Đề tài tìm hiểu quá trình công nghệ sản xuất khí hóa lỏng tại nhà máy Dinh Cố, thiết lập sơ chức năng đo và điều khiển quá trình này

Đề tài tìm hiểu quá trình công nghệ sản xuất khí hóa lỏng tại nhà máy Dinh Cố, thiết lập sơ chức năng đo và điều khiển quá trình này

Đề tài : Tìm hiểu quá trình công nghệ sản xuất khí hóa lỏng tại nhà máy Dinh Cố , Thiết lập sơ chức năng đo và điều khiển quá trình này

Giảng viên hướng dẫn : Phạm Trung Kiên

Mục Lục

ChƯƠNG I Giới thiệu quá trình công nghệ tách khí nhà máy Dinh Cố

1.1 Giới thiệu về khí hóa lỏng

1.2 KHAI THÁC VÀ SỬ DỤNG LPG TRÊN THẾ GIỚI

1.3 KHAI THÁC VÀ SỬ DỤNG LPG Ở VIÊT NAM

1.4 Các đặc tính của LPG

1.5 Cơ sở lý thuyết quá trình

CHƯƠNG II: NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

2.1 CHỨC NĂNG - NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY:

2.2 SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY

2.3 NGUỒN NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT:

2.3.1 Nguyên liệu đầu vào theo thiết kế

2.3.2 Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành hiện nay

2.4 SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY:

CHƯƠNG III Thiết lập yêu cầu điều khiển tháp tách ở chế độ GPP

nhà mày Dinh Cố

3.1 Tổng quan các thiết bị chính trong chế độ làm việc GPP

3.2 Sơ đồ chức năng tháp tách trong chế độ GPP

3.2.1 Tháp tách ethane C-01

4.2 Sơ đồ chức đo và điều khiển tháp C01.

Chương I Giới thiệu quá trình công nghệ tách khí nhà máy Dinh Cố

1.1 giới thiệu về khí hóa lỏng

Khí hóa lỏng - khí gas hay còn gọi đầy đủ là khí dầu mỏ hóa lỏng LPG (Liquefied

Petroleum Gas) có thành phần chính là propan C3H8 và butan C4H10.

Bình thường thì propan và butan là các chất ở dạng khí, nhưng để dễ vận chuyển và sử dụng, người ta cho chúng tồn tại ở dạng lỏng LPG không màu, không mùi (nhưng chúng ta vẫn thấy gas có mùi vì chúng đã được cho thêm chất tạo mùi trước khi cung cấp cho người tiêu dùng để dễ dàng phát hiện ra khi có sự cố rò rỉ gas) Mỗi kg LPG cung cấp khoảng

12.000 kcal năng lượng, tương đương nhiệt năng của 2 kg than củi hay 1,3 lít dầu hỏa hoặc 1,5 lít xăng Việc sản sinh ra các loại chất khí NOx, khí độc và tạp chất trong quá trình cháy thấp đã làm cho LPG trở thành một trong những nguồn nhiên liệu thân thiện với môi trường

1.2 KHAI THÁC VÀ SỬ DỤNG LPG TRÊN THẾ GIỚI

Cùng với sự phát triển của các ngành công nghiệp, ngành công nghiệp sản xuất và sử dụng nguồn nguyên liệu từ dầu mỏ và khí cũng được phát triển mạnh mẽ với mục đích chủ yếu là giải quyết vấn đề nhiên liệu động cơ, nhiên liệu công nghiệp, nhiên liệu dân dụng Trong

sự phát triển đó công nghiệp chế biến khí đã phát triển không ngừng, nó đem lại hiệu quả kinh

tế cao cho nền kinh tế

Trong quá trình khai thác dầu mỏ do áp suất và nhiệt độ giảm, khí hòa tan trong dầu mỏ

sẽ thoát ra; khí thu được cùng với quá trình khai thác dầu và được gọi là khí đồng hành Khí thiên nhiên, khí đồng hành là nguồn nguyên, nhiên liệu quý giá do ít gây ô nhiễm môi trường,

có giá thành rẻ và tính an toàn cao

Đối với các nước phát triển, LPG được sản xuất mạnh như Mỹ, Nga, Canada, Mehico, Nauy… LPG được sản xuất từ nguồn nguyên liệu chính là khí thiên nhiên và khí đồng hành, tổng sản lượng LPG thu được từ quá trình chế biến khí đồng hành chiếm trọng lớn khoảng 60% khối lượng

Trên thế giới năm 2000 sử dụng LPG đạt tới 255 triệu tấn với tốc độ tăng hàng năm 4 - 6 % Khu vực tiêu thụ sản phẩm LPG lớn là Đông Bắc Á có Nhật Bản, Trung Quốc, Hàn Quốc, Ấn Độ Khu vực Bắc Mỹ có Mỹ, Mehico, Canada và khu vực Tây Âu

Châu Á hiện nay là nơi diễn ra các hoạt động đầu tư các cơ sở vật chất kỹ thuật phục vụ quá trình khai thác, tiếp nhận và phân phối LPG với tỷ lệ phát triển 10 - 30 % năm Tại Ả Rập Xêut là nước sản xuất LPG lớn nhất thế giới hiện nay Hàng năm xuất khẩu khoảng 10 triệu tấn Nhật bản là nơi có nhu cầu nhập khẩu LPG lớn nhất hiện nay chiếm khoảng 26% nhu cầu nhập khẩu LPG trên thế giới Malaysia là nước trong những năm qua cũng đã phát triển rất mạnh mẽ về công nghiệp dầu khí, sản lượng khai thác tăng gấp 5,5 lần trong đó có 20% là khí đồng hành dùng để chế biến LPG Các nước Đông Nam Á trong những năm gần đây cũng đã và đang tiêu thụ LPG tăng lên đáng kể khoảng 16 triệu tấn/năm

Khu vực Châu Phi, các nước có khả năng sản xuất LPG lớn như Angeri, Nigeria, Ai Cập, Libi, sản lượng cung cấp khoảng 7,8 triệu tấn/năm

Nhu cầu tiờu thụ LPG ở Tõy Âu khoảng 22 triệu tấn/năm vào năm 1996 lượng LPG nhập chủ yếu từ Anh và Nauy

Trong thập kỷ vừa qua nhu cầu tiờu thụ LPG trờn thế giới tăng gấp 9 lần so với nhu cầu về dầu

mỏ

Hiện nay, LPG được sử dụng khỏ rộng rói làm nhiờn liệu trong sinh hoạt và cụng nghiệp Tuy nhiờn trong những năm sắp tới LPG sẽ được sử dụng ngày một nhiều hơn để làm nguyờn liệu cho cụng nghiệp tổng hợp hữu cơ-húa dầu nhằm chế biến, chuyển húa ra cỏc sản phẩm cụng nghệ cú giỏ trị kinh tế cao

1.3 KHAI THÁC VÀ SỬ DỤNG LPG Ở VIỆT NAM

Việt Nam là nước cú tiềm năng về dầu khớ rất lớn, được phỏt hiện vào những năm 1970, với sự giỳp đỡ về mặt kinh tế, kỹ thuật của cỏc chuyờn gia Liờn Xụ đó tiến hành thăm dũ và khai thỏc dầu khớ trờn quy mụ lớn ở miền Nam nước ta Do cú tiềm năng về dầu khớ như vậy nờn việc khai thỏc và sử dụng khớ ở nước ta đó và đang phỏt triển mạnh mẽ, đúng gúp rất lớn cho nền kinh tế đất nước

LPG được tạo thành từ các quá trình xử lý và chế biến dầu thô như là một sảnphẩm phụ từ các thiết bị hoá học Phần Propan, Butan còn lại trong dầu thô đã được ổn

định hoá bị tách ra trong quá trình tinh chế ở cột phân đoạn dầu thô Các th ành phần củaLPG này là propan, n-butan và isobutan Ngoài ra LPG còn được sản xuất từ các quátrình chuyển hoá như reforming xúc tác, cracking nhiệt, cracking xúc tác vàhydrocracking Thành phần của LPG này phụ thuộc vào các quá trình trên những đặc

trưng là bao gồm cả những hợp chất no (propan, n-butan, isobutan) và cả những hợp chất

không no như propen và buten

Hiện nay, Việt Nam đang khai thác 6 mỏ dầu và mỏ khí hình thành 4 cụm khai thác khí quan trọng

- Cụm khí thứ nhất nằm ở vùng đồng bằng Bắc Bộ, gồm nhiều mỏ khí nhỏ, trong đó có Tiền Hải - Thái Bình, trữ lượng khoảng 250 tỷ m 3 khí, được bắt đầu khai thác năm 1981 phục vụ cho công nghiệp địa phương

- Cụm khí thứ 2 thuộc vùng biển Cửu Long, gồm có 4 mỏ dầu Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ru Bi

là cụm quan trọng nhất, cung cấp trên 96% sản lượng dầu toàn quốc

- Cụm thứ 3 ở vùng biển Nam Côn Sơn gồm mỏ Đại Hùng đang khai thác và các mỏ khí đã phát hiện khu vực xung quanh Lan Tây, Lan Đỏ, Hải Thạch, Mộc Tinh đang chuẩn bị đưa vào khai thác Theo dự kiến của PetroVietNam, khoảng thời gian năm 2003 đến năm 2010 cụm mỏ dầu khí ở vùng biển Cửu Long, Nam Côn Sơn có thể cung cấp 6÷8 tỷ m 3

khí/năm, nó là cơ sở nguyên liệu cho cụm công nghiệp dầu khí ở Bà Rịa - Phú Mỹ và Dung Quất

- Cụm mỏ thứ 4 tại thềm lục địa Tây Nam gồm có mỏ BungaKewa - Cái Nước đang khai thác, sẽ

là nơi khai thác và cung cấp khí lớn thứ 2 và là cơ sở đảm bảo cho sự phát triển cụm công nghiệp dầu khí ở Cà Mau - Cần thơ

Sản lượng khai thác ở Việt Nam hiện nay vượt quá 100 triệu tấn, đây có thể coi là những thành công bước đầu của ngành dầu khí nước ta Song bên cạnh đó vấn đề đặt ra là phải xây dựng 1 ngành công nghiệp dầu khí và hóa dầu hoàn chỉnh song song với khai thác thì mới phát huy hết hiệu quả kinh tế của dầu mỏ

Công nghiệp khí đòi hỏi phải có công nghệ đồng bộ từ khai thác, vận chuyển, chế biến và tiêu thụ Nguồn tiêu thụ đầu tiên là dự án khai thác và dẫn khí vào bờ cho các nhà máy điện Phú Mỹ I và Phú Mỹ II, nhà máy sản xuất phân đạm Cùng với nó, ngày 1/1/1995 nhà nước đã quyết định cho nhà máy điện Bà Rịa - Vũng Tàu sử dụng khí đồng hành thay diegel, đồng thời xây dựng nhà máy khí Dinh Cố tại Bà Rịa với công suất thiết kế là vận chuyển vào bờ 3 triệu m 3 khí/ngày và sẽ được nâng lên 3,5 - 4 tỷ m 3

khí/năm Đây là nhà máy xử lý khí đầu tiên của nước

ta đã chính thức hoạt động, cung cấp LPG phục vụ cho công nghiệp và dân dụng

Song song với dự án trên thì năm 1998 PetroVietnam cũng đã bắt đầu khởi công xây dựng nhà máy lọc dầu Dung Quất.

LPG được sản xuất tại Dinh Cố sử dụng nguồn nguyên liệu là khí đồng hành được vậnchuyển từ các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng Khí đồng hành tại các mỏ này có hàm lượng

H2S và CO2 rất thấp (0,4÷4%) rất thuận lợi cho chế biến và sử dụng

Dầu mỏ Bạch Hổ có tỷ xuất khí hòa tan trung bình là 180m3/tấn nghĩa là cứ một tấn dầu trong điều kiện mỏ có áp suất lớn hơn áp suất bão hòa khi khai thác lên có thể tách ra 180m3 khí Sản lượng khai thác hiện nay của nước ta vào khoảng 10 triệu tấn với lượng khí đồng hành khoảng 1,8 tỷ m3/năm và hiện nay lượng khí đồng hành đã được thu gom hết vào bờ

Sản lượng khai thác dầu ngày càng tăng khoảng 30÷40 triệu tấn thì ta sẽ thu đượckhoảng 34÷72 tỷ m3 khí đồng hành Đây là một nguồn nguyên liệu rất dồi dào thúc đẩynhanh ngành công nghiệp chế biến khí của nước ta, trong đó có công nghệ sản xuấtLPG, đồng thời thúc đẩy sự phát triển các ngành công nghiệp khác có liên quan

Về tiêu thụ LPG ở Việt Nam đã có trước những năm 1975 Nhưng mãi đến năm 1991, do Nhà nước có ban hành chính sách mở cửa để thu hút đầu tư nước ngoài, kết hợp với sự đổi mới, nâng cao mức sống của nhân dân lúc đó LPG được quay lại sử dụng ở Việt Nam và hình thành các công ty chuyên cung cấp LPG Bắt đầu từ năm 1995 thì mức tiêu thụ LPG hàng năm, ngày càng được phát triển mạnh mẽ

Việt Nam là một nước nằm trong khu vực đang có sự phát triển rất mạnh mẽ cả về sản xuất lẫn tiêu thụ LPG trên thế giới, và thực tế thị trường tiêu thụ LPG ở nước ta hiện nay rất sôi động đã và đang đáp ứng nhu cầu sử dụng LPG trong tất cả các ngành, các lĩnh vực của ngành kinh tế

Theo điều tra của các công ty trong và ngoài nước thì nhu cầu tiêu thụ LPG ở Việt Nam trong những năm vừa qua như sau:

Đơn vị tính: Tấn

Năm Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Toàn quốc

LPG có đặc tính là độ sạch cao, không lẫn tạp chất ăn mòn và các tạp chất

có chứa lưu huỳnh, không gây ăn mòn các phương tiện vận chuyển và tồn chứa

Khi cháy, LPG không gây ô nhiễm môi trường, không gây độc hại kể cả khi

LPG tiếp xúc trực tiếp với thực phẩm LPG là loại khí đốt thuận tiện cho việc

vận chuyển và tồn chứa do khả năng hoá lỏng ở áp suất không quá cao khi ở

nhiệt độ bình thường (0,3 ÷ 0,4MPa) vì thế 5000l khí có thể hoá lỏng để chứa

trong bình chứa 20 lít lỏng.

Tính chất cơ bản của LPG

a Thành phần

LPG chủ yếu bao gồm cả các hydrocacbon parafin có công thức chung

CnH2n+2 Có olefin hay không là phụ thuộc vào phương pháp chế biến LPG là

hỗn hợp của các hydrocacbon như butan, propan, izo - butan, hỗn hợp butan -

propan ở trạng thái lỏng Tuy nhiên vẫn có khả năng trong LPG chứa etan,

pentan nhưng với tỷ lệ không đáng kể.

LPG được chứa trong các loại bình chịu áp lực khác nhau và tồn chứa ở

trạng thái bão hoà, tức là dưới dạng lỏng và dạng hơi nên với thành phần không

đổi, áp suất bão hoà trong bình chứa không phụ thuộc vào lượng LPG bên trong

mà phụ thuộc vào nhiệt độ bên ngoài.

Thông thường các loại bồn chứa chỉ được chứa gas lỏng tối đa khoảng 80 ÷ 85% thể tích bình, phần thể tích còn lại dành cho phần hơi có thể giãn nở khi thay đổi nhiệt độ môi trường bên ngoài

b Tỷ lệ giãn nở

LPG có tỷ lệ giãn nở lớn, từ dạng lỏng sang dạng hơi Nhờ hệ số giãn nở

này mà LPG trở lên kinh tế hơn khi bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng

Tỷ lệ giãn nở: - Propan: 1 thể tích lỏng cho 270 thể tích hơi ở 1 atm

- Butan: 1 thể tích lỏng cho 283 thể tích hơi ở 1 atm

c Áp suất của LPG

Áp suất tối đa cho phép đối với sản phẩm LPG như sau:

- Propan C3H8 có áp suất 1448 KPa ở 37,8oC

- Butan C4H10 có áp suất 438 KPa ở 37,8oC

d Tỷ trọng của LPG

Tỷ trọng của hơi LPG là tỷ trọng giữa trọng lượng của dung tích hơi quy

định và trọng lượng của một dung tích không khí tương đương

- Propan: 1 lít propan hơi cân nặng bằng 1,5 lít không khí

- Butan: 1 lít butan hơi cân nặng bằng 2,0 lít không khí

9 Năng suất tản nhiệt thực tế (net)

Kcal/kg Kcal/Nm3

11.000 21.000

10.900 28.400

15,3 30,0

Tỷ trọng của LPG lỏng nặng bằng 0,51 ÷ 0,58 so với nước có tỷ trọng là 1 Chính vì vậy, nếu LPG thoát ra ngoài, hơi của nó sẽ lan truyền trên mặt đất hoặc trên mặt nước ở nơi thấp nhất Nếu

Điểm sôi là nhiệt độ mà ở đó chất lỏng sôi ở áp suất khí quyển

- Điểm sôi của propan là -42 o

Đặc tính chung của propan và butan thương phẩm.

1.5 Cơ sở lý thuyết quá trình sản xuất LPG

LPG tồn tại trong thiên nhiên ở các giếng dầu hoặc giếng gas và cũng có thể sản xuất ở các nhà máy lọc dầu Nguyên liệu ban đầu dùng để sản xuất LPG là dòng khí thiên nhiên khai thác từ các

mỏ dầu hoặc qua quá trình xử lý dầu thô để thu được LPG Về cơ bản, quy trình sản xuất LPG gồm các bước sau:

• Làm sạch khí: loại bỏ các tạp chất bằng phương pháp lắng, lọc Sau khi loại bỏ các tạp chất, khí

nguyên liệu còn lại chủ yếu là các hydrocarbon như etan, propan, butan…

• Tách khí: hỗn hợp khí nguyên liệu cần được tách riêng từng khí để sử dụng và pha trộn cho từng

mục đích sử dụng khác nhau Có thể dùng các phương pháp tách khí như phương pháp nén, hấp thụ, làm lạnh từng bậc, làm lạnh bằng giãn nở khí…Qua hệ thống các dây chuyền tách khí có thể thu được propan và butan tương đối tinh khiết với nồng độ từ 96-98%.

• Pha trộn: các khí thu được riêng biệt lại được pha trộn theo các tỷ lệ thể tích khác nhau tùy theo

yêu cầu Hiện nay trên thị trường Việt Nam có khá nhiều loại LPG khác nhau do các hãng cung cấp với các tỷ lệ propan: butan là 30:70, 40:60, 50:50… Đối với LPG có tỷ lệ là 30:70, 40:60 thường được

sử dụng trong sinh hoạt Còn tỷ lệ pha trộn 50:50 thường được sử dụng làm nguyên liệu trong các ngành công nghiệp như nấu thủy tinh, sản xuất ắc quy, cơ khí đóng tàu

Khi chuyển từ thể lỏng sang thể khí, LPG có tỷ lệ giãn nở rất lớn 1 lít LPG lỏng sẽ tạo ra khoảng

Vì vậy các doanh nghiệp thường bị động trong việc bình ổn thị trường, và đó cũng là lý do khiến thị trường LPG trong nước thường có nhiều biến động về giá so với thế giới

CHƯƠNG II: NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

2.1 CHỨC NĂNG - NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY:

- Tiếp nhận và xử lý nguồn khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và các mỏ khác trong bể Cửu Long.

- Phân phối sản phẩm khí khô đến các nhà máy điện, đạm và các hộ tiêu thụ công nghiệp.

- Bơm sản phẩm LPG, condensate sau chế biến đến cảng PV Gas Vũng Tàu để tàng chứa

và xuất xuống tàu nội địa.

- Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn (khi cần).

2.2 SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY

Nhà máy khí hoá lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được khởi công xây dựng ngày

04/10/1997 – hợp đồng ký ngày 04/09/1997 – với các đơn vị thắng thầu là Tổ hợp Samsung Engineering Company Ltd (Hàn Quốc) cùng công ty NKK (Nhật Bản) theo phương thức trọn gói (EPCC) bao gồm thiết kế, mua sắm, thi công, lắp đặt và chạy thử, nghiệm thu theo đúng tiêu chuẩn quốc tế và các quy định của Nhà nước Việt Nam về xây dựng, an toàn, môi sinh, môi trường, phòng cháy chữa cháy… Toàn bộ nhà máy LPG và hệ thống thu truyền dữ liệu được điều khiển tự động, tổng số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tổng công ty dầu khí Việt Nam (PetroVietNam), được xây dựng tại Dinh Cố thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa- Vũng Tàu với diện tích 89.600 km 2

.

Nhà máy được thiết kế với công suất đầu vào 1,5 tỷ m 3

khí/năm và có 3 giai đoạn vận hành theo chế độ nhằm đáp ứng tiến độ cung cấp sản phẩm.

Giai đoạn thiết bị cực tối thiểu (AMF) chỉ sản xuất condensate ổn định với công suất 342

tấn/ngày và 3,8 triệu m 3

khí/ngày, hoạt động vào tháng 10/1998.

Giai đoạn thiết kế tối thiểu (MF) sản xuất condensate ổn định với công suất 380

tấn/ngày, hỗn hợp butan- propan với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu m 3

/ngày khí khô, hoạt động vào tháng 12/1998.

Giai đoạn nhà máy hoàn chỉnh (GPP) sản xuất condensate ổn định, butan và propan được

tách độc lập và khí khô Giai đoạn hoàn chỉnh với công suất khí đầu vào là 1,5 tỷ m 3

khí/năm thu hồi propan: 537 tấn/ngày; 417 tấn/ngày; condensate: 402 tấn/ngày và khí khô:3,34 triệu

m 3

/ngày Giai đoạn này sử dụng công nghệ Turbo-Expander với khả năng thu hồi sản phẩm lỏng cao

2.3 NGUỒN NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT:

2.3.1 Nguyên liệu đầu vào theo thiết kế:

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ từ ngoài khơi Vũng Tàu được vận chuyển bằng đường ống dẫn 16 inch tới Long Hải và được xử lý tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.

- Áp suất: 10900 kPa

- Nhiệt độ: 25.6 0 C

- Lưu lượng: 1.5 tỷ m 3

/năm (4.3 triệu m 3

/ngày trên cơ sở vận hành 350 ngày)

- Hàm lượng nước: bão hòa (trên thực tế thì hàm lượng nước trong khí đã được

xử lý tại giàn)

- Thành phần khí:

Thành phần Nồng độ (phần mol)

2.3.2 Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành hiện nay:

Từ năm 2002, nhà máy tiếp nhận thêm nguồn khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông được đưa vào giàn nén trung tâm qua đường ống 16 inch dài khoảng 40km thì thành phần khí vào bờ đã thay đổi như sau:

Nhiệt độ ( o

2.4.5 Butane:

1 Đảm bảo vận hành hệ thống ổn định , trơn tru: giữ cho hệ thống hoạt động

ổn định tại điểm làm việc cũng như chuyển chế độ một cách trơn tru, đảm bảo các điều kiện theo yêu cầu của chế độ vận hành, kéo dài tuổi thọ của máy móc vận hành thuận tiện

2 Đảm bảo năng suất và chất lượng sản phẩm: đảm bảo lưu lượng sản phẩm theo kế hoạch sản xuất và duy trì các thông số liên quan chất lượng sản phẩm trong phạm vi yêu cầu

3 Đảm bảo vận hành hệ thống an toàn: giảm thiểu các nguy cơ xảy ra sự cố cũng như bảo vệ con người, máy móc, thiết bị và môi trường.

4 Bảo vệ môi trường: giảm ô nhiễm môi trường thông qua giảm nồng độ khí thải độc hại, giảm lượng nước sử dụng và lượng nước thải, hạn chế bụi và khói, giảm tiêu thụ nguyên liệu và nhiên liệu

5 Nâng cao hiệu quả kinh tế, đảm bảo năng suất và chất lượng theo yêu cầu trong khi giảm chi phí nhân công, nguyên liệu và nhiên liệu, thích ứng nhanh với yêu cầu của thị trường

Hình 1 : Sơ đồ hoạt động nhà máy xử lý khí GPP Dinh Cố:

3.1 Tổng quan các hoạt đông và các thiết bị chính trong chế độ làm việc GPP :

Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy chế biến khí Chế độ này bao gồmcác thiết bị của chế độ MF và được bổ sung một số thiết bị sau : Một tháp táchC3/C4: C-03; Một tháp Stripper: C-04; Hai máy nén K-02, K-03; Thiết bị Turbo-Expander: CC-01; Các thiết bị trao đổi nhiệt: E-17, E-11,

Sơ đồ công nghệ chế độ GPP được nêu ra ở hình vẽ đính kèm Trong đóđường đậm biểu diễn dòng lưu chất (lỏng, khí) trong chế độ GPP Sơ đồ côngnghệ chế độ GPP có thể được mô tả như sau:

Khí ngoài giàn vào nhà máy được tiếp nhận đầu tiên tại Slug Catcher 01/02), dòng lỏng ra có nhiệt độ 25,6°C và áp suất 80 bar được đưa tới V-03.Dòng khí ra từ Slug Catcher qua V-08 để tách nốt phần lỏng còn lại, lượng lỏngđược tách ra này được đưa đến bình tách V-03 để xử lý, còn dòng khí ra từ V-08

(SC-đi vào V-06A/B để tách tinh nước Trong chế độ này, thiết bị Turbo-Expanderđược đưa vào hoạt động thay thế E-20 trong chế độ MF, nên khoảng 2/3 lượngkhí ra khỏi V-06A/B được chuyển tới phần giãn nở của thiết bị CC-01, tại đó khíđược giãn từ 109 bar xuống 33,5 bar và nhiệt độ cũng giảm xuống -18°C, sau đódòng này được đưa vào tháp tinh lọc C-05

Phần còn lại khoảng 1/3 dòng từ V-06A/B được đưa tới thiết bị trao đổinhiệt E-14 để làm lạnh dòng khí từ 26°C xuống - 35°C nhờ dòng khí lạnh ra từđỉnh tháp C-05 có nhiệt độ - 42,5°C Sau đó, dòng này lại qua van giảm áp FV-1001

(áp suất được giảm từ 109 bar xuống 47,5 bar, nhiệt độ cũng giảm xuống còn 62°C) rồi được đưa vào tháp C-05 như một dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh tháp Trongchế độ GPP, tháp C-05 làm việc ở áp suất 33,5 bar, nhiệt độ đỉnh - 42°C và nhiệt

-độ đáy -20°C Khí ra khỏi đỉnh tháp C-05 có nhiệt -độ -42,5°C được sử dụng làmlạnh khí đầu vào thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 trước khi nén ra dòng khíthương phẩm bằng phần nén của CC-01

Quá trình thu hồi lỏng trong chế độ này có khác biệt so với chế độ AMF vàchế độ MF do sự có mặt của tháp C-04 và các máy nén K-02, K-03 Dòng khí ra từđỉnh tháp C-01 được máy nén K-01 nén từ 29 bar lên 47 bar rồi tiếp tục được làmlạnh trong thiết bị trao đổi nhiệt E-08 (tác nhân lạnh là dòng lỏng ra từ V-03 cónhiệt độ là 20°C) và vào tháp C-04 để tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn tronglỏng đến từ V-03 Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47,5bar, nhiệt độ đỉnh và đáy lầnlượt là 44°C và 40°C Khí sau khi ra khỏi thiết bị C-04 được nén tiếp tới áp suất 75bar nhờ máy nén K-02 rồi được làm lạnh tại thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khíE-19 Dòng này được trộn lẫn với dòng khí ra từ V-03, và được nén tiếp tới 109bar bằng máy nén K-03, sau đó lại được làm lạnh và nhập vào dòng khí nguyênliệu trước khi vào V-08 Dòng lỏng ra từ tháp C-04 được đưa đến đĩa thứ 14 củatháp C-01 dòng lỏng ra từ tháp C-05 được đưa đến đĩa thứ nhất của tháp C-01đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh tháp

Trong chế độ này, tháp C-01 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh 14°C

và nhiệt độ đáy 109°C Sản phẩm đáy của tháp C-01 chủ yếu là C+

3 được đưa đếntháp C-02 (áp suất làm việc của C-02 là 11 bar, nhiệt độ đỉnh 55°C và nhiệt độ đáy134oC) để tách riêng condensate và Bupro

Dòng ra từ đỉnh tháp C-02 là hỗn hợp Bupro được tiến hành ngưng tụ hoàntoàn ở nhiệt độ 43°C qua hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-02, sau đóđược đưa tới bình hồi lưu V-02 có dạng nằm ngang Một phần Bupro được bơmtrở lại tháp C-02 để hồi lưu bằng bơm P-01A/B, áp suất của bơm có thể bù đắpđược sự chênh áp suất làm việc của tháp C-02 (11bar) và tháp C-03 (16 bar) PhầnBupro còn lại được gia nhiệt đến 60°C trong thiết bị gia nhiệt E-17 trước khi cấpcho tháp C-03 bằng chất lỏng nóng từ đáy tháp C-03 Sản phẩm đáy của tháp C-03chính là Condensate thương phẩm được đưa ra bồn chứa hoặc dẫn ra đường ốngvận chuyển Condensate về kho cảng Thị Vải.

Sản phẩm ra từ đỉnh tháp C-03 là hơi Propan được ngưng tụ hoàn toàn ởnhiệt độ 46oC trong thiết bị E-11 được lắp tại đỉnh C-03 có dạng làm mát bằngkhông khí và được đưa tới thiết bị chứa hồi lưu V-05 có dạng nằm ngang Sảnphẩm Propane lỏng này được bơm ra khỏi V-05 bơm bằng các máy bơm, mộtphần Propane thương phẩm được tách ra bằng thiết bị điều khiển mức và chúngđược đưa tới đường ống dẫn Propane hoặc bể chứa Propane V-21A Phần còn lạiđược đưa trở lại tháp C-03 như một dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh tháp

Tại đáy tháp C-03, thiết bị trao đổi nhiệt E-10 được lắp đặt để cấp nhiệtđun sôi lại bằng dầu nóng tới nhiệt độ 97°C Nhiệt độ của nó được điều khiển bởivan TV-2123 đặt trên ống dẫn dầu nóng Butan còn lại đưa ra bồn chứa hoặc đưađến kho cảng Thị Vải sau khi được giảm nhiệt độ đến 60°C bằng thiết bị trao đổinhiệt E-17 và đến 45oC nhờ thiết bị trao đổi nhiệt E-12

3.2 Sơ đồ chức năng tháp tách trong chế độ GPP