản xuất olefin. Condensat qua quá trình reforming xúc tác có thể sản xuất BTX. Sản lượng condensate thu được khi vận hành nhà máy ở các chế độ khác nhau Chế độ  AMF  MF  GPP   Lưu lượng (tấn/ngày)  330  380  400   Ap suất (bar)  8  8  8   Nhiệt độ (0C)  45  45  45   % mole C4 cực đại  2  2  2   CHƯƠNG 2 QUI TRÌNH CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT CỦA NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 1. CÁC THIẾT BỊ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY 1.1. THIẾT BỊ SLUG CATCHER Thiết kế ban đầu: Áp suất: 109 bar Lưu lượng khí từ SC-01/02: 4,3 trm3/ngày. Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,5 triệu m3/ngày. Vận hành hiện tại: Áp suất : 70 – 75 bar. Lưu lượng lỏng từ SC-01/02: 4,9 trm3/ngày Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,6 triệu m3/ngày. Theo đánh giá của Fluor Daniel Inc. trong tương lai SC-01/02 vẫn đủ khả năng để tiếp nhận và xử lý dòng khí ẩm đầu vào với lưu lượng khoảng 6 triệu m3/ngày. Tuy nhiên khả năng lỏng bị cuốn theo sẽ tăng lên do đó cần đặc biệt lưu ý đến hệ thống scrubbers của máy nén đầu vào. Hỗn hợp khí và condensat từ ngoài mỏ vào, được đưa đến Slug Catcher (SC-01, 02) để phân tách Condensat và nước từ khí, dưới áp suất vận hành 109 bar và nhiệt độ 25,60C. SC bao gồm hai hệ thống ống, mỗi hệ có dung tích 1400 m3. Khi phân tách được góp lại ở đầu góp 30” và đưa đến thiết bị ở chế độ công nghệ tiếp theo. Lượng condensat tách ra được góp ở đầu góp 36” và sẽ được đưa đi dưới sự điều khiển mức (LIC-0111A & B), mức điều khiển được chia làm hai mức A (cao), B (thấp) bởi thiết bị điều khiển bằng tay HS-0111, 0112. Trong trường hợp lượng lỏng lớn ở mức cao H thì van vào sẽ đóng, còn ở mức thấp thì dòng lỏng sẽ đóng để tranh hiện tượng sục khí vào thiết bị V-03. Nước từ thiết bị SC đến thiết bị ILIC-0112 &0122 thông qua bình tách nước và sản phẩm V-52 (nước được giảm áp đến áp suất khí quyển và hydrocacbon hấp phụ sẽ được giải phóng qua hệ thống thông gió), nước sẽ được đưa đến Brun pit (ME-52) để đốt, với việc điều khiển mức thấp thì đường dẫn nước sẽ được đóng để tránh các hydrocacbon sụt vào thiết bị tách nước V-52. 1.2. THIẾT BỊ BỐC HƠI V-03 Thiết bị bốc hơi V-03 là thiết bị bốc hơi ba pha nằm ngang, vận hành ở áp suất 75bar, nhiệt độ 180C. Mục đích của thiết bị này để tách hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong condensat. Với việc giảm áp từ 109bar xuống 75bar thì nhiệt độ sẽ giảm xuống dưới nhiệt độ tạo thành hydrat (200C) thì các khí hydrocacbon nhẹ chủ yếu là C2, C3 được tách ra khỏi phần lỏng và được nén bởi máy nén K-03 từ 75 bar lên 109 bar để hòa cùng với khí ra từ SC. Vì nhiệt độ giảm xuống dưới nhiệt độ tạo thành hydrat nên cần phải có hai van điều khiển mức, một cái như thiết bị dự trữ tại đầu vào của thiết bị bốc hơi. Trong trường hợp tinh thể hydrat hình thành trong van thì người ta phun metanol vào. Ở trong bồn có hệ thống gia nhiệt để đảm bảo nhiệt độ lớn hơn 200C, lưu lượng của dòng lưu chất nóng được điều khiển bằng thiết bị điều khiển nhiệt, còn condensat được điều khiển bởi thiết bị điều khiển mức. Nước được góp lại ở đáy bồn và được điều khiển ở thiết bị điều khiển mức thông qua thiết bị bốc hơi V-52 như trong trường hợp của thiết bị SC. Áp suất vận hành của thiết bị bốc hơi được khống chế ở 75bar bằng van điều áp bắt trên đường ống dẫn hơi nước. 1.3. THÁP TÁCH ETHAN C-01 Tháp chưng cất C-01 là thiết bị trong đó thực hiện quá trình phân tách giữa C2 và C3. C2- và một phần nhỏ C3 sẽ đi ra khỏi đỉnh ở pha khí, phần lớn lượng C3+ và một phần nhỏ C2 ra khỏi đáy C-01 ở dạng lỏng sẽ được đưa tới tháp C-02 để phân tách tiếp thành LPG và condensate. Áp suất hoạt động của tháp tách ethan C-01 là 27bar cho chế độ MF và GPP hoặc 20bar cho chế độ AMF. Nhiệt độ ở đáy và đỉnh tương ứng là 140C và 1090C ứng với chế độ GPP, đối với chế độ MF thì nhiệt độ này là 60C và 1200C. Trong chế độ AMF thì không có dòng hồi lưu của lưu thể lạnh nên nhiệt độ trong tháp rất cao, nhiệt độ ở đỉnh và đáy tương ứng là 63,70C và 1940C. Tháp tách etan C-01 được thiết kế 32 đĩa van. Phần trên của tháp có 13 đĩa với đường kính là 2,6m. Phần dưới của tháp có 19 đĩa với đường kính 3,05m. Tháp này có hai nguồn cung cấp, nguồn thứ nhất là dòng lỏng từ tháp stripper khí sau khi làm nóng từ 400C lên 860C trong bộ trao đổi nhiệt E-04 đi vào đĩa thứ 20. Nguồn thứ hai là chất lỏng ở đáy tháp làm sạch C-05 có nhiệt độ -230C vào đĩa trên cùng của tháp, chứa 95% mol chất lỏng dùng cho việc phun tưới. Một thiết bị chuyển đổi vi phân áp suất được cài đặt để dò tìm sự sai lệch áp suất cao, gây nên quá trình tạo bọt. Bốn thiết bị hiển thị nhiệt độ trên các đĩa 2,3,14 và 20 sẽ cho biết trạng thái của cột; hai thiết bị đun sôi lại kiểu kettle được cài đặt tại đáy của nó với công suất 50%/cái, điều đó tránh được sự ngừng hoạt động của tháp do ảnh hưởng của quá trình trao đổi nhiệt. Sau khi trao đổi nhiệt condensat chảy xuống nhờ lực trọng trường đến V-15 mà thời gian lưu là 3 phút để ổn định mực chất lỏng. Vì thế condensat ở đây được tách từ V-15. Condensat được tách ra nhờ điều khiển dòng FICA-1301 với thiết bị điều khiển mức chất lỏng LICA-1302 thông qua thiết bị ổn định C-02. Trong chế độ vận hành bình thường hiện nay, tháp C-01 làm việc ở áp suất 27 BarA (áp suất này được điều khiển bởi K-01A/B), nó có 3 đường nhập liệu như sau: Đường lỏng từ đáy C-05 có nhiệt độ thấp (khoảng -17 ÷ -10oC) đi vào đĩa thứ nhất. Lưu lượng dòng từ C-05 được điều khiển bằng van FV-1201 (lưu lượng dòng lỏng từ C-05: 130-140 m3/h). Đường lỏng thứ 2 từ đáy V-03 có nhiệt độ trong khoảng 50 ÷ 700C vào đĩa thứ 20 (có thể vào đĩa thứ 14) được điều khiển bằng van FV-1701 (lưu lượng dòng nhập liệu từ V-03: 15.000-20.000 Kg/h). Đường khí từ đỉnh V-03 vào đĩa thứ 2,3 qua 2 van điều khiển PV-1305A/B để điều khiển áp suất của V-03. Ngoài ra, dòng lỏng từ đáy tháp C-01 được bốc hơi một phần (phần chứa các cấu tử nhẹ như etan, propan) quay trở lại đĩa cuối cùng dưới tác dụng của 2 Reboiler E-01A/B. Phần lỏng còn lại sẽ được đưa tới V-15 sau đó tới C-02 nhằm phân tách giữa C4 và C5 để tạo ra LPG và condensate. Dòng khí đi lên từ đỉnh C-01 bao gồm chủ yếu là C2 và một phần C3 được dẫn tới máy nén K-01 để đẩy ra Sale Gas (trong chế độ MF) hay tới K-02/03 tuần hoàn lại V-08 nhằm thu hồi tối đa phần C3 trong đó. Vận hành ổn định tháp: Trong quá trình vận hành và ổn định tháp, vận hành viên cần lưu ý các điểm sau: Cần điều chỉnh nhiệt độ của tháp bằng TIC-1307A/B để sao cho hàm lượng C2 trong LPG đạt giá trị mong muốn (khi C2 cao thì tăng nhiệt độ của C-01, khi C2 thấp thì giảm nhiệt độ của C-01). Hàm lượng C2- cần kiểm soát phụ thuộc vào yêu cầu chất lượng của công ty và theo thỏa thuận với khách hàng. Hiện nay hàm lượng này là từ 2% – 3.0%. Khi nhận thấy lưu lượng đỉnh C-01 vượt quá giá trị bình thường (van recycle PV-1403A của K-01 đóng dần tới 0 thì nên tăng tốc độ của K-01 đồng thời giảm nhiệt độ của C-01 xuống (nhằm giảm lưu lượng khí đi ra từ đỉnh C-01). Tốc độ của K-01 tối ưu khi van PV-1403A mở khoảng 15 – 25%. Khi phát hiện mức lỏng đáy C-01 báo HH (LAHH-1301) thì nên mở FV-1301 lớn hơn, tránh ngập đáy C-01, E-01A/B, V-15 làm giảm hiệu quả làm việc (truyền nhiệt, truyền khối) của tháp. Hạn chế tối đa việc điều chỉnh các dòng nhập liệu vào tháp C-01 để giữ tháp làm việc ổn định. Cần phải kiểm tra, đưa tháp C-01 hoạt động ổn định và tăng nhiệt độ đáy tháp trước khi tiến hành reprocess sản phẩm off-spec từ V-21C về C-01 để tránh làm thay đổi đột ngột nhiệt độ đính tháp. Trong quá trình vận hành cần theo dõi chặt chẽ các thông số tối thiểu sau đây: lưu lượng các dòng nhập liệu từ V-03, C-05, nhiệt độ đỉnh/đáy tháp và nhất là chênh áp qua tháp (PDI-1321) nhằm phát hiện các trường hợp bất thường như: Ngập lỏng tháp, lỏng cuốn theo vào máy nén K-01... Chỉ được sử dụng van PV-1403B để cấp bù khí sales gas về lại đầu vào máy nén K-01 trong trường hợp lưu lượng khí ra từ C-01 nhỏ, van recycle PV-1403A mở lớn (70-80%), K-01 đã được điều chỉnh chạy ở tốc độ min cho phép (600 RPM) để tránh thay đổi các thông số công nghệ (P, T, thành phần khí) dẫn đến nguy cơ tích tụ lỏng do dịch chuyển cân bằng pha của dòng khí từ C-01 về K-01 và gây nguy hiểm cho máy nén. Tăng cường giám sát mức lỏng tại C-01, V-15 khi phát hiện có sự dao động mức lỏng để tránh xảy ra sự cố ngập lỏng tháp C-01. 1.4. THÁP ỔN ĐỊNH C-02 (stabilizer) Nhiệt độ: Đỉnh tháp: 56 – 580C. Nhiệt độ dòng nhập liệu: 650C. Đáy tháp: 125 – 1300C. Áp suất: 11 bar. Lưu lượng dòng nhập liệu: 115 – 120 m3/h. Stabilizer được lắp đặt ở chế độ MF và GPP nhưng cũng có thể chạy nó ở chế độ AMF dự phòng. Trong chế độ AMF tháp tách C-01 hoạt động như một tháp ổn định bằng sự bốc hơi của butan và các hydrocacbon nhẹ hơn ra khỏi condensat ở nhiệt độ rất cao, tại thiết bị đun sôi lại là 1490C trong trường hợp thiết bị ổn định không hoạt động. Nếu người ta thu hồi LPG trong chế độ AMF thì tháp tách etan hoạt động đúng chức năng của nó ở nhiệt độ đun sôi lại thấp hơn và thiết bị C-02 có thể được sử dụng. Áp suất vận hành của hệ thống tháp C-02 được khống chế ở 11bar, bằng cách khống chế hiệu suất của thiết bị trao đổi nhiệt E-02 bằng cách mở hoặc đóng một dòng khí bypass nóng qua van TV-1501A, công suất thiết kế là 30% dòng tổng. khí sẽ được đốt qua van PV-1501B. Tháp C-02 gồm 30 đĩa van với đường kính 2,14m, đĩa nạp liệu là đĩa số 10; một thiết bị ngưng tụ ở đỉnh, một thiết bị đun sôi lại ở đáy. LPG trong tháp C-02 sẽ được tách ra khỏi condensat. Hơi LPG từ đỉnh cột sẽ ngưng tụ ở 430C trong thiết bị ngưng tụ bằng không khí E-02 sau đó đến bình hồi lưu V-02 (là bình nằm ngang có đường kính 2,2m, dài 7m). LPG được bơm hồi lưu P-01A/B (công suất bơm là 180m3/h), chiều cao đẩy 133,7m; công suất động cơ là 75kw). Bơm đỉnh có thể hoạt động ở áp suất 11bar (của thiết bị ổn định) hoặc 16bar (của tháp tách C-03). Một dòng LPG lỏng có lưu lượng 80m3/h sẽ được lấy ra nhờ thiết bị điều chỉnh lưu lượng FICA-1601 qua thiết bị điều khiển mức LICA-1601. Lượng này sẽ được đun nóng đến 600C tại thiết bị trao đổi nhiệt E-17 nhờ dòng nóng 970C đến từ đáy C-03, sau đó đi đến tháp C-03 (ở chế độ GPP) còn chế độ MF, nó được đưa đến một trong các bình chứa LPG V-21A/B còn 75m3/h LPG thì được hồi lưu lại đỉnh tháp C-02. Thiết bị đun sôi lại của tháp C-02 thuộc loại kettle (E-03) được sử dụng để đun nóng nhờ tác nhân làm nóng là dòng dầu nóng có nhiệt độ là 1540C. Nhiệt độ được khống chế bởi van TV-1523 lắp trên đường ống. condensat từ đáy tháp C-02 sẽ được bốc hơi một phần, phần hơi được đưa trở lại đáy tháp, phần lỏng còn lại sẽ qua trao đổi nhiệt với dòng nguyên liệu của tháp C-01 để làm lạnh xuống 600C và sau đó được làm lạnh đến 450C tại thiết bị ngưng tụ bằng không khí E-09. Ngoài ra còn có một thiết bị điều khiển vi áp PDIA-1521, để tránh sự chênh áp trong cột quá cao, mục đích chóng hiện tượng tạo bọt; ba thiết bị đo nhiệt độ tại các đĩa 9,10,30. Trong quá trình vận hành tháp C-02 thường xảy ra một vài sự cố, tuy nhiên nghiêm trọng nhất là hiện tượng ngập lỏng làm ảnh hưởng đến hoạt động của nhà máy. Hiện tượng ngập tháp C-02 là hiện tượng mức lỏng đáy E-03 tăng lên quá mức vận hành bình thường (50-60%), chiếm toàn bộ phần shell side của E-03 và bắt đầu ngập lên trên tháp. Lúc này công suất của E-03 không đủ để gia nhiệt cho đáy C-02 dẫn đến nhiệt độ đáy C-02 giảm và làm condensate không đạt chất lượng. Tháp C-02 thường bị ngập trong các trường hợp sau: Khi lỏng từ C-01 vào C-02 tăng lên nhiều nhưng dòng condensate ra khỏi E-03 không kịp điều chỉnh hợp lý kịp thời (thường xảy ra khi LIC-1501 để ở chế độ Manual hoặc LT-1501 bị hỏng). Khởi động lại tháp C-02 sau khi bị shutdown đột ngột. Khi hệ thống SSD/DCS bị sự cố phải xử lý tạm thời để cấp khí qua E-14/E-20 nhưng dòng lỏng không được xử lý trong thời gian dài. Van TV-1523 bị đóng hoặc nhiệt độ đáy tháp C-02 quá thấp, dòng nạp liệu và hồi lưu lớn. Kết hợp các trường hợp trên. Các hành động xử lý khắc phục: Do mức độ ngập lỏng của C-02 có thể dao động từ mức tương đối nhẹ (phát hiện và xử lý kịp thời) đến rất nghiêm trọng (khi shutdown toàn bộ dây chuyền xử lý lỏng trong thời gian dài) nên các biện pháp xử lý cũng thay đổi tùy trường hợp. Qui trình này đưa ra 3 mức xử lý mà tùy vào tình huống, đánh giá của ca trực vận hành mà linh hoạt áp dụng. Xử lý mức 1: Là mức độ sự cố không nghiêm trọng do mới phát sinh, phát hiện kịp thời và có thể xử lý ngay. Các bước xử lý này cũng là các bước xử lý cơ bản có thể áp dụng an toàn cho mọi trường hợp. Các dấu hiệu nhận biết hiện tượng ngập tháp C-02: LAHH-1521 alarm. TI-1521 và TI-1523 giảm dù đã tăng độ mở của van TV-1523. Mức E-03 tăng đột biến. PDI-1521 tăng. TT  Các bước thực hiện  Thao tác  Giải thích   1.  Đưa condensate off-spec từ E-03 về V-21C  Kiểm tra, giảm áp V-21C xuống 700kpa.  Để chuẩn bị đưa sản phẩm off-spec vào.     Mở SDV-1701 và SDV-2406C.  Để đưa condensate off-spec vào V-21C.     Nếu đang cho condensate vào TK-21 thì đóng SDV-2301.      Nếu đang vận chuyển tới KCTV thì đóng SDV đầu vào đường ống và thông báo cho kho cảng.      Chuyển LIC-1501 về manual và mở LV-1702 100%. Kết hợp mở bypass van LV-1702.  Đưa tối đa sản phẩm off-spec vào bồn V-21C.   2.  Giảm dòng lỏng vào C-02  Tăng dòng qua PV-0805.  Giảm lỏng tạo thành ở C-05     Giảm lỏng từ SC-01/02 về V-03.  Để giảm tối thiểu dòng lỏng từ V-03 về C-01     Theo dõi điều chỉnh nhiệt độ đáy của C-01.  Nhiệt độ đáy C-01 tăng nhanh do giảm các dòng nạp liệu.     Giảm tối đa dòng lỏng từ V-15 sang C-02. theo dõi chất lượng, khối lượng bơm Bupro xuống KCTV  Nếu lưu lượng Bupro thấp hơn 22T/h thì cho Bupro vào bồn V-21A/B thông báo cho KCTV.     Nếu mức lỏng V-02 xuống thấp, dừng P-01 để cắt dòng hồi lưu về C-02.  Thông báo cho KCTV. Lưu lượng tối thiểu của P-01 là 60m3/h.   3.  Theo dõi chặt chẽ quá trình xả lỏng, giảm mức của E-03  Thường xuyên kiểm tra mức lỏng của E-03 giữa DCS và site. Do sự sai lệch hoặc có thể LT-1501 bị sai.  Đảm bảo xác định đúng mức lỏng của E-03.     Theo dõi nhiệt độ đáy tháp C-02 và AI-1701.(TI-1507; TI-1508; TI-1592)  Khi nhiệt độ đáy tăng, AI-1701 giảm thì mức lỏng E-03 đang có xu hướng giảm, cần theo dõi liên tục.   4.  Khi mức lỏng E-03 dần ổn định, AI-1701 trong khoảng cho phép. Chuyển tới mục 5.2.4   Xử lý mức 2: Nếu sau khi thực hiện các bước trên trong thời gian từ 1 giờ trở lên mà mức lỏng/nhiệt độ E-03 vẫn không trở lại giá trị bình thường thì trưởng ca có thể cân nhắc thực hiện kết hợp các biện pháp sau: TT  Các bước thực hiện  Thao tác  Giải thích   1.  Liên lạc với PĐĐ, đề nghị điều phối giảm tiêu thụ khí.  Dừng K-02/03 Giảm lưu lượng qua FIC-0501.  Giảm lỏng tạo ra ở C-05.   2.  Dừng cụm thiết bị C-02  Đóng van FV-1301.  Ngắt nguồn nạp liệu của C-02.     Dừng bơm P-01 để cắt dòng hồi lưu về C-02.  Thông báo với KCTV nếu đang bơm Bupro xuống.     Đóng van TV-1523 để giảm nhiệt độ E-03.  Do giảm các dòng lỏng vào C-02 nên nhiệt độ tháp C-02 tăng nhanh.