Tìm hiểu và tính toán thiết kế bồn chứa LPG dung tích 420 m3

Lời mở đầu Đã từ lâu, ở các quốc gia có trữ lượng khí tự nhiên và khí dầu mỏ đáng kể, việc khai thác và đưa vào sử dụng khí đã đem lại một nguồn lợi ích kinh tế rất lớn. Sự phát triển mạnh mẽ của ngành công nghiệp hoá học trong vài thập kỉ gần đây, kèm theo đó là sự phát triển của ngành dầu khí và công nghệ các sản phẩm hoá dầu, nguồn nguyên liệu từ khí thiên nhiên, khí đồng hành và dầu mỏ đã chuyển ngành tổng hợp hoá học sang tổng hợp hoá dầu. Hiện nay ở Việt Nam, qua nhiều năm thăm dò và tìm kiếm đã tìm ra được rất nhiều mỏ dầu khí, trong đó tiêu biểu phải kể đến các mỏ như mỏ Bạch Hổ, Đại Hùng, Rồng, Lan Tây, Lan Đỏ… và rất nhiều mỏ dầu khí khác. Trong những năm qua việc khai thác tài nguyên từ các mỏ này đã đem lại lợi ích không nhỏ cho nền kinh tế Việt Nam. Dầu thô được khai thác ở quy mô công nghiệp từ năm 1986 nhưng một lượng lớn khí đồng hành vẫn bị đốt bỏ ngay tại mỏ cho đến năm 1997. Hình ảnh những ngọn lửa rực sáng trên các giàn khoan trong đêm đã một thời là hình ảnh nổi tiếng và có phần tự hào về nền công nghiệp dầu khí non trẻ của Việt Nam. Việc xử lý khí đồng hành với khối lượng lớn cần lượng máy móc đồ sộ mà điều kiện khai thác trên biển không cho phép thực hiện. Đến nay, ngành công nghiệp chế biến khí đã phát triển mạnh mẽ do nhu cầu của con người là sử dụng nguồn nguyên liệu sạch và kinh tế khai thác từ các mỏ khí tự nhiên và khí đồng hành. Do đó cần phải có một hệ thống tàng trữ và phân phối sản phẩm khí nói chung và khí hoá lỏng ( LPG ) nói riêng một cách hoàn chỉnh và đảm bảo an toàn phòng chống cháy nổ. Đây cũng là vấn đề rất cần được quan tâm khi thiết kế, xây dựng các nhà máy lọc – hoá dầu nhất là trong thời gian tới đây dự án xây dựng khu liên hợp lọc – hoá dầu Nghi Sơn sẽ được tiến hành. Sau khi tìm hiểu, thu thập tài liệu và được sự đồng ý của bộ môn Lọc Hoá Dầu khoa Dầu Khí trường đại học Mỏ - Địa chất em đã lựa chọn đề tài cho đồ án tốt nghiệp của mình là “ Tìm hiểu và tính toán thiết kế bồn chứa LPG dung tích 420 m3”. Nội dung của đồ án bao gồm các vấn đề chính là: Tổng quan về công nghiệp dầu khí ở Việt Nam Giới thiệu chung về LPG và bồn chứa . Tính toán thiết kế một bể chứa propan dung tích 420 m3. An toàn phòng chống cháy nổ đối với khu bồn bể chứa LPG và trong các nhà máy lọc hóa dầu. Trong quá trình làm đồ án, do thời gian có hạn và nhũng hiểu biết của em còn hạn chế nên không tránh khỏi những sai sót. Vì vậy em rất mong nhận được sư giúp đỡ của quý thầy cô và ý kiến đóng góp của các bạn cùng lớp để đồ án của em được hoàn thiện hơn. Thông qua đồ án này em xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến các thầy cô giáo trường đại học Mỏ - Địa chất, các thầy cô giáo trong bộ môn Lọc Hóa Dầu khoa Dầu khí, đặc biệt em xin gửi lời cảm ơn đến giáo viên hướng dẫn – TS Nguyễn Thị Bình đã tận tình giúp đỡ em tiến hành thực hiện và thu thập số liệu cần thiết để em hoàn thành bản đồ án này. Em xin chân thành cảm ơn ! Hà Nội, ngày tháng 06 năm 2009 Sinh viên thực hiện Lê Trọng Hùng Chương I : Tổng quan về công nghiệp dầu khí ở Việt Nam 1.1 Khái niệm về khí tự nhiên Khí tự nhiên là tập hợp những hydrocacbon khí CH4, C2H6, C3H8, C4H10… có trong lòng đất. Chúng thường tồn tại trong các mỏ riêng rẽ hoặc tồn tại trên các lớp dầu mỏ. Khí tự nhiên cũng chứa các khí vô cơ như N2, H2S, CO2, khí trơ, mercaptan và hơi nước. Trong nghĩa hẹp, khí tự nhiên được hiểu là khí trong các mỏ ở đó gần như chỉ có khí mà không có dầu. Metan chiếm từ 70 – 98 % thể tích khí tự nhiên. Theo nghĩa rộng, khí tự nhiên được gồm cả khí đồng hành, đó là khí hòa tan trong dầu mỏ hay lượng khí trong các mỏ khí ở trên cùng các mỏ dầu. Metan chiếm từ 48 – 80 % thể tích khí đồng hành. Khí tự nhiên có thể chia thành các loại sau : * Khí không đồng hành : là khí nằm trong các mỏ khí riêng biệt, không nằm trong mỏ dầu. * Khí đồng hành : là các khí nằm trong các mỏ dầu và được tách ra trong quá trình khai thác dầu. Cũng như dầu mỏ, khí tự nhiên là nguồn nguyên liệu, nhiên liệu vô cùng quí giá, gần như không tái sinh, đóng vai trò cực kì quan trọng, nếu không nói là quyết định trong hoạt động kinh tế, sản xuất và trong đời sống của con người trong thời đại văn minh hiện nay. 1.2 Nguồn gốc của dầu và khí Hiện nay người ta chưa biết chính xác nguồn gốc dầu mỏ và khí tự nhiên mà chỉ có thể giải thích bằng các thuyết khác nhau. Trong các thuyết đó, thuyết nguồn gốc hữu cơ là được nhiều người chấp nhận nhất. Theo thuyết này, có lẽ xác thực vật, động vật, mà chủ yếu là các loại tảo phù du sống trong biển đã lắng đọng, tích tụ cùng với các lớp đất đá trầm tích vô cơ xuống đáy biển từ hang triệu năm về trước đã biến thành dầu mỏ, sau đó thành khí tự nhiên. Có thể quá trình lâu dài đó xảy ra theo ba giai đoạn : biến đối sinh học bởi vi khuẩn, biến đổi hóa học dưới tác dụng của các điều kiện địa hóa thích hợp và sự di chuyển tích tụ các sản phẩm trong vỏ trái đất. Giai đoạn biến đổi sinh học : xác động thực vật bị phân hủy bởi các vi khuẩn ưa khí, sau đó bởi các vi khuẩn kị khí trong quá trình trầm lắng dần trong nước biển. Các albumin bị phân hủy nhanh nhất, các hydrat cacbon bị phân hủy chậm hơn. Các khí tạo ra như H2S, NH3, N2, CO, CH4… hòa tan trong nước rồi thoát ra ngoài, phần chất hữu cơ còn lại bị chôn vùi ngày càng sâu trong lớp đất đá trầm tích. Không gian ở đó xảy ra quá trình phân hủy sinh học trên gọi là vùng vi khuẩn. Giai đoạn biển đổi hóa học : ở giai đoạn hóa học tiếp theo, vật liệu hữu cơ còn lại, chủ yếu là các chất lipid, nhựa, sáp, terpen, axit béo, axit humic tham gia các phản ứng hóa học dưới tác dụng xúc tác của các chất vô cơ trong đất đá ở điều kiện áp suất lớn hàng trăm, thậm chí hàng nghìn atmotphe, ở một vài trăm độ bách phân. Các chất vô cơ khác nhau, đặc biệt là các aluminosilicat, có thể đóng vai trò chất xúc tác. Quá trình biến đổi hóa học xảy ra vô cùng chậm. Càng xuống sâu, thời gian càng lớn, sự biến đổi đó càng xảy ra sâu xa. Phản ứng chủ yếu xảy ra trong giai đoạn hóa học là phản ứng cracking, trong đó mạch cacbon của phân tử chất hữu cơ bị đứt gãy dần. Kết quả là các chất hữu cơ đơn giản hơn, chủ yếu là các hydrocacbon, sinh ra ngày càng nhiều. Đồng thời với việc xảy ra các phản ứng cracking phân hủy đó là quá trình ngưng tụ, kết hợp một số chất hữu cơ tương đối đơn giản vừa tạo thành để tạo ra các chất hữu cơ phức tạp hơn : các chất nhựa, asphalten. Các chất nhựa, asphalten tan kém, nặng hơn, nên phần lớn bị kết tủa, sa lắng, phần ít còn lại lơ lửng, phân tán trong khối chất lỏng hydrocacbon sinh ra bởi quá trình cracking. Tập hợp các phản ứng địa hóa đó đã biến dần các vật liệu hữu cơ thành dầu mỏ và khí tự nhiên. Như vậy có thể coi khí tự nhiên là sản phẩm của quá trình phân hủy hóa học của dầu mỏ, do đó mỏ khí tự nhiên thường ở sâu hơn mỏ dầu, tuổi của khí tự nhiên thường cao hơn tuổi của dầu mỏ. Dầu mỏ càng già sẽ càng nhẹ đi, càng chứa nhiều chất ít phức tạp, càng biến nhiều thành khí. Giai đoạn di chuyển tích tụ tạo thành mỏ : dầu mỏ đang được tạo thành ở dạng hỗn hợp lỏng có thể bị di cư từ chỗ này sang chỗ khác dưới tác dụng vận động của vỏ trái đất. Chúng thẩm thấu, chui qua các lớp đất đá xốp, chúng chảy theo các khe nứt và có thể bị tập trung, bị giữ trong những tầng đá đặc khít, tạo ra các túi dầu mà ta thường gọi là các mỏ dầu. Trong các mỏ dầu các quá trình hóa học vẫn tiếp tục xảy ra, dầu vẫn liên tục biến thành khí, tạo ra các mỏ khí. Quá trình hình thành dầu và khí xảy ra rất chậm, kéo dài hàng chục, thậm chí hàng trăm triệu năm rồi và vẫn đang xảy ra, do đó tuổi của dầu mỏ, của khí tự nhiên là rất lớn. 1.3 Thành phần của khí tự nhiên Người ta phân thành phần của khí thiên nhiên và khí đồng hành ra làm hai nhóm : nhóm các hợp chất hydrocacbon và nhóm các hợp chất phi hydrocacbon. 1.3.1 Các hợp chất hydrocacbon Hàm lượng các cấu tử chủ yếu là khí metan và đồng đẳng của nó như : C2H6, C3H8, C4H10, iC4H10, ngoài ra còn có một ít hàm lượng các hợp chất C5, C6 . Hàm lượng các cấu tử trên thay đổi theo nguồn gốc của khí. Đối với khí thiên nhiên thì cấu tử chủ yếu là metan còn các cấu tử nặng hơn như C3, C4 là rất ít và thành phần của khí trong một mỏ ở bất kì vị trí nào đều như nhau, nó không phụ thuộc vào vị trí khai thác. Đối với khí đồng hành thì hàm lượng các cấu tử C3 , C4 cao hơn và thành phần của nó phụ thuộc vào vị trí khai thác và thời gian khai thác. 1.3.2 Các hợp chất phi hydrocacbon Ngoài các thành phần chính là hydrocacbon, trong khí thiên nhiên và khí đồng hành còn chứa các hợp chất phi hydrocacbon như : CO2, N2, H2S, He, Ar, Ne...Trong đó cấu tử thường chiếm nhiều nhất là N2. Đặc biệt, có những mỏ khí chứa hàm lượng He khá cao, như các mỏ khí thiên nhiên ở Mỹ. Ví dụ mỏ Kandas chứa 1,28 % He, mỏ Texas chứa 0,9 % He. 1.4 Phân loại khí tự nhiên 1.4.1 Phân loại theo nguồn gốc hình thành : người ta chia thành ba loại: * Khí thiên nhiên : là các khí chứa trong các mỏ riêng biệt mà thành phần chủ yếu là metan ( 80 – 95 %, có mỏ lên đến 99 %), còn lại là các khí khác như etan, propan, butan... * Khí đồng hành : là khí nằm trong dầu. Khi khai thác dầu, có sự giảm áp ta sẽ thu được khí này. Thành phần chủ yếu vẫn là metan nhưng hàm lượng cấu tử nặng hơn ( C2+) tăng lên đáng kể . * Khí ngưng tụ : thực chất là dạng trung gian giữa dầu và khí, bao gồm các hydrocacbon như propan, butan... 1.4.2 Phân loại theo hàm lượng khí axit Theo cách phân loại này ta có hai loại khí như sau : * Khí chua : là khí có hàm lượng H2S > 1% thể tích, và hàm lượng CO2 > 2 % thể tích. * Khí ngọt : là khí có hàm lượng các khí axit ít : H2S < 1% thể tích, và hàm lượng CO2 < 2 % thể tích. 1.4.3 Phân loại theo hàm lượng C3+ Theo cách phân loại này thì có hai loại khí : khí béo và khí gầy. Khí béo : là khí có hàm lượng C3+ > 150 g/ cm3 , có thể sản xuất ra khí tự nhiên hóa lỏng LNG ( liquefied natural gas), khí dầu mỏ hóa lỏng (liquefied petroleum gas) và sản xuất một số hydrocacbon riêng biệt cho công nghệ tổng hợp hữu cơ hóa dầu. Khí gầy : là khí có hàm lượng C3+ < 50 g/ cm3 , dùng làm nhiên liệu cho công nghiệp và sưởi ấm. 1.4.4 Phân loại theo hàm lượng C2+ : có hai loại * Khí khô : là khí có hàm lượng C2+ < 10% thể tích . * Khí ẩm : là khí có hàm lượng C2+ > 10% thể tích. 1.5 Sơ lược các ứng dụng của sản phẩm khí Khí dầu mỏ có ứng dụng rất rộng rãi trong công nghiệp và trong đời sống : dùng cho sản xuất điện, cho các hộ công nghiệp, cho sản xuất phân urê, cho hóa chất, cho tiêu thụ trong gia đình, cho giao thông vận tải. 1.5.1 Sử dụng làm nhiên liệu Ở nhiều nước đã dùng khí để phát điện ( chiếm 70 – 80 % sản lượng khí) bằng các nhà máy điện chạy bằng tuabin khí, tuabin khí chu trình hỗn hợp. Trong các ngành công nghiệp khác có thể sử dụng trong các lò đốt trực tiếp trong các nhà máy sản xuất vật liệu xây dựng, luyện cán thép, sản xuất đồ gốm, thủy tinh cao cấp, sản xuất hơi cho các mục đích sấy, tẩy rửa... và yêu cầu công nghệ khác của các nhà máy chế biến thực phẩm, dệt, sợi... Trong giao thông vận tải LPG / CNG ( khí tự nhiên nén) có thể thay thế các loại nhiên liệu được sử dụng trước đây là xăng, diesel cho các loại xe ô tô. Nó là loại nhiên liệu sạch, ít gây ô nhiễm môi trường. Ngoài ra khí còn làm chất đốt lý tưởng dùng cho đun nấu trong gia đình và các dịch vụ ( khách sạn, nhà hàng) khí còn dùng cho các hệ thống sưởi ấm hoặc điều hòa nhiệt độ ở những trung tâm lớn. 1.5.2 Sử dụng khí làm nguyên liệu * Sản xuất phân đạm urê cho nông nghiệp, chất nổ cho khai khoáng và quốc phòng. * Sản xuất metanol bán sản phẩm, từ đó có thể điều chế ra MTBE ( là một loại phụ gia tăng chỉ số octan cho xăng thì chì, giảm độc hại môi trường ), sợi tổng hợp; metanol là nguyên liệu chính để sản xuất nhiều sản phẩm công nghiệp quan trọng như fomalin, axeton, metyl metacylat (MMA),dymetyltelephtalat( DMT), olefin... * Sản xuất sắt xốp theo công nghệ hoàn nguyên trực tiếp thay cho phương pháp cốc hóa than truyền thống. * Đặc biệt có thể sử dụng rộng rãi trong công nghiệp hóa dầu, để từ đó sản xuất các loại chất dẻo PVC, PE, sợi tổng hợp PA, PES, sơn tổng hợp, chất tẩy rửa tổng hợp... 1.6 Tổng quan về thị trường khí Việt Nam 1.6.1 Tiềm năng khí Việt Nam Trữ lượng khí tại Việt Nam được đánh giá là rất lớn, lượng khí tiềm năng dự đoán vào khoảng 3 – 4,5 tỉ m3 quy dầu, các mỏ khí phân bố rộng rãi từ Bắc đến Nam trong đó chủ yếu tập trung tại hai vùng trũng Nam Côn Sơn và Sông Hồng. Bể Sông Hồng : trữ lượng tiềm năng thu hồi khoảng 550 – 700 triệu tấn quy dầu trong đó chủ yếu là khí, chiếm 14 % tổng tiềm năng của Việt Nam. Đến nay đã phát hiện 250 tỉ m3 khí, chủ yếu là CO2, do đó tiềm năng kinh tế thấp. Bể Phú Khánh : tiềm năng 300 – 700 triệu tấn quy dầu, chiếm 10% trữ lượng tiềm năng của Việt Nam. Bể Cửu Long : được đánh giá có trữ lượng tiềm năng lớn nhất 700 – 800 triệu m 3 quy dầu, chiếm 20%. Trong đó bao gồm 270 triệu tấn dầu, 56 tỉ m3 khí đồng hành. Hiện đang khai thác mỏ Bạch Hổ ( 1986 ), mỏ Rồng ( 1994), mỏ Rạng Đông ( 1998 ) và mỏ Ruby ( 1998 ). Tính đến tháng 12/ 2004 từ bể Cửu Long khai thác được hơn 100 triệu tấn dầu và khoảng 11 tỉ m3 khí. Bể Nam Côn Sơn : có trữ lượng 650 – 750 triệu tấn quy dầu, chiếm 17 % tổng tiềm năng trong đó lượng khí chiếm 35 – 38 % trữ lượng. Theo đánh giá trữ lượng của bể bao gồm 74 triệu tấn dầu, 15 tỉ m3 khí đồng hành, 159 tỉ m3 khí không đồng hành và 23 triệu tấn condensat. Đặc điểm ưu việt là lượng CO2 chiếm không đáng kể. Hiện đang khai thác mỏ Lan Tây, Lan Đỏ. Bể Malay – Thổ Chu : tiềm năng của bể chiếm khoảng 5% ( 150 – 230 triệu tấn quy dầu), trong đó có 12 triệu tấn dầu, 3 tỉ m3 khí đồng hành, 13 tỉ m3 khí không đồng hành và 2 triệu tấn condensat. Tuy nhiên lượng khí tại bể này cũng bị nhiễm khí CO2. Bể Vũng Mây : tiềm năng vào khoảng 1 – 1,5 tỉ m3 khí quy dầu, chiếm 30% tổng lượng khí Việt Nam, chủ yếu trong bể là khí. Bề mặt tiềm năng, hai bể Nam Côn Sơn và Sông Hồng có triển vọng về khí và bể Cửu Long có triển vọng về dầu nhưng đồng thời cũng có một lượng khí đồng hành rất lớn. Ngoài ra còn có ba mỏ khí phát hiện tại Đà Nẵng, trong đó có 2 mỏ lớn có trữ lượng khai thác dự báo khoảng 700 tỉ m3 , tuy nhiên lượng CO2 trong bể cũng khá cao do đó tiềm năng kinh tế cũng thấp. Bảng 1.1 Trữ lượng khí tiềm năng ( nguồn Petro Việt Nam ) Bể  Khí ( tỉ m3 )    Đồng hành  Không đồng hành   Nam Côn Sơn  4  158   Cửu Long  40  -   Malay – Thổ Chu  13  -   Sông Hồng  -  200   Bể khác  -  2   Tổng  57  360   1.6.2 Tình hình khai thác và sử dụng khí ở Việt Nam Phải tới ngày 30/4/1995, dòng khí đốt đầu tiên mới được đưa vào sử dụng. Đây là sự kiện có ý nghĩa đánh dấu bước khởi đầu cho một ngành công nghiệp mới – công nghiệp khí đốt Việt Nam. Hiện tại Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đang thực hiện một số công trình khai thác cũng như chế biến các sản phẩm dầu và khí, bên cạnh đó một số dự án có quy mô lớn đang được tiến hành, ngoài ra hiện tại cũng còn một số dự án đang chờ chính phủ phê duyệt. Chúng ta có thể điểm qua một số công trình và dự án trọng điểm sau : Mỏ Bạch Hổ : từ năm 1993 – 1995, hệ thống đường ống dẫn khí ngoài khơi được hoàn thành, dẫn khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ vào bờ với công suất 1 triệu m3 khí/ ngày, vận chuyển vào nhà máy điện Bà Rịa thay thế cho 180 nghìn tấn dầu DO/ năm và đã được mở rộng vào năm 1997 nâng công suất lên 3 triệu m3 / ngày cung cấp đồng thời cho nhà máy điện Phú Mỹ 2. Hiện nay, sản lượng khí từ hệ thống này đã trên 5 triệu m3/ngày. Bên cạnh đó, dự án nhà máy GPP Dinh Cố hoàn thành vào tháng 11/ 1998 đã khởi động cho lĩnh vực chế biến khí ở Việt Nam, tận dụng nguồn khí hóa lỏng đáp ứng cho nhu cầu nhiên liệu dân dụng. Khí thiên nhiên Nam Côn Sơn đã đưa được vào bờ với năng suất ổn định 2,7 tỉ m3 khí / năm cho thị trường công nghiệp và trong tương lai đảm bảo cung cấp 7 – 8 tỉ m3 khí/ năm. Chương trình khí Tây Nam : sản lượng khí từ năm 2003 vào khoảng 2,5 tỉ m3 khí/ năm, khai thác ổn định 15 – 17 năm với trữ lượng xác minh 45 tỉ m3 ( tiềm năng 60 tỉ m3 ) với mục tiêu phát triển đồng bằng sông Cửu Long, đến 2010 vùng này sản xuất được 1200 – 1300 MW, xây dựng hệ thống ống dẫn khí dài 500 km và các nhà máy điện môn ( 60 MW ), Sóc Trăng ( 475 MW), và xây dựng một tổ hợp điện đạm ở Cà Mau, hoàn tất vào năm 2008 – 2010 . Hiện nay, bên cạnh các dự án khai thác khí, Petro Việt Nam đang triển khai dự án đường ống Phú Mỹ – TP Hồ Chí Minh với công suất 2 tỉ m3 khí/ năm, vốn đầu tư khoảng 70 triệu USD sẽ vận chuyển một phần khí từ bể Cửu Long và Nam Côn Sơn bề cung cấp cho các nhà máy điện Hiệp Phước, Thủ Đức và các khu công nghiệp dọc tuyến ống. Tuyến ống được thiết kế ba đoạn : Phú Mỹ – Nhơn Trạch ( dài 35,6 km), Nhơn Trạch – Hiệp Phước ( 11,09 km) xuất phát từ nhà máy phân phối khí Phú Mỹ. 1.6.3 Nhu cầu sử dụng khí ở Việt Nam Ở Việt Nam khí được sử dụng chủ yếu vào các ngành : sản xuất điện, công nghiệp, nhiên liệu dân dụng, sản xuất phân bón hóa học... 1.6.3.1 Nhu cầu khí cho ngành điện Nhu cầu về điện năng tiêu thụ là rất lớn, cứ bình quân khi thu nhập đầu người tăng 1 % thì cần tăng 2 – 3 % năng lượng. Từ cuối thập niên 80 nhu cầu về điện tăng khoảng 12 – 15 % /năm và khi đường dây 500 KV Bắc Nam hình thành, nhu cầu tăng vọt lên 20%/ năm, do đó hiện tại ngành điện phía Nam vẫn còn nhiều khó khăn đảm bảo đáp ứng đủ nhu cầu ngày càng tăng theo tốc độ phát triển kinh tế. Việc xây dựng mới các nhà máy thủy điện còn nhiều hạn chế trong khi việc sử dụng khí thiên nhiên làm nguồn nhiên liệu lại thể hiện nhiều ưu việt so với các nguồn nhiên liệu khác: Thứ nhất : sử dụng khí cho phát điện có các thuận lợi về mặt công nghệ và vận hành. Về công nghệ, có thể đáp ứng được cho các tổ máy có công suất cao, và về vận hành cho phép khởi động máy nhanh, vận hành đơn giản và có độ tin cậy cao. Thứ hai : giảm chi phí đầu tư, chi phí vận hành và bảo dưỡng. Trong khi đầu tư cho nhà máy điện nguyên tử là 3000 USD/ KW thì công suất đầu tư cho nhà máy nhiệt điện tuabin khí chu trình hỗn hợp thấp hơn nhiều, chỉ khoảng 500 USD/ KW. Thứ ba : thời gian xây dựng cho nhà máy điện chạy khí ngắn hơn và không chiếm nhiều diện tích . Thứ tư : hiệu suất nhiệt của nhiệt điện khí cao, đạt trên 60% trong khi hiệu suất nhiệt điện than và nhiệt điện nguyên tử chỉ đạt khoảng 40%. Thứ năm : sử dụng khí cho phát điện giảm thiểu các chất thải gây ô nhiễm cho môi trường, một vấn đề đang rất được quan tâm trong giai đoạn hiện nay. Bảng 1.2 Nhu cầu sử dụng khí thiên nhiên ( đơn vị : triệu m3) Năm  1995  2000  2005  2010   Công nghiệp  0  0  200  1200   Điện năng  500  1200  4500  7000   Phân bón  0  0  500  1000   Những tính ưu việt của sử dụng khí thiên nhiên làm giảm giá thành sản xuất điện sử dụng khí, tăng tính cạnh tranh của sử dụng khí so với các loại nhiên liệu khác. Do đó việc xây dựng các nhà máy điện tuabin chạy bằng khí là phương án khả thi cao hiện nay cho vấn đề đáp ứng nhu cầu về điện. Ngành công nghiệp chiếm hơn 50% nhu cầu về điện hiện nay và có khả năng tăng mạnh trong tương lai, trong khi đó ở các ngành khác nhu cầu vẫn tăng đều và nhu cầu điện cho dân dụng vẫn chưa đáp ứng hết. Vì vậy nhu cầu sử dụng điện trong tương lai là rất lớn và chính là một đảm bảo lâu dài cho thị trường khí. 1.6.3.2 Nhu cầu khí cho công nghiệp và nông nghiệp Ngoài nhu cầu về điện năng sử dụng cho các ngành công nghiệp và các khu công nghiệp tập trung tại thành phố Hồ Chí Minh, Đồng Nai, Bình Dương, Bà Rịa – Vũng Tàu ... Bên cạnh đó các dự án khí điện đạm tại Cà Mau đang triển khai cùng với nhà máy đạm Phú Mỹ triển khai vào tháng 2/2001 và hoàn thành vào tháng 6/2004 cũng tiêu thụ lượng khí rất lớn là 500 triệu m3 / năm. 1.6.3.3 Nhu cầu khí cho nhiên liệu Trong giai đoạn hiện nay, xu hướng chuyển đổi việc sử dụng khí thiên nhiên thay thế cho xăng, dầu trong phương tiện giao thông và các lò đốt sử dụng nhiên liệu nặng như FO hoặc than củi với mục tiêu giảm thiểu ô nhiễm môi trường do nhiên liệu đang được nghiên cứu thực hiện rất khả thi dự báo cho nhu cầu sử dụng khí rất lớn. Bảng 1.3 Nhu cầu khí cho các lĩnh vực ( tỉ m3) Ngành  Các giai đoạn    2005  2006  2007  2008  2009  2010   Điện  6,706  7,666  8,116  8,116  8,116  8,356   Đạm  0,94  0,94  0,94  1,25  1,25  1,25   Thép  0,3  0,3  0,3  0,3  0,3  0,3   Metanol  1,0  1,0  1,0  1,0  1,0  1,0   Etan  0,213  0,213  0,213  0,213  0,213  0,213   Propan  0,153  0,153  0,153  0,153  0,153  0,153   Các mục tiêu khác  0,7  0,7  0,7  0,7  0,7  0,7   Tổng cộng  10,99  11,44  11,75  11,75  11,75  11,75   Chương II : Giới thiệu chung về LPG 2.1 Khái niệm về LPG LPG là tên viết tắt của khí dầu mỏ hóa lỏng (Liquified Petrolium Gas). LPG là sản phẩm thu được từ quá trình khai thác dầu mỏ (khí đồng hành), hoặc từ các mỏ khí thiên nhiên bao gồm các loại hydrocacbon khác nhau, thành phần chủ yếu là propan, butan hoặc hỗn hợp của chúng. Hoá lỏng khí dầu mỏ là quá trình tách đơn giản, vốn đầu tư ít hơn so với các quá trình tách triệt để. Thông thường người ta chỉ tách riêng metan thuần độ cao làm nguyên liệu sản xuất methanol, còn metan lẫn etan làm khí đốt công nghiệp, gia dụng, phát điện hoặc cho xuất khẩu theo đường ống dẫn khí, hoặc tách metan, etan cho sản xuất ammoniac, urê, còn phần hoá lỏng là LPG. Hiện nay trên thế giới LPG được sử dụng rộng rãi trong nhiều ngành : giao thông vận tải, công nghiệp, nông nghiệp, chế biến thực phẩm... và trở thành loại nhiên liệu không thể thiếu được đối với mỗi quốc gia, đặc biệt với các nước có nền công nghiệp phát triển. LPG được sản xuất mạnh ở những nước có tiềm lực lớn về dầu mỏ như : Mỹ, Nga, Canada, Mexico, Venezuela, Indonexia, Angieri, Ả rập xê út, Nauy, Iran... LPG tồn chứa trong các loại bình áp lực khác nhau và được tồn chứa ở trạng thái bão hoà tức là tồn tại ở dạng hơi nên với thành phần không đổi, áp suất bão hoà trong bình chứa không phụ thuộc vào lượng LPG bên trong mà hoàn toàn phụ thuộc vào nhiệt độ bên ngoài. Chất lỏng nằm dưới phần đáy và hơi nước nằm trên cùng của bình chứa, nghĩa là khoảng trên mức chất lỏng. Thông thường các loại bình chứa chỉ chứa khí lỏng tối đa khoảng 80 ÷ 95 % thể tích bình, thể tích còn lại dành cho phần hơi có thể giãn nở khi nhiệt độ tăng. 2.2 Thành phần của LPG Thành phần hóa học chủ yếu của LPG là các hydrocacbon dạng parafin có công thức chung là CnH2n+2. LPG là hỗn hợp nhất định của các hydrocacbon như: Propan (C3H8), Propylen (C3H6), Butan (C4H10), Butylen(C4H8). Tuy nhiên vẫn có khả năng xuất hiện vết của etan,etylen hoặc pentan trong LPG thương mại. Butadien 1,3 có thể xuất hiện nhưng không đạt tới tỷ lệ đo được. Ngoài ra còn có chất tạo mùi Etyl mecaptan ( R – SH ) với tỷ lệ pha trộn nhất định để khi khí rò rỉ có thể nhận biết được bằng khứu giác. Sản phẩm LPG cũng có thể có hydrocacbon dạng olefin hay không có olefin phụ thuộc vào phương pháp chế biến. 2.3 Một số tính chất hóa lý đặc trưng của LPG Bảng 2.1 Tính chất của LPG Tính chất  Đơn vị đo  Propan  Butan   Điểm sôi 760mmHg  0C  -42 đến -45  -0,5 đến -0,2   Nhiệt bốc cháy  0C  520  500   Tỷ trọng so với không khí   1,4 đến 1,52  1,9 đến 2,01   Khối lượng riêng  Kg/m3  1,83  2,46   Nhiệt dung riêng  Btu/1b0F kJ/kg0C  0,6 2,512  0,57 2,386   Ẩn nhiệt bay hơi  KJ/kg  358,2  372,2   Áp suất hơi tại: 150C 200C 250C  Bar  6,5 9 19,6  0,8 2,75 7   Nhiệt trị toàn phần  Kcal/kg  12000  11800   Nhiệt trị tối thiểu  Kcal/kg  11000  11900   Tỉ lệ thể tích khí  Lít/lít  275  235   Giới hạn cháy nổ dưói với không khí  %V  2  1,8   Nhiệt độ cháy với không khí  0C  1967  1973   Nhiệt cháy với 0xi  0C  2900  2904   Thể tích riêng ở 15,60C  Lít/tấn  1957-2019  1723-1760   Lượng không khí cần đốt cháy 1m3 khí  M3  25    Từ bảng trên ta thấy rằng, ở thể lỏng cũng như ở thể khí Butan đều nặng hơn Propan nhưng với cùng một trọng lượng thì Propan tạo ra thể khí lớn hơn so với Butan. 3.3.1 Hệ số dãn nở Hệ số dãn nở khối của LPG là lượng thể tích tăng lên khi nhiệt độ của vật chất tăng lên 10C. Sự dãn nở nhiệt của LPG rất lớn ( gấp 15 ÷ 20 lần so với nước và lớn hơn rất nhiều so với các sản phẩm dầu mỏ khác). Do đó các bồn chứa, bình chứa LPG chỉ được chứa đến 80÷ 85 % dung tích toàn phần để có không gian cho LPG lỏng dãn nở khi nhiệt độ tăng lên. Do hệ số dãn nở của LPG lớn nên đòi hỏi: * Phải giữ khoảng trống phù hợp trong các bồn chứa, bình chứa; lắp đặt các van an toàn cho bồn chứa, các ống dẫn. * Đo một cách chính xác nhiệt độ sản phẩm trong kho chứa chứa để khi vận chuyển thì điều khiển được mức dự trữ, hư hao như quy định. 2.3.2 Nhu cầu không khí khi đốt cháy Khi đốt cháy hoàn toàn một thể tích LPG đòi hỏi không khí lớn gấp 23 lần đối với propan và gấp 33 lần đối với butan. Đồng thời phản ứng sinh ra lượng CO2 gấp từ 3 – 4 lần thể tích khí đốt. Điều này rất quan trọng vì để lường trước được khả năng thiếu oxy bão hoà CO2 đột ngột trước khi đốt LPG trong không gian khí. 2.3.3 Ẩn nhiệt bay hơi Ẩn nhiệt của chất lỏng là lượng nhiệt cần hấp thụ để bay hơi hoàn toàn một đơn vị khối lượng chất lỏng đó. Điều này đúng với cả khí hoá lỏng và đúng với cả nước, nếu không có nhiệt cung cấp bên ngoài thì chất lỏng không bay hơi được. Khi chất lỏng lạnh dần xuống thì sự bay hơi có thể chậm lại hay dừng hẳn. Như vậy LPG lỏng đựng trong bình kín có một lượng khí thoát ra từ bình chứa tương ứng với lượng hơi được tạo ra do sự cung cấp nhiệt ở điều kiện áp suất khí quyển. 3.3.4 Tỷ trọng Tỷ trọng thể lỏng : ở điều kiện 15oC, 760mmHg ,tỷ trọng của propan là 0,51 ; còn butan là 0,575. Propan và butan nhẹ hơn nước nên nó nổi lên trên mặt nước. Tỷ trọng thể hơi : ở điều kiện 15oC, 760mmHg, tỷ trọng của propan hơi bằng 1,52 và butan hơi bằng 2,01. Như vậy ở thể hơi, tỷ trọng của LPG gấp gần 2 lần tỷ trọng của không khí. Như vậy khi LPG rò rỉ, khí thoát ra nặng hơn so với không khí sẽ lan truyền dưới mặt đất ở nơi trũng như rãnh nước, hố gas... Để đảm bảo an toàn khi có rò rỉ cần tạo điều kiện thông thoáng phần dưới không gian sử dụng hoặc chứa LPG. 2.3.5 Áp suất hơi bão hoà LPG có áp suất hơi bão hoà cao hơn áp suất khí quyển, nên ở điều kiện bình thường ( nhiệt độ và áp suất khí quyển ) LPG tồn tại ở dạng hơi. Trong điều kiện nhất định về nhiệt độ và áp suất, LPG sẽ chuyển sang dạng lỏng và có thể tích nhỏ hơn rất nhiều lần so với dạng hơi, điều này thuận lợi cho việc vận chuyển và tàng trữ. LPG chứa trong bình kín có thể làm tăng áp suất của bình do tính chất dễ bay hơi của nó. Nhiệt độ môi trường quá thấp có thể làm giảm áp suất hơi dưới mức áp suất khí quyển. Áp suất hơi bão hòa của LPG phụ thuộc vào nhiệt độ bên ngoài của thiết bị và tỷ lệ thành phần Butan/ propan. LPG với thành phần 70% butan và 30% propan có áp suất hơi bão hòa là 6 kg/ cm2. Ở cùng điều kiện nhiệt độ, khi thay đổi thành phần hỗn hợp , áp suất hơi bão hòa cũng thay đổi.` 3.3.6 Giới hạn cháy nổ Hỗn hợp hơi nhiên liệu với không khí có thể cháy nổ khi gặp lửa. Hỗn hợp chỉ cháy nổ khi nó nằm trong một giới hạn nào đó về nhiệt độ, áp suất và thành phần. Vùng cháy nổ có giới hạn trên và giới hạn dưới về nồng độ. Giới hạn dưới ứng với nồng độ nhiên liệu tối thiểu trong hỗn hợp mà ở đó hỗn hợp cháy khi gặp lửa. Giới hạn trên ứng với nồng độ cực đại của nhiên liệu để nhiên liệu cháy khi gặp lửa. Nếu quá giới hạn trên hỗn hợp không cháy nổ vì thiếu oxy, còn thấp hơn giới hạn dưới hỗn hợp quá nghèo nhiên liệu phản ứng cháy không xảy ra được. Giới hạn cháy nổ được thể hiện ở bảng sau : Bảng 2.2 : Giới hạn cháy nổ Thành phần  Giới hạn dưới ( % thể tích)  Giới hạn trên ( % thể tích)   Propan thương phẩm  2,2  10,0   Butan thương phẩm  1,8  9,0   Khí than metan  5,0  40,0   Khí thiên nhiên  5,0  15,0   Đối với LPG để đốt cháy và phát nổ nếu được trộn lẫn với không khí theo tỷ lệ LPG/ không khí : 5 – 15 % tương đương với LPG/ Oxy là 0,25 – 0,75. 2.3.7 Nhiệt độ cháy Hỗn hợp LPG/ trên không khí cháy sinh ra một lượng nhiệt rất lớn và tương đối sạch không để lại tạp chất. Bảng 2.3 Nhiệt cháy và nhiệt trị của LPG Sản phẩm  Nhiệt độ cháy lớn nhất của LPG/ không khí (oC)  Nhiệt trị LPG ( kcal/kg)     Lớn nhất  Nhỏ nhất   C3H8  1967  22000  11000   C3H6  2050     C4H10  1973  11800  10900   C4H8  2033     3.3.8 Nhiệt độ tự bắt cháy Nhiệt độ tự bắt cháy là nhiệt độ mà tại đó phản ứng cháy tự xảy ra đối với hỗn hợp không khí, nhiên liệu ( hoặc oxy/ nhiên liệu). Nhiệt độ bắt cháy tối thiểu phụ thuộc vào thiết bị thử, tỷ lệ không khí/ nhiên liệu, áp suất hỗn hợp. Bảng 2.4 Nhiệt độ tự bắt cháy của một số loại nhiên liệu tại áp suất khí quyển Số thứ tự  Nhiên liệu  Nhiệt độ cháy tối thiểu ( oC )     Trong không khí  Trong Oxy ( O2)   1  Propan  400 – 580  470 – 575   2  Butan  410 – 550  280 – 550   3  Acetylen  305 – 500  295 – 440   4  Hydro  550 – 590  560   5  Dầu DO  250 – 340  >240   6  Xăng  280 – 430  >240   7  Dầu hỏa  >250  >240   8  Metan  630 – 750    2.4 Các ứng dụng quan trọng của LPG Thành phần chủ yếu của LPG là propan và butan, được sản xuất bằng cách nén khí đồng hành hoặc khí từ các quá trình chế biến dầu mỏ ở các nhà máy lọc dầu. Việc ứng dụng LPG thương phẩm thường phân chia thành loại chính : Propan thương phẩm : làm nhiên liệu cho động cơ hoạt động ở những điều kiện khắc nghiệt của môi trường (áp suất cao, nhiệt độ thấp ). Butan thương phẩm : Sử dụng làm nhiên liệu đòi hỏi sự bay hơi trung bình. Propan chuyên dùng : Là sản phẩm có chất lượng cao sử dụng trong các động cơ đốt trong, đòi hỏi nhiên liệu có khả năng chống kích nổ cao. Hỗn hợp propan – butan : sử dụng làm nhiên liệu đòi hỏi sự bay hỏi trung bình. Hỗn hợp propan – butan là thích hợp cho việc chế biến thành sản phẩm khí đốt gia dụng vì chúng có áp suất hơi bão hoà và nhiệt độ bay hơi thích hợp trong các điều kiện sinh hoạt cụ thể. LPG có nhiệt cháy cao mặc dù tỷ trọng butan lớn hơn tỷ trọng propan nhưng nhiệt trị tương tự nhau và nằm trong khoảng 11300 ÷ 12000 Kcal/ kg ; tương đương nhiệt trị của 1,5 – 2 kg than củi ; 1,3 lít dầu mazut ; 1,35 lít xăng. Với những đặc tính trên, LPG được sử dụng rất rộng rãi trong mọi lĩnh vực của đời sống. Một cách tương đối có thể phân chia các ứng dụng của LPG như sau : - Sử dụng LPG trong dân dụng: Sử dụng trong nấu nướng, thay thế điện trong các bình nước nóng, ứng dụng trong các hệ thống sưởi ấm nhà, chiếu sáng, giặt là. - Sử dụng LPG trong thương mại: Sử dụng trong các bếp công nghiệp, lò nướng, đun nước nóng trong các nhà hàng, trong công nghiệp chế biến thực phẩm. - Sử dụng LPG trong công nghiệp: Sử dụng trong công nghiệp gia công kim loại, hàn cắt thép, nấu và gia công thủy tinh, lò nung sản phẩm silicat, khử trùng đồ hộp, lò đốt rác, sấy màng sơn... - Sử dụng LPG trong nông nghiệp: Sử dụng để sản xuất thức ăn gia súc, chế biến, sấy nông sản, ngũ cốc, thuốc lá, sấy chè, cà phê, lò ấp trứng, đốt cỏ… - Sử dụng LPG trong giao thông: Là nhiên liệu lý tưởng thay thế cho động cơ đốt trong vì trị số ốc tan cao, giá thành rẻ, ít gây ô nhiễm môi trường, đơn giản hóa cấu tạo động cơ. Nó làm giảm đáng kể sự thoát khí ở xe tải, làm nhiên liệu đốt trong thay xăng cho các xe du lịch, xe taxi. Ở một số nước tiên tiến dùng LPG hoá lỏng thay xăng pha chế vừa hạn chế độc hại trong sử dụng đối với con người, vừa kinh tế. - Sử dụng LPG trong công nghiệp hoá dầu : LPG được sử dụng trong tinh chế và công nghiệp hoá dầu. Trong tinh chế, butan dùng để sản xuất dầu nhờn, n- butan thêm vào để tăng tính bay hơi và chỉ số octan của nhiên liệu. Một trong những ứng dụng quan trọng khác của LPG là sử dụng làm nguyên liệu hoá học để tạo ra những polyme trung gian như : polyetylen, polyvinyl clorua, polypropylen và một số chất khác. Đặc biệt để sản xuất MTBE là chất làm tăng trị số octan thay thế cho hợp chất pha chì trong xăng đã phát triển trong một vài năm gần đây. - Sử dụng cho nhà máy phát điện : Dùng LPG chạy các tuabin để sản xuất ra điện phục vụ cho các ngành công nghiệp khác đem lại hiệu quả kinh tế cao và vốn đầu tư xây dựng ban đầu đối với công nghệ này là thấp hơn so với công nghiệp thuỷ điện và nhiệt điện. 2.5 Ảnh hưởng của các tính chất đến việc tàng chứa và vận chuyển LPG LPG có áp suất hơi bão hòa lớn hơn 40 psia ( 2,7atm) tại 1000F,nhiệt độ bình thường 250C, áp suất 1Bar thì LPG tồn tại ở dạng khí,chúng có thể hóa lỏng bằng cách làm lạnh dưới nhiệt độ điểm sôi ( áp suất thường ) hay nén trên áp suất hơi bão hòa. Nhưng các chất khí hóa lỏng này sẽ hóa hơi ngay sau khi thoát ra ngoài ở nhiệt độ thường. Tính chất này cho phép ta vận chuyển, tàng trữ LPG dưới dạng lỏng nhưng sử dụng chúng dưới dạng khí. Propan và butan đều có nhiệt độ điểm sôi thấp (đối với butan là +320F còn đối với propan là -440F). Nhiệt độ này đặt biệt quan trọng trong việc lựa chọn vật liệu chế tạo bồn chứa và trong việc thiết lập đập chống lan chất lỏng khi xảy ra sự cố. Khi tồn tại ở trạng thái lỏng thì tỉ trọng của LPG chỉ bằng ½ so với tỉ trọng của nước nước luôn luôn nằm phía đáy của bồn. Tính chất này được ứng dụng khi thiết kế đường ống xả nước cho bồn. Khi LPG thoát ra ngoài môi trường ở dạng hơi thì chúng đều nặng hơn không khí, vì vậy chúng không bay lên cao mà ở rất thấp gần mặt đất và khả năng khuyết tán chậm hơn các khí nhẹ hơn. Tính chất này đặt biệt quan trọng trong phòng chống chay nổ, kiểm soát sự rò rỉ khí ra ngoài. LPG tinh khiết không gây ăn mòn đối với thép và các hợp kim của đồng. Tuy nhiên khi có hợp chất bẩn khác trong thành phần sẽ gây ăn mòn lớn. LPG không màu, không mùi nên để kiểm tra phát hiện rò rỉ ra môi trường ngoài phải thêm chất tạo mùi cho khí. 2.6 Công nghệ sản xuất LPG Sau khi dầu thô được làm ổn định – phân ly thì trong quá trình vận chuyển đến nhà máy tinh chế, những lượng nhỏ quan trọng của LPG và thành phần nhẹ hơn (metan,etan)còn ở trong dầu được đưa đến nhà máy tinh luyện. Tại đây dầu thô được đưa đến tháp chưng cất phân đoạn. Khí thuộc thành phần nhẹ được tạo ra là sản phẩm đầu từ cột cất phân đoạn bao gồm LPG, etan, metan. Những thành phần còn lại bao gồm các phần nặng như : dầu mỏ, phần cặn. LPG và những phần nhẹ hơn thu được từ thành phần trực tiếp của dầu thô và từ thành phần những sản phẩm của các quá trình biến đổi tinh chế khác nhau như: cracking, cracking xúc tác, hydrocracking, ankyl hoá. Tuỳ thuộc vào từng trường hợp mà ta áp dụng các phương pháp sản xuất thu hồi LPG ở trong các nhà máy chế biến khí hay nhà máy tinh chế như : phương pháp nén, phương pháp làm lạnh, phương pháp hấp thụ, hấp phụ…. Một quá trình sản xuất LPG gồm 3 công đoạn chính: Chuẩn bị nguyên liệu. Chế biến khí Pha trộn thành phần LPG Việc lựa chọn hướng chế biến khí được quyết định bởi tính chất hoá lí của hỗn hợp khí, mức độ phát triển của công nghệ chế biến khí và những nhu cầu của nền kinh tế đối với sản phẩm. Công nghệ được lựa chọn đặc biệt quan trọng và phụ thuộc vào hàng loạt yếu tố như : chất lượng nguyên liệu khí, các thông số công nghệ, các yếu tố ảnh hưởng, chu trình làm lạnh…. Sau khi thu được khí qua các công đoạn như thu gom, xử lí, tách các thành phần khí bằng các cách khác nhau. Cuối cùng là công đoạn pha trộn thành phần LPG để tạo ra sản phẩm LPG. Công đoạn pha trộn là công đoạn đơn giản nhất trong các công đoạn sản xuất LPG. Tuỳ theo nhu cầu thị trường về tiêu thụ sản phẩm LPG mà các nhà sản xuất sau khi đã có thành phần khí C3 và C4 riêng biệt sẽ đem trộn lẫn chúng với nhau theo 1 tỉ lệ thích hợp làm sao đáp ứng tốt về nhiệt trị cũng như tính an toàn. Trong quá trình pha trộn thành phần LPG thì chế độ công nghệ phụ thuộc vào tỉ lệ cấu tử chính là butan và propan cũng như năng suất thiết bị. Tuỳ theo mục đích sử dụng mà người ta dùng các loại máy nén 1 cấp, 2 cấp, hay 3 cấp cùng với thiết bị chứa chuyên dụng để nạp, nén, tồn chứa LPG tại áp suất khác nhau. Chương III :Tổng quan về công trình bể chứa 3.1 Khái niệm Bể chứa là dạng công trình xây dựng phục vụ cho công tác tồn chứa các loại nhiên liệu trong đó chủ yếu là nhiên liệu lỏng hoặc khí. Hiện nay, người ta đã chế tạo được những loại bể chứa có khả năng chứa lớn và chịu được áp lực cao. Bể chứa thường được phân loại theo áp lực của nhiên liệu trong bể, gồm: Bể chứa áp lực thấp và Bể chứa áp lực cao. 3.2 Phân loại bể chứa 3.2.1 Bể chứa áp lực thấp : Loại bể này chủ yếu hình trụ với nhiều kiểu mái khác nhau. Bể chứa áp lực thấp thường được dùng để chứa các chất lỏng dễ bay hơi như: dầu, xăng… Trong thực tế thường có bể áp lực thấp như sau:  Bể chứa trụ đứng mái tĩnh  Bể chứa trụ đứng mái phao  Bể chứa trụ ngang 3.2.1.1 Bể chứa trụ đứng mái tĩnh : Bể chứa trụ đứng mái tĩnh có thể chứa từ 100 đến 20.000 m3 khi thiết kế chứa xăng, hay khoảng 50.000 m3 khi chứa dầu mazut.
Bể trụ đứng mái tĩnh Các bộ phận chính của bể gồm: —Đáy bể: Được đặt trên nền cát đầm chặt hoặc nền được gia cố có lớp cách nước và được hàn từ các tấm thép. —Thân bể: 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 bể. —Mái bể: 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 (xem hình dưới) 3.2.1.2 Bể chứa trụ đứng mái phao Loại bể này hiện nay được sử dụng khá nhiều trên thế giới. Việc sử dụng loại mái mang lại hiệu quả kinh tế cao, làm giảm đáng kể sự mất mát hydrocacbon nhẹ, giảm ô nhiễm môi trường xung quanh. Việc loại trừ khoảng không gian hơi trên bề mặt xăng dầu chứa trong bể, cho phép tăng mức độ an toàn phòng cháy và vệ sinh môi trường hơn các loại bể khác. Trên thực tế, người ta hay dùng hai loại bể: Bể hở có mái phao và bể kín có mái phao. Trường hợp bể hở có hệ số xuất nhập lớn và nằm trong vùng khí hậu không có tuyết thường dùng kiểu mái hở không có phao. Bể chứa trụ đứng mái phao Các bộ phận chính của bể gồm: —Phao nổi thường được làm từ các hợp loại kim nhẹ, có gioăng liên kết với thành bể. —Thân bể có mặt trong nhẵn để đảm bảo độ kín khít. —Mái do có thêm phao nổi vì vậy mái chỉ đóng vai trò bao che chứ không đóng vai trò chịu lực. 3.2.1.3 Bể chứa trụ ngang Chứa nhiều loại nhiên liệu khác nhau, có ưu điểm là hình dạng đơn giản, chịu biến động áp suất tốt. Nhược điểm chính là nó có thể tích nhỏ và phải có giá đỡ. Bể chứa trụ ngang được chế tạo từ các tấm thép (bể có kích thước lớn) hoặc đúc liền khối (bể có kích thước nhỏ). Với bể có kích thước lớn thì được tổ hợp từ các phân đoạn nhỏ. Các phân đoạn bể lại được tổ hợp từ các tấm thép và được hàn tự động trong xưởng chết tạo. Bên trong còn được bố trí thêm các vành gia cường để đảm bảo độ ổn định cũng như độ bền của bể.
Bể chứa trụ ngang 3.2.2 Bể chứa áp lực cao Đối với các bể chứa nhiên liệu lỏng do có khoảng trống dẫn tới việc bay hơi của nhiên liệu trong khoảng mặt thoáng và mái bể gây nên áp suất dư đồng thời gây hao nhiên liệu. Để chịu được áp lực dư này và hạn chế sự bay hơi của nhiên liệu người ta sử dụng nhiều loại bể chứa áp lực cao khác nhau. 3.2.2.1 Bể trụ đứng mái cầu Loại bể này dùng để chứa sản phẩm dầu, xăng nhẹ dưới áp lực dư Pd = 0.01 - 0.07 Mpa. Mái gồm các tấm cong chỉ theo phương kinh tuyến với bán kính cong bằng đường kính thân bể. Thân bể được tổ hợp hàn từ những tấm thép, bề dày thân bể có thể thay đổi được hoặc không thay đổi dọc theo chiều cao thành bể. Đáy bể cũng được đặt trên nền gia cố với móng bằng bê tông cốt thép. Đối với loại bể này khi chế tạo phải chế tạo neo giữ vì khi trong bể còn ít chất lỏng, dưới tác dụng của áp lực dư lớn, phần xung quanh đáy có thể bị uốn cong nâng lên cùng bể .
Bể trụ đứng mái cầu Bể cầu Bể cầu là loại bể thường dùng chứa sản phẩm lỏng dưới áp lực cao như gas hóa lỏng hoặc thành phần nhẹ của xăng với áp lực dư Pd = 0.25 ÷ 1.8 Mpa. Thể tích bể V =600-4000m3. Bể cầu chế tạo phức tạp hơn nhiều so với bể trụ. Bể được hàn tổ hợp từ các tấm cong hai chiều được chế tạo bằng cách cán nguội hoặc dập nóng (Khi chiều dày lớn). Các tấm thường được hàn với nhau bằng đường hàn đối đầu. Cách chia tấm trên mặt cầu có nhiều dạng khác nhau: múi kinh tuyến với các mạch nối song song hoặc so le. Bể được đặt trên gối dạng vành hay thanh chống bằng thép ống hoặc thép chữ I. Dùng thanh chống đảm bảo được biến dạng nhiệt tự do cho bể. Các thanh chống nên tiếp xúc với mặt bể để giảm ứng suất cục bộ và không tỳ vào đường hàn nối các tấm của vỏ bể. 3.2.2.3 Bể trụ nằm ngang Bể chứa trụ ngang dùng để chứa các sản phẩm dầu mỏ dưới áp lực dư Pd < 0.2 Mpa và hơi hoá lỏng có Pd < 1.8 Mpa. Thể tích bể V < 100 m3 đối với các sản phẩm dầu khí và V < 500 m3 đối với hơi hoá lỏng. Bể chứa trụ ngang có các ưu điểm chính sau: hình dạng đơn giản, dễ chế tạo, có khả năng chế tạo tại nhà máy rồi vận chuyển đến nơi xây dựng. Nhược điểm là đòi hỏi yêu cầu kỹ thuật cao và thể tích chứa nhỏ (gối đỡ thì bể nào cũng có). Bể trụ ngang gồm ba bộ phận chính: Thân, đáy và gối tựa. Thân bể bằng thép tấm gồm nhiều khoang, các tấm trong cùng khoang và các khoang được hàn lại với nhau bằng đường hàn đối đầu, bên trong bể có gia cường bằng các đai thép hình có hình dạng khác nhau: phẳng, nón, trụ, cầu elip. Việc chọn dạng đáy phụ thuộc thể tích, áp lực dư trong bể chứa được đặt trên nền móng bằng bê tông cốt thép. 3.3 Cấu tạo của bồn chứa. Trong hệ thống bồn chứa gồm có các bồn chứa hình trụ chịu áp chứa sản phẩm, các bồn chứa này đều được thiết kế chung cho một tiêu chuẩn tàng chứa propan... Bồn chứa là loại chịu áp lực cao hình trụ nằm ngang, bồn được đặt trên một nền bê tông kiên cố. Bồn được phủ cát để tránh sự hấp thụ nhiệt từ môi trường bên ngoài. Trên mỗi bồn chứa được lắp đặt các thiết bị để đảm bảo an toàn cho bồn chứa. Mỗi bồn chứa được lắp hai van an toàn áp suất ( 1 làm việc và 1 dự phòng), mỗi van được thiết kế theo tiêu chuẩn API 520 và API 521. Trong quá trình vận hành nếu áp suất trong bồn chứa tăng vượt mức cài đặt thì van tự động xả ra đuốc đốt. Các van này được nối ở mức kép để khi cần thiết tháo dỡ kiểm tra thì một van xả áp ra đuốc đốt khi có bất kì sự cố vượt áp nào. Trường hợp các van an toàn áp suất được nối với đuốc đốt thì mỗi van an toàn cần lắp đặt thêm các van cách ly, bố trí ở phía xả các van an toàn cần được tháo gỡ để kiểm tra định kì. Trên mỗi bồn chứa có lắp đặt thiết bị báo mức trên mỗi bồn chứa được thiết kế dạng báo tín hiệu trực tiếp và chính xác đến người vận hành. Trong suốt quá trình xuất hay nhập sản phẩm các thiết bị báo mức này theo dõi và đo mức chất lỏng trong bồn để báo về phòng điều khiển ngừng quá trình xuất hay nạp sản phẩm. Tại đầu đường ống nạp của bồn còn lắp đặt các van SDV với mục đích an toàn, các van SDV sẽ đóng khi có tín hiệu báo mức cao trong bồn nhằm mục đích bảo vệ bồn, tránh tình trạng xảy ra trường hơp quá đầy và tăng tính lưu động trong quá trình tàng trữ sản phẩm. Tại đường xuất của mỗi bồn chứa cũng lắp đặt các van SDV thứ 2, khi có tín hiệu báo mức thấp trong bồn thì van này sẽ đóng lại. Mục đích của việc lắp đặt van này là bảo vệ bồn chứa không bị tình trạng hút chân không và làm hư các máy bơm của bồn. Chức năng thứ 2 của van này là nhận tín hiệu cháy từ các thiết bị dò báo cháy, các van này đều có 2 chế độ điều khiển: Điều khiển bằng tay và điều khiển tự động. Trên bồn chứa được lắp đặt các thiết bị đo nhiệt độ và áp suất. Chúng được thiết kế cho việc ghi lại nhiệt độ và áp suất một cách thưòng xuyên để truyền về phòng điều khiển. Ký hiệu của các thiết bị trên bồn chứa như sau : - SV : Van an toàn - P : Áp kế - hiển thị các thông số áp suất trong bồn. - T : Nhiệt kế - Đo các giá trị về nhiệt độ trong bồn. - PT : Bộ chuyển áp – đo các giá trị áp suất trong suốt quá trình xuất nạp sản phẩm, giá trị đó được chuyển về phòng điều khiển. - L2 : Thiết bị chuyển đổi mức – Trong khi xuất nạp sản phẩm thiết bị này sẽ tiền báo động về mức chất lỏng trong bồn chứa ở mức thấp hay cao tương ứng. - L3 : Thiết bị truyền mức hoạt động bằng từ - sau khoảng 10 – 15 phút kể từ khi tiền báo động về mức chất lỏng cao trong bồn thì thiết bị báo mức L3 phát tín hiệu và kích hoạt động các van nạp sản phẩm ở đầu vào mỗi bồn chứa. -L1 : bộ đo mức cao – trong quá trình nạp, chất lỏng trong bồn ở mức quá cao thì thiết bị báo mức sẽ báo tín hiệu và công tắc áp suất quá cao LSHH sẽ đóng van nạp của cụm bồn bể. - L4 : bộ đo mức thấp – trong suốt quá trình xuất sản phẩm, khi mức lỏng trong bồn chứa ở mức thấp thì công tắc áp suất mức thấp LSL sẽ đóng bơm xuất sản phẩm. - VR : van hồi lưu – có chức năng tiếp nhận hơi hồi lưu vào bồn chứa để bù thể tích khí đang xuất. - M : cửa người – sử dụng cho người chui vào kiểm tra trong quá trình bảo dưỡng. - A : Van nạp sản phẩm. - B : Van xuất sản phẩm 3.4 Tình hình xây dựng bể chứa ở nước ta Trong những năm gần đây sự phát triển của ngành Dầu khí và nhu cầu về tiêu thụ, cung ứng xăng dầu ngày càng to lớn. Do vậy, hàng loạt các loại bồn chứa đã được xây dựng phục vụ cho khai thác dầu khí, công tác cung ứng vận chuyển xăng dầu và dự trữ xăng dầu cho mục tiêu an toàn năng lượng quốc gia với quy mô và dung tích khác nhau. Ngành xây dựng nước ta đã tự thiết kế và thi công được bồn chứa có dung tích lớn tới 25.000m3 (Cát Lái –Thành phố Hồ Chí Minh) và nhiều loại bể có quy mô phức tạp. Nhưng hiện nay các kho xăng dầu của ta đa số vẫn là những loại nhỏ và không tập trung, các bể có dung tích nhỏ hơn 5000 m3 mà ta đã xây dựng trước đây tỏ ra không hiệu quả. Vấn đề này đặt ra cho những nhà thiết kế, các nhà quản lý cần có các giải pháp quy hoạch, thiết kế và xây dựng các kho xăng dầu đạt hiệu quả cao. Một trong những giải pháp đó là nâng sức chứa có dung tích từ 10.000 m3 đến 20.000 m3, thậm chí lên đến 50.000 m3 nhằm giảm diện tích xây dựng, giảm giá thành đầu tư xây dựng kho và giảm tổn thất nhiên liệu do quá trình vận chuyển và bay hơi.