Báo cáo thực tập nhà máy xử lí khí Dinh Cố

Báo cáo thực tập nhà máy xử lí khí Dinh Cố Báo cáo thực tập nhà máy xử lí khí Dinh Cố Báo cáo thực tập nhà máy xử lí khí Dinh Cố Báo cáo thực tập nhà máy xử lí khí Dinh Cố Báo cáo thực tập nhà máy xử lí khí Dinh Cố Báo cáo thực tập nhà máy xử lí khí Dinh Cố Báo cáo thực tập nhà máy xử lí khí Dinh Cố

Trang 1

LỜI CẢM ƠN

Sau một thời gian thực tập và tìm hiểu về tình hình hoạt động sản xuấtkinh doanh của nhà máy xử lý khí Dinh cố, trực thuộc Công ty TNHH chếbiến và kinh doanh các sản phẩm khí (PVGAS) Tuy thời gian ngắn nhưngviệc thực tập tại đây đã giúp chúng em cũng cố được phần kiến thức ởtrường 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 thànhbài 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 lờicảm ơn chân thành nhất Chúng em gồm: Bùi Thanh Sang, Phan Trọng Quân.Sinh viên lóp CDHD6 khoa hoá trường Đại Học Công Nghiệp TP HCM xinkính chuyển đến quí thầy cô trung tâm công nghệ hoá học đã trang bị chochúng em vốn kiến thức quí giá và tạo điều kiện thuận lợi cho chúng emđược thực tập tại nhà máy xử lý khí Dinh cố Đặc biệt là thầy Nguyễn HữuSơn 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 đốcphòng kỹ thuật, đặc biệt là anh Mai Xuân Ba cùng sự hướng dẫn tận tình củacác anh chị trong phân xưởng của nhà máy xử lý khí Dinh cố đã tạo điềukiện cho chúng em trong thời gian thực tập và hoàn thành bài báo cáo này

Nhóm sinh viên

Trang 2

Dương Văn Dũng - Lóp CDHN32B - Ngành Hóa Dầu

XÍ NGHIỆP CHẾ BIẾN KHÍ Cộng Hòa Xã Hội Chủ Nghĩa Việt Nam NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CÓ Độc lập - Tự Do - Hạnh Phúc

— 0000—

Vũng tàu, ngày tháng năm 2007

NHẬN XÉT CỦA NHÀ MÁY xử LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 3

Bảo Cáo Thực Tập Nhà Máy Xử Lý Khỉ Dinh cổ

Bộ Công Nghiệp Cộng Hòa Xã Hội Chủ Nghĩa Việt Nam Trường ĐH Công Nghiệp TP.HCM Độc lập - Tự Do - Hạnh Phúc

—-0000—-NHẬN XÉT CỦA GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN

Thành phố Hồ Chỉ Minh, ngày thảng năm 2007

Trang 4

LỜI MỞ ĐẦUKhông riêng gì Việt Nam, hiện nay trên thế giới vấn đề năng lượng rấtđược quan tâm và chú trọng phát triển Bởi năng lượng luôn được xem làhuyết 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 đầukhai thác và phát triển, tiềm năng về khai thác và chế biến dầu chưa thật sựphát triển Tuy nhiên nền công nghiệp khí Việt Nam cũng đạt được nhiều kếtquả 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 ngoàinhư: BP (vương quốc Anh), ONGC - Videsh (Ấn Độ), Conocophillips (Mỹ),JVPC - liên doanh Việt - Nhật đã góp phần thúc đẩy đáng kể đến việc pháttriển ngành dầu khí còn non trẻ ở Việt Nam

Được sự đầu tư và quan tâm đặc biệt của chính phủ Việt Nam, nănglượng 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 hoạtđộng, đánh dấu bước phát triển vượt bật của ngành công nghiệp khí ViệtNam

Nhà máy xử lý khí Dinh cố trực thuộc công ty PV GAS là đơn vị trựcthuộc tập đoàn dầu khí quốc gia việt nam (PETROVIETNAM) hoạt độngtrong lĩnh vực vận chuyển, chế biến và kinh doanh các sản phẩm khí Là nơichế 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 caochất lượng sản phẩm, ổn định thị trường, đáp ứng nhu cầu tiêu thụ trongnước cũng như xuất khẩu Phấn đấu để trở thành đơn vị đi đầu trong việcphát triển kinh tế, xây dựng đất nước ngày một phồn vinh

Trang 5

MỤC LỤC

PHẦN 1: TỒNG QUAN 7

Chương 1: TỒNG 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: TỒNG 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 TỒ CHỨC CỦAPVGAS 18

PHẦN 2: NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 20

Chương 1: TỒNG QUAN VỀ NHÀ MÁY CHẾ BẾN 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 35

QUI TRÌNH CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT CỦA 35

NHÀ MÁY CHÉ BIÉN KHÍ DINH CỐ 35

1 CÁC THIẾT BỊ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY 35

2 BA CHÉ Độ VẬN HÀNH CỦA NHÀ MÁY CHÉ BIÉN KHÍ DINH CỐ .Ị 61

3 CHẾ Độ VẬN HÀNH HIỆN TẠI CỦA NHÀ MÁY (GPP CHUYỂN ĐỔI) 75

Chương 3: AN TOÀN TRONG VẬN HÀNH 80

1 Bộ PHẬN PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY 80

2 PHÁT HIỆN NGUY cơ CHÁY NỔ 80

3 HỆ THỐNG CHỮA CHÁY 81

4 HỆ THỐNG CHỐNG SÉT 81

Trang 6

5 RỘ RỈ VÀ XỬ LÝ 81

6 CÁC BIỆN PHÁP LÀM GIẢM Ô NHIỄM MÔI TRƯỜNG 82Chương 4: ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRỂN 83KẾT LUẬN 87

Trang 7

PHÀN 1

TÔNG QUAN

Trang 8

Trữ lượng thực tế (tỷm3) Trữ lượng tiềm năng

Trang 10

Thành phần khí thiên nhiên ở Việt Nam

1 CÁC Dự ÁN KHAI THÁC VÀ sử DỤNG KHÍ THIÊN NHIÊN VÀ KHÍ ĐỒNG HÀNH Ở VIỆT NAM:

1.1 Dự án sử dụng khí đồng hành mỏ Bạch Hổ:

1.1.1 Giai đoạn la: (Fast Track):

Công trình đã được dự kiến liên doanh một phần hoặc toàn bộ với đốitác nước ngoài Song song với quá trình tìm đối tác liên doanh, chính phủ đãphê duyệt thiết kế tổng thể và cho phép triển khai công trình để sớm đưa khívào bờ, với mục đích cung cấp cho nhà máy chế biến khí Dinh cố và các nhàmáy 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

Trang 11

• 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 họp nhà máy điện Bà Rịa,Phú Mỹ cũng được triển khai xây dựng

1.1.2 Giai đoạn lb: (Fast TrackExtevision):

Giai đoạn sớm đưa khí vào bờ được mở rộng với việc lắp đặt các hạngmục:

• Giàn nén nhỏ tại giàn công nghệ trung tâm số 2 tại mỏ Bạch Hổ, hệthống tách khí sơ bộ

• Các thiết bị trạm Dinh cố, Bà Rịa được chuyển đổi phù họp 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 độngvới phương án Bypass

Hiện nay đã hoàn thành công nghệ số 2 và cung cấp 3 triệu m3 khí/ngàyđêm cho nhà máy điện Phú Mỹ

1.1.3 Giai đoạn 3:

Giàn nén trung tâm bắt đầu vận hành thương mại, cùng với việc lắp đặtcụm xử lý khí tạm thời ở ngoài khơi, nâng cấp hệ thống công nghệ giai đoạntrước và mở rộng thêm

Hệ thống đã nâng công suất lên 3 triệu m3 khí/ngày đêm với phương ántiếp 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

Trang 12

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 khívào 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

1.2 Xây dựng nhà máy chế biến khí Dinh cổ:

Công việc xây dựng và vận hành nhà máy chế biến khí được phân ratheo 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,

1.3 Dự án khí đốt Nam Côn Sơn:

Các mỏ khí Lan Tây, Lan Đỏ là hai mỏ khí được BP phát hiện, thuộchai 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 khínhiều hơn Theo kế hoạch đó cũng được xây dựng đường ống dẫn khí NamCôn Sơn, là đường ống dẫn khí hai pha dài nhất thế giới, có 26” và 30”, ápsuất vận hành là 160 bar, khí sẽ được tách nước và làm khô tại giàn khai thácngoài khơi Như vậy khí và khí ngưng tụ sẽ được đưa vào bờ tại Long Hải,sau đó được xử lý tại Dinh cố

Trang 13

Trang 14

Tháng 10 năm 1999, PVGAS vận hành nhà máy xử lý khí Dinh cố vàkho cảng Thị Vải, đánh dấu việc hoàn thành toàn bộ dự án khí Bạch Hổ việchoàn 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 Son được đưa vào vận hành,làm gia tăng đáng kể lượng khí cung cấp cho khách hàng công nghiệp ở khuvực miền nam, Việt Nam

Đến ngày 4 tháng 4 năm 2005, 15 tỷ m3 khí khô được đưa vào bờ cungcấp cho các nhà máy điện, đánh dấu một cột mốc quan trọng cho quá trìnhphát triển của PVGAS nói riêng và của ngành công nghiệp dầu khí Việt Namnói chung

Hiện nay, PVGAS đã trở thành một công ty vững mạnh với đội ngũnhân viên đông đảo - 1050 nhân viên Đáp ứng nhu cầu tiêu thụ khí khô,LPG và condensate cho thị trường Việt Nam

Trang 15

Bảo Cảo Thực Tập Nhà Mảy Xử Lý Khỉ Dinh cố

2 GIỚI THIỆU VÈ 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 tậpđoàn dầu khi quốc gỉa Việt Nam (Petro Vietnam); chuyên vận chuyển, chếbiến, phân phối, kinh doanh khí, sản phẩm khí và vật tư thiết bị liên quantrên toàn quốc

Trang 16

■ Thu gom, vận chuyển, tàng trữ, chế biến khí

■ Tổ chức phân phối, kinh doanh các sản phẩm khí khô, khí LPG, kinhdoanh bán sỉ các sản phẩm khí lỏng, kinh doanh vật tư, thiết bị, hóachất trong lĩnh vực chế biến khí và sử dụng các sản phẩm khí, kinhdoanh dịch vu cảng, kho bãi

■ Tư vấn thiết kế, lập dự án đầu tư, đầu tư xây dựng, quản lý, vậnhành, bão dưỡng, sửa chửa các công trình, dự án khí và liên quan đếnkhí

■ 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, sửachữa động cơ, lắp đặt thiết bị chuyển đổi cho phương tiện giao thôngvận 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

Trang 17

mKLIL NCS

1 3- RI ỈLT Ể J « »«

MCI S WÌJ"

J H 1 LIJ * ỈLJ *1 IULI AM

Trang 18

"'ífe !Í?|

-Mã kin TSu-rli Itii M H irú> vú

IỊ líhUHabCD ẳ 5 : «JL Dũlni Mni"iis IIHI

II" 21 * *l bili

Tiêu chuẩn quản lý chất lượng:

■ Chứng chi hệ thống quản lý chất lượng DIN EN ISO 9001:2000 số

01 100 049458 của tổ chức TUY Rheiland Group, thời hạn hiệu lực

từ 18/01/2005-17/01/2008

■ Chứng chi hệ thống quản lý an toàn và sức khoẻ nghề nghiệp,OHSAS 18001:1999 số 01 100 049458 của tổ chức TƯV RheilandGroup, 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, ViệtNam

■ 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 kinh doanh khí thấp áp

■ Liên doanh khí hóa lỏng Việt Nam (VT-GAS)

■ Liên doanh khí hóa lỏng Thăng Long (THANGLONG-GAS)

■ Họp đồng họp tác kinh doanh hệ thống đường ống dẫn khí Nam CônSon

■ Liên doanh đội tàu vận chuyển khí hóa lỏng PVGAS - PTSC

■ Liên doanh chế biến xăng giữa PVGAS và PDC

2 Sơ ĐỒ TỔ CHỨC CỦA PVGAS

Trang 19

kỹ thuậtPhòng nghiên cứu và phát triểnPhòng kinh doanh

Phòng thương mạiPhòng dự ánPhòng điều độPhòng an toàn chất lượngPhòng nam Côn SơnPhòng bảo vệ vũ trang

Xí nghiệp chế biến khí Xí nghiệp vận chuyển khí Xí nghiệp khí Cà Mau

- Xí nghiệp kinh doanh khí thấp áp

- Ban quản lý dự án khí

Trang 20

PHẦN 2

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ

DINH CỐ

Trang 21

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 sửdụng 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, dầudiesel

3 GIỚI THIỆU Dự ÁN

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ (107 km) ngoài khơi bờ biển Vũng Tàuđược vận chuyển qua đường ống 16” tới Long Hải và được xử lý tại nhà máyGPP Dinh cố để thu hồi LPG và các hydrocarbon nặng hơn Khí khô sau khitách hydrocarbon nặng được vận chuyển tới Bà Rịa và Phú Mỹ để dùng làmnhiên liệu cho nhà máy điện

Công suất vận chuyển của khí đồng hành Bạch Hổ giai đoạn này là 4,3triệu 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

Trang 22

triệu m3 khí/ngày đêm Do lưu lượng tăng nên sụt áp qua đường ống cũngtăng lên dẫn đến áp suất khí đầu vào nhà máy giảm xuống còn 70 - 75bar đểđảm bảo hoạt động như thiết kế ban đầu (áp đầu vào 109bar) năm 2002 đãlắp đặt thêm cụm máy nén đầu vào gồm 4 máy nén công suất mỗi máy là1,65 triệu m3/ngày đêm nhằm tăng áp suất khí đầu vào nhà máy từ 70 - 75barlên đến 109bar như thiết kế ban đầu

Theo thiết kế ban đầu nhà máy sử dụng công nghệ Turbo-expander đểthu hồi 540 tấn propan/ngày, 415 tấn butan/ngày và 400 tấn condensate/ngàyvới lưu lượng đầu vào khoảng 4,3 triệu m3 khí/ngày đêm Sản phẩm lỏng củanhà máy được vận chuyển đến kho cảng Thị Vải qua ba đường ống 6” Nhàmáy bao gồm các cụm thiết bị chính như: máy nén đầu vào, slugcatcher, tháphấp phụ tách nước, cụm thiết bị làm lạnh sâu, turbo- expander, các thápchưng 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 thôngqua hệ thống điều khiển DCS đặt tại phòng điều khiển

Các hệ thống đường ống kết nối với nhà máy như: đường ống dướibiển, đường ống vận chuyển khí khô tới các điểm tiêu thụ, các đường ốngvận chuyển sản phẩm lỏng tới kho cảng Thị Vải được giám sát bởi hệ thốngSCADA, lắp đặt ở trạm Dinh cố cũ

4 Sơ LƯỢC VÈ NHÀ MÁY KHÍ DINH CÓ (GPP)

4.1 NGUYÊN LÝ VẬN HÀNH

Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ, được dẫn vào bờ theođường ống 16” và được xử lý tại nhà máy khí Dinh cố nhằm thu hồi LPG vàcác hydrocarbon nặng hơn Phần khí khô được làm nguyên liệu cho nhà máyđiện 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 đượcdẫn vào theo ba đường ống 6” đến kho cảng suất LPG Thị Vải cách Dinh Cố

28 km

Trang 23

Khí ẩm cung cấp cho nhà máy từ hai nguồn Bạch Hổ và Rạng Đônglưu lượng phụ thuộc vào công suất khai thác dầu thô ngoài giàn Do có sựchênh 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 cấpvào từ ngoài khơi Khi nhu cầu tiêu thụ khí nhỏ hơn lượng khí thu gom đượcngoài 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 họp nhu cầu khí của các nhà máy điện cao hơn lượng khícung cấp từ biển vào thì việc thu hồi các sản phẩm lỏng sẽ được giảm tốithiểu 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 lưulượng

■ Ưu tiên cho sản suất dầu:

Trong trường họp 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 sẽđược đốt tại nhà máy

4.2 CÁC GIAI ĐOẠN THIẾT KÉ NHÀ MÁY

■ Nhằm đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh động (đề phòngmột số thiết bị chính gặp sự cố)

■ Đảm bảo cho hoạt động của nhà máy được lien tục khi thực hiện bảodưỡng 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 4,3triệu m3 khí ẩm/ngày đêm Gai đoạn này không có máy nén nào được sửdụng

Trang 24

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 họp bupro khoảng 630 tấn/ngày đêm và condensate khoảng 380 tấn/ngày đêm.

Giai đoạn GPPỉ 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 01A để hồi lưu lượng khí đỉnh tháp tách etan nhằm tăng hiệu suất thu hồi sảnphẩm lỏng hoặc có thể đưa ra trộn với khí khô để cung cấp cho nhà máyđiện, khi phải dừng máy nén này để bảo dưỡng hoặc khi gặp sự cố, thì toàn

K-bộ lượng khí đỉnh tháp C-01 sẽ phải bị đốt bỏ rất lãng phí và ảnh hưởng đếnmôi 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 nhàmáy đã vận hành theo chế độ GPP chuyển đổi do nhà thầu Flour Daniel đánhgiá và thiết kế lại

4.3 ĐIỀU KIỆN NGUYÊN LIỆU VÀO

Áp suất: 109 bar

Nhiệt độ: 25,6°c

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 nhàmáy

Thành phần khí vào nhà máy

Trang 25

Cấu tử Phần mol (%) Cấu tử Phần mol (%)

có thể thay đổi.Thành phần khí thương phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh cố

Trang 26

Nhà máy điện nói chung

Áp suất tối thiểu, bar Tuỳ theo mỗi nhà máy

Nhiệt độ điểm sương của nước -75°c

Tổng nhiệt lượng tối đa 38,000 KJ/m3

Các thông số kỹ thuật đặc trưng của khí khô

Trang 27

- Nhiệt trị toàn phần: là tổng nhiệt sinh ra khi đốt cháy hoàn toànmột đơn vị vật chất khí thương phẩm thu được cộng thêm phầnnhiệt lượng sinh ra khi ngưng tụ phần hơi nước của sản phẩmcháy.

- Nhiệt trị tối thiểu: là tổng nhiệt sinh ra khi đốt cháy hoàn toànmột đơn vị vật chất khí thương phẩm, được đo trong điều kiện ởdạng hơi

b Hàm lượng các họp chất lưu huỳnh

Việc hạn chế thành phần các hợp chất lưu huỳnh trong không khí nhằmtránh hiện tượng ăn mòn, tạo các họp chất gây độc, giảm nhiệt trị khi cháy.Tiêu chuẩn các hợp chất lưu huỳnh ở đây thường biểu diễn cho hàmlượng H2S Thông thường hàm lượng H2S thường được quy định trongkhoảng 20 - 40 ppm

c Nhiệt độ cao nhất

Nhiệt độ cao nhất khi cung cấp cho khách hàng thường được quy định

trong 49°c (120°F).

Trang 28

d Nhiệt độ điểm sương (hàm lượng nước có trong khí thương phẩm)

Tiêu chuẩn thường được đưa ra để tránh hiện tượng tạo thành hydrattrong quá trình giảm áp để đốt khí sản xuất điện Tiêu chuẩn này thay đổitheo từng nước và từng khu vực Nó thường được biểu diễn bằng khối lượngnước có trong một đon vị thể tích khí thương phẩm hoặc nhiệt độ điểmsương của khí tại áp suất tiêu chuẩn (lOOOpsi tương đương 70bar)

Ở Mỹ người ta quy định hàm lượng nước trong khí thương phẩm caonhất ở 112 mg/m3, còn ở Châu Âu thì khoảng 50 đến 60 mg/m3 tương đươngvới nhiệt độ điểm sương của khí -10°c

e Nhiệt độ điểm sương hydrocacbon

Tiêu chuẩn này được đưa ra để đánh giá hàm lượng lỏng tự do, các chấtrắn, hàm lượng nhựa và khả năng tạo nhựa của khí thương phẩm Tiêu chuẩnnày 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 nhàmáy điện Ở Tây Bắc và Châu Âu, tiêu chuẩn này thường thay đổi trongkhoảng từ -10 đến 0°c.

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 khíthương phẩm là khoảng 15 mg/m3

f Các tiêu chuẩn khác

Trong khí thương phẩm ngoài thành phần là khí metan và cáchydrocacbon nhẹ còn chứa các cấu tử phi hydrocacbon như: N2, He, Ar,CƠ2,02, Hg

- Các cấu tử N2, He, Ar thường được khống chế nhỏ hon 1 - 2 %

- CO2 thường được khống chế nhỏ hon 2% bởi vì tính ăn mòn và

có nhiệt cháy bằng không

4.4.2 KHÍ HÓA LỎNG (LPG)

Trang 29

Sản phẩm Propan Butan

Áp suất hơi bão hòa

13 bar ở 37.7°c 4.83 bar ở 37.7°c

Trang 30

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 mộtlượng thì propan tạo ra một thể tích khí lớn hơn Nhiệt độ sôi và áp suất hơibão hòa cách nhau khá xa

- Để hóa lỏng propan thì cần điều kiện: t° = -45, p = lbar hoặc t°

c Hệ sô gian no khôi

Hệ số giản nở khối là đại lượng thể tích tăng lên khi nhiệt độ của vậtchất tăng lên 1 độ

Hệ số giản nở khối ở 15°c đối với propan vào khoảng 0,0016/°c còn đối với butan là 0,001 l/°c Do hệ số giản nở khối của propan, butan lớn nên:

Trang 31

Chế độ AMF MF GPP

Trang 32

a Nguồn gốc chung của condensat

Condensat còn gọi là khí ngưng tụ là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng cómàu 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, cáchợp 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

Trang 33

khí ở các đường ống dẫn hay các thiết bị tách, khí có số nguyên tử cacbonlớn hon 5 sẽ ngưng tụ tạo thành condensat Tuy vậy condensat vẫn chứa mộtlượng khí hóa lỏng do hiện tượng lôi kéo

Do vậy condensat bao gồm các hydrocacbon có phân tử lượng và tỷ

trọng cao hon propan và butan thường được ký hiệu là c 5 + Ngoài các

hydrocacbon no, condensat còn chứa các hydrocacbon mạch vòng, các nhânthom

Condensat thường được ổn định theo các tiêu chuẩn thưong mại, chủyếu là các tiêu chuẩn về áp suất hơi bão hòa trong khoảng 0,6 - 0,7 bar Ở ápsuất này condensat tồn trữ và vận chuyển kinh tế hon

Condensat ở Việt Nam có hai loại

Condensat được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan Khí đi ra từ bình

tách khí (Ci - c 4 ) ở áp suất vỉa (3 - 40bar) và nhiệt độ 103°c 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 - 25°c do đó khí đồng hành sẽ được giảm nhiệt độ từ 80 - 90°c xuống còn 20 - 25°c, do sự giảm nhiệt độ cho nên

condensat sẽ hình thành trong đường ống Khi quay lại hỗn họp hai pha khílỏng sẽ đưa qua van cầu joule_thompson Khí sẽ tụt áp khoảng 2bar và nhiệt

độ sẽ giảm l,5°c 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 condensatđước tách ra và bơm trộn với dầu thô để xuất khẩu và khí được đưa sangdòng ống đứng để đưa vào bờ Trữ lượng condensate này không lớn

Loại 2 là condensate được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển đườngống Ở giai đoạn thứ hai của đề án sử dụng khí thiên nhiên ở việt nam đườngống vận chuyển 1500 triệu m3/năm Khí sẽ ẩm hơn do đó sẽ có nhiềucondensate ngưng tụ hơn Đường ống vận hành theo kiểu 2 pha với áp suất125bar và t°=45°c Tại Dinh cố condensate sẽ được thu gom và nhập chungvới condensate từ nhà máy chế biến khí, sản lượng condensate này là 9500tấn/năm

Các đặc tính kỹ thuật của condensate:

Trang 34

Dung môi PI(°F) PF(°F)

Trang 35

Báo Cáo Thực Tập Nhà Máy Xử Lý Khỉ Dinh cổ

Sản lượng condensate thu được khi vận hành nhà máy ở các chế độ khác nhau

CHƯƠNG 2

QUI TRÌNH CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT CỦA

NHÀ MÁY CHÉ BIÉN KHÍ DINH CỐ

1 CÁC THIẾT BỊ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY

1.1 THIẾT BỊ SLUG CATCHER

Thiết kế ban đầu:

Áp suất: 109 barLưu lượng khí từ SC-01/02: 4,3 trm3/ngày

Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,5 triệu m3/ngày

Trang 36

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 Danỉel 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 6triệu m3/ngày Tuy nhiên khả năng lỏng bị cuốn theo sẽ tăng lên do đó cầnđặc biệt lưu ý đến hệ thống scrubbers của máy nén đầu vào

Hỗn họp 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 25,6°c sc bao gồm hai hệ thống ống, mỗi hệ códung tích 1400 m3 Khi phân tách được góp lại ở đầu góp 30” và đưa đếnthiết bị ở chế độ công nghệ tiếp theo

Lượng condensat tách ra được góp ở đầu góp 36” và sẽ được đưa đidưới sự điều khiển mức (LIC-0111A & B), mức điều khiển được chia làm haimức A (cao), B (thấp) bởi thiết bị điều khiển bằng tay HS-0111,0112 Trongtrường hợp lượng lỏng lớn ở mức cao H thì van vào sẽ đóng, còn ở mức thấpthì 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 táchnước và sản phẩm V-52 (nước được giảm áp đến áp suất khí quyển vàhydrocacbon hấp phụ sẽ được giải phóng qua hệ thống thông gió), nước sẽđược đưa đến Brun pit (ME-52) để đốt, với việc điều khiển mức thấp thìđường dẫn nước sẽ được đóng để tránh các hydrocacbon sụt vào thiết bị táchnước 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 18°c Mục đích của thiết bị này để táchhydrocacbon nhẹ hấp thụ trong condensat Với việc giảm áp từ 109bar xuống75bar thì nhiệt độ sẽ giảm xuống dưới nhiệt độ tạo thành hydrat (20°C) thìcác khí hydrocacbon nhẹ chủ yếu là c2, c3 được tách ra khỏi

Trang 37

phần lỏng và được nén bởi máy nén K-03 từ 75 bar lên 109 bar để hòa cùngvới khí ra từ sc Vì nhiệt độ giảm xuống dưới nhiệt độ tạo thành hydrat nêncần phải có hai van điều khiển mức, một cái như thiết bị dự trữ tại đầu vàocủa thiết bị bốc hơi Trong trường hợp tinh thể hydrat hình thành trong vanthì người ta phun metanol vào Ở trong bồn có hệ thống gia nhiệt để đảm bảo

nhiệt độ lớn hơn 20°c, lưu lượng của dòng lưu chất nóng được điều khiển

bằng thiết bị điều khiển nhiệt, còn condensat được điều khiển bởi thiết bịđiều khiển mức Nước được góp lại ở đáy bồn và được điều khiển ở thiết bịđiều khiển mức thông qua thiết bị bốc hơi V-52 như trong trường họp củathiết bị sc Áp suất vận hành của thiết bị bốc hơi được khống chế ở 75barbằng 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 táchgiữa c2 và c3 c2" và một phần nhỏ c3 sẽ đi ra khỏi đỉnh ở pha khí, phầnlớn lượng c3 + và một phần nhỏ c2 ra khỏi đáy C-01 ở dạng lỏng sẽ đượcđưa 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 14°c

và 109°c ứng với chế độ GPP, đối với chế độ MF thì nhiệt độ này là 6°c và

120°c 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 63,7°c và

194°c.

Tháp tách etan C-01 được thiết kế 32 đĩa van Phần trên của tháp có 13đĩa với đường kính là 2,6m Phần dưới của tháp có 19 đĩa với đường kính3,05m Tháp này có hai nguồn cung cấp, nguồn thứ nhất là dòng lỏng từ thápstripper khí sau khi làm nóng từ 40°c lên 86°c trong bộ trao đổi nhiệt E-04 đivào đĩa thứ 20 Nguồn thứ hai là chất lỏng ở đáy tháp làm sạch C-05 có nhiệt

độ -23°c vào đĩa trên cùng của tháp, chứa 95% mol chất lỏng dùng cho việcphun tưới

Một thiết bị chuyển đổi vi phân áp suất được cài đặt để dò tìm sự sailệch áp suất cao, gây nên quá trình tạo bọt Bốn thiết bị hiển thị nhiệt độ

Trang 38

trên các đĩa 2,3,14 và 20 sẽ cho biết trạng thái của cột; hai thiết bị đun sôi lạikiểu kettle được cài đặt tại đáy của nó với công suất 50%/cái, điều đó tránhđược 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 đâyđược tách từ V-15 Condensat được tách ra nhờ điều khiển dòng FICA-1301với thiết bị điều khiển mức chất lỏng LICA-1302 thông qua thiết bị ổn địnhC-02

Trong chế độ vận hành bình thường hiện nay, tháp C-01 làm việc ở ápsuất 27 BarA (áp suất này được điều khiển bởi K-01A/B), nó có 3 đườngnhập liệu như sau:

- Đường lỏng từ đáy C-05 có nhiệt độ thấp (khoảng -17 -ỉ- -10°C) 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

-ỉ-70°c 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 1305A/B để điều khiển áp suất của V-03

PV-Ngoài ra, dòng lỏng từ đáy tháp C-01 được bốc hơi một phần (phầnchứa các cấu tử nhẹ như etan, propan) quay trở lại đĩa cuối cùng dưới tácdụng của 2 Reboiler E-01A/B Phần lỏng còn lại sẽ được đưa tới V-15 sau đótới 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 C3được 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:

Trang 39

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 hàmlượng C2 trong LPG đạt giá trị mong muốn (khi C2 cao thì tăng nhiệt độ củaC-01, khi C2 thấp thì giảm nhiệt độ của C-01) Hàm lượng C2- cần kiểm soátphụ thuộc vào yêu cầu chất lượng của công ty và theo thỏa thuận với kháchhàng Hiện nay hàm lượng này là từ 2% - 3.0%

- Khi nhận thấy lưu lượng đỉnh C-01 vượt quá giá trị bình thường (vanrecycle PV-1403A của K-01 đóng dần tới 0 thì nên tăng tốc độ của K- 01đồng thời giảm nhiệt độ của C-01 xuống (nhằm giảm lưu lượng khí đi ra từđỉnh 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 mởFV-1301 lớn hơn, tránh ngập đáy C-01, E-01A/B, V-15 làm giảm hiệu quảlàm việc (truyền nhiệt, truyền khối) của tháp

- Hạn chế tối đa việc điều chỉnh các dòng nhập liệu vào tháp C-01 đểgiữ tháp làm việc ổn định

- Cần phải kiểm tra, đưa tháp C-01 hoạt động ổn định và tăng nhiệt độđáy 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 thiểusau 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 họp bấtthường 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 đầuvào máy nén K-01 trong trường họp lưu lượng khí ra từ C-01 nhỏ, vanrecycle PV-1403A mở lớn (70-80%), K-01 đã được điều chỉnh chạy ở tốc độmin 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 phacủa dòng khí từ C-01 về K-01 và gây nguy hiểm cho máy nén

Trang 40

- 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

- 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 nhưmột 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 149°c trong

trường họp thiết bị ổn định không hoạt động Nếu người ta thu hồi LPGtrong chế độ AMF thì tháp tách etan hoạt động đúng chức năng của nó ởnhiệt 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 llbar, bằngcách khống chế hiệu suất của thiết bị trao đổi nhiệt E-02 bằng cách mở hoặcđóng một dòng khí bypass nóng qua van TV-1501A, công suất thiết kế là30% 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 số10; một thiết bị ngưng tụ ở đỉnh, một thiết bị đun sôi lại ở đáy LPG trongtháp C-02 sẽ được tách ra khỏi condensat

Hơi LPG từ đỉnh cột sẽ ngưng tụ ở 43°c trong thiết bị ngưng tụ bằng

không khí E-02 sau đó đến bình hồi lưu V-02 (là bình nằm ngang có đườngkính 2,2m, dài 7m) LPG được bơm hồi lưu P-01A/B (công suất bơm là180m3/h), chiều cao đẩy 133,7m; công suất động cơ là 75kw) Bơm đỉnh cóthể hoạt động ở áp suất llbar (của thiết bị ổn định) hoặc lóbar (của tháp táchC-03) Một dòng LPG lỏng có lưu lượng 80m3/h sẽ được lấy ra nhờ

Định dạng
Số trang	87
Dung lượng	229,36 KB