Tiểu luận Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố

TRƯỜNG CAO ĐẲNG CÔNG NGHIỆP TUY HOÀ KHOA CÔNG NGHỆ HOÁ ------------------š›&š›------------------ BÀI TIỂU LUẬN Đề tài: Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố GVHD : Lê Thị Kim Huyền SVTH : Nhóm 3 Tuy Hoà, Tháng 3 Năm 2011 Danh sách thành viên nhóm 3 Lớp CĐHN32B STT Họ và tên Mã số sinh viên 1 Dương Văn Dũng 0915512081 2 Nguyễn Thị My 0915512101 3 Lê Thị Thương 0915512126 4 Phạm Ngọc Đồng 0915512080 5 Lê Văn Công 0915512074 6 Huỳnh Đảo 0915512077 PHỤC LỤC LỜI MỞ ĐẦU Không riêng gì Việt Nam, hiện nay trên thế giới vấn đề năng lượng rất được quan tâm và chú trọng phát triển. Bởi năng lượng luôn được xem là huyết mạch của một quốc gia, nó tác động tích cực đến việc phát triển kinh tế cũng như quốc phòng. Việt Nam là quốc gia giàu tiềm năng về dầu khí, tuy chỉ mới bước đầu khai thác và phát triển, tiềm năng về khai thác và chế biến dầu chưa thật sự phát triển. Tuy nhiên nền công nghiệp khí Việt Nam cũng đạt được nhiều kết quả to lớn, đáp ứng được nhu cầu tiêu dùng trong nước. Hiện tại, ở Việt Nam đã hình thành nên nhiều tập đoàn dầu khí như: Vietso Petro, Petro Vietnam, Saigon Petro; các công ty dầu khí nước ngoài như: BP (vương quốc Anh), ONGC – Videsh (Ấn Độ), Conocophillips (Mỹ), JVPC – liên doanh Việt - Nhật… đã góp phần thúc đẩy đáng kể đến việc phát triển ngành dầu khí còn non trẻ ở Việt Nam. Được sự đầu tư và quan tâm đặc biệt của chính phủ Việt Nam, năng lượng nói chung và năng lượng khí nói riêng phát triển với tốc độ khá nhanh và bền vững. Tháng 10 năm 1998, nhà máy xử lý khí Dinh Cố đi vào hoạt động, đánh dấu bước phát triển vượt bật của ngành công nghiệp khí Việt Nam. Trong bài tiểu luận này, nhóm chúng tôi xin trình bày về công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố. PHẦN 1. GIỚI THIỆU CHUNG VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ 1.1. Vị trí: Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được xây dựng tại thị xã An Ngãi, huyện Long Đất, Tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu, cách Long Hải 6 km về phía bắc, cách điểm tiếp bờ của đường ống dẫn khí từ Bạch Hổ khoảng 10 km. Diện tích nhà máy 89.600 m2 (dài 320 m, rộng 280m). 1.2. Mục đích chính của nhà máy: Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ. Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ, và làm nhiên liệu cho các ngành công nghiệp khác. Thu hồi các sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao hơn so với khí đồng hành ban đầu. Việc xây dựng nhà máy sẽ tận dụng được một lượng lớn khí đồng hành bị đốt lãng phí ở ngoài khơi và làm tăng hiệu quả kinh tế trong quá trình sử dụng nó. Hơn nữa khí đồng hành là một nguồn năng lượng sạch để sử dụng, có giá thành rẻ và được xem là nhiên liệu lý tưởng để thay thế than, củi, dầu diesel… 1.3. Các nguồn cung cấp khí cho nhà máy: Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ (107 km) ngoài khơi bờ biển Vũng Tàu được vận chuyển qua đường ống 16” tới Long Hải và được xử lý tại nhà máy GPP Dinh Cố để thu hồi LPG và các hydrocarbon nặng hơn. Khí khô sau khi tách hydrocarbon nặng được vận chuyển tới Bà Rịa và Phú Mỹ để dùng làm nhiên liệu cho nhà máy điện. Hiện nay, do sản lượng khí từ mỏ Bạch Hổ đang giảm dần theo thời gian nên nhà máy sẽ tiếp nhận khí bổ sung từ các mỏ khác từ khu vực bể Cửu Long: Sư Tử Trắng, Rồng - Đồi Mồi, Tê Giác Trắng… PHẦN 2. SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY KHÍ DINH CỐ (GPP) 2.1. Nguyên lý vận hành Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ, được dẫn vào bờ theo đường ống 16” và được xử lý tại nhà máy khí Dinh Cố nhằm thu hồi LPG và các hydrocarbon nặng hơn. Phần khí khô được làm nguyên liệu cho nhà máy điện Phú Mỹ, Bà Rịa. Nhà máy được thiết kế với công nghệ Turbo-Expander nhằm thu hồi C3,C4, và condensate. Các sản phẩm lỏng, khí sau khi ra khỏi nhà máy được dẫn vào theo ba đường ống 6” đến kho cảng suất LPG Thị Vải cách Dinh Cố 28 km. 2.2. Các giai đoạn thiết kế nhà máy Nhằm đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh động (đề phòng một số thiết bị chính gặp sự cố). Đảm bảo cho hoạt động của nhà máy được lien tục khi thực hiện bảo dưỡng sữa chữa thiết bị thiết bị không ảnh hưởng đến cấp khí cho các hộ tiêu thụ. Nhà máy được thiết kế vận hành ở 03 chế độ khác nhau. Giai đoạn AMF: bao gồm hai tháp chưng cất, ba thiết bị trao đổi nhiệt, ba bình tách để thu hồi khoảng 340 tấn condensate/ngày đêm từ 4,3 triệu m3 khí ẩm/ngày đêm. Gai đoạn này không có máy nén nào được sử dụng. Giai đoạn MF: bao gồm các thiết bị AMF và bồ sung thêm một thiết bị chưng cất, một máy nén pittông chạy khí 800 kW, ba thiết bị trao đổi nhiệt, ba bình tách để thu hồi hỗn hợp bupro khoảng 630 tấn/ngày đêm và condensate khoảng 380 tấn/ngày đêm. Giai đoạn GPP: với đầy đủ các thiết bị như thiết kế để thu hồi 540 tấn propan/ngày, 415 tấn butan/ngày đêm và 400 tấn condensate/ngày đêm. GPP bao gồm các thiết bị của MF bổ sung thêm: 1 turbo-expander 2200 kW, máy nén pittong 2 cấp chạy khí 1200 kW, 2 tháp chưng cất, các thiết bị trao đổi nhiệt, quạt làm mát và các thiết bị khác. Theo thiết kế ban đầu, nhà máy chỉ sử dụng một máy nén pittong K-01A để hồi lưu lượng khí đỉnh tháp tách etan nhằm tăng hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng hoặc có thể đưa ra trộn với khí khô để cung cấp cho nhà máy điện, khi phải dừng máy nén này để bảo dưỡng hoặc khi gặp sự cố, thì toàn bộ lượng khí đỉnh tháp C-01 sẽ phải bị đốt bỏ rất lãng phí và ảnh hưởng đến môi trường. Do đó nhà máy đã được lắp đặt thêm máy nén thứ 2 (K-01B) Sau khi hoàn tất chế độ GPP, tùy vào điều kiện và hoàn cảnh mà việc sử dụng các chế độ được áp dụng linh hoạt. Kể từ năm 2002, sau khi đưa vào vận hành trạm nén khí đầu vào nhà máy đã vận hành theo chế độ GPP chuyển đổi do nhà thầu Flour Daniel đánh giá và thiết kế lại. 2.3. Điều kiện nguyên liệu vào Áp suất: 109 bar Nhiệt độ: 25,60C Lưu lượng: 5,7 triệu m3 khí/ngày Hàm lượng nước: chứa nước ở điều kiện vận chuyển cấp cho nhà máy. Hàm lượng nước này sẽ được khử bằng thiết bị khử nước trước khi vào nhà máy. Bảng 2.3. Thành phần khí vào nhà máy Cấu tử Phần mol (%) Cấu tử Phần mol (%) N2 0,21 C6 0,51 CO2 0,06 C7 0,26 CH4 70,85 C8 0,18 C2 13,41 C9 0,08 C3 7,5 C10 0,03 iC4 1,65 Cyclo C5 0,05 nC4 2,37 Cyclo C6 0,04 iC5 0,68 Benzen 0,04 nC5 0,73 H2O 1,3 2.4. SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY 2.4.1. KHÍ THƯƠNG PHẨM Khí thương phẩm còn gọi là khí khô. Là khí đã qua chế biến đáp ứng được tiêu chuẩn để vận chuyển bằng đường ống và thoả mãn được các yêu cầu của khách hàng. Khí khô có thành phần chủ yếu là CH4 (không nhỏ hơn 90%) và C2H4. Ngoài ra còn có lẫn các hydrocacbon nặng hơn và các khí khác như H2, N2, CO2… tùy thuộc vào điều kiện vận hành mà thành phần khí có thể thay đổi. Bảng 2.3.1a. Thành phần khí thương phẩm của nhà máy xử lý khí Dinh Cố Lưu lượng khí 5,7 triệu m3 khí/ngày Thành phần % mol Thành phần % mol N2 0,178 iC5H12 0,0508 CO2 0,167 nC5H10 0,005 CH4 81,56 C6H14 0,016 C2H6 13,7 C7H16 0,00425 C3H8 3,35 C8+ 0,00125 iC4H10 0,322 Hơi nước 0,00822 nC4H10 0,371 Bảng 2.3.1b. Các thông số kỹ thuật đặc trưng của khí khô Nhà máy điện nói chung Áp suất tối thiểu, bar Tuỳ theo mỗi nhà máy Nhiệt độ 200C trên điểm sương Nhiệt độ điểm sương -100C Nhiệt độ điểm sương của nước -750C Tổng nhiệt lượng tối đa 38,000 KJ/m3 Lượng các tạp chất 30 ppm H2S 20 – 40 ppm N2, He, Ar < 2% 2.4.2. KHÍ HÓA LỎNG (LPG) Khí hoá lỏng gọi tắt là LPG, có thành phần chủ yếu là propan và butan được nén lại cho tới khi hoá lỏng (áp suất hơi bảo hòa) ở một nhiệt độ nhất định để tồn chứa và vận chuyển. Khi từ thể khí chuyển sang thể lỏng thì thể tích của nó giảm 250 lần. Butan và propan là hai sản phẩm thu được từ sự phân tách Bupro. Thành phần của LPG: Thành phần chủ yếu của LPG là các cấu tử C3 và C4 gồm có: Propan (C3H8): 60% mol Butan (C4H10): 40% mol Ngoài ra còn chứa hàm lượng nhỏ cấu tử etan và pentan… trong LPG còn chứa các chất tạo mùi mercaptan (R-SH) với tỷ lệ nhất định (nhà máy GPP hiện đang sử dụng 40 ppm) để khi rò rỉ có thể nhận biết bằng khứu giác. Tất cả các cấu tử đều tồn tại ở thể lỏng, dưới nhiệt độ trung bình và áp suất thường. Đối với LPG đóng chai thì tuỳ theo điều kiện môi trường sử dụng của từng vùng, từng nước mà yêu cầu các cấu tử C3, C4 là khác nhau. Ví dụ, đối với những vùng có khí hậu lạnh, để đảm bảo khả năng hóa hơi khi sử dụng thì yêu cầu hàm lượng cấu tử C3 nhiều hơn C4, và những nước có khí hậu nóng thì ngược lại. Đối với nhu cầu công nghiệp, chất lỏng thường được hoá hơi nhờ thiết bị gia nhiệt bên ngoài hỗ trợ. Thành phần chủ yếu của LPG vẫn chủ yếu là C3 và C4, nếu sản phẩm là butan thì thành phần C5 chiếm tối đa là 2%. Thành phần LPG phải đảm bảo khả năng bay hơi 95% thể tích lỏng ở nhiệt độ quy định. Bảng 2.3.2 Các thông số kỹ thuật đặc trưng của LPG của nhà máy chế biến khí Dinh Cố Sản phẩm Propan Butan Áp suất hơi bão hòa 13 bar ở 37.70C 4.83 bar ở 37.70C Hàm lượng etan Chiếm tối đa 2% thể tích Chiếm tối đa 2% thể tích Hàm lượng propan Chiếm tối đa 96% thể tích Chiếm tối đa 2% thể tích Hàm lượng butan Chiếm tối đa 2% thể tích Chiếm tối đa 96% thể tích Butan ở thể lỏng và thể khí đều nặng hơn propan nhưng cùng một lượng thì propan tạo ra một thể tích khí lớn hơn. Nhiệt độ sôi và áp suất hơi bão hòa cách nhau khá xa. Ø Để hóa lỏng propan thì cần điều kiện: t0 = -45, P = 1bar hoặc t0 = 200C, P = 9bar Ø Để hóa lỏng butan thì cần điều kiện: t0 = -20C, P = 1bar hoặc t0 = 200C, P = 3bar. Sản lượng LPG đạt được vận hành nhà máy ở từng chế độ khác nhau Bupro Chế độ AMF MF GPP Lưu lượng (tấn/ngày) 640 Áp suất (bar) 13 Nhiệt độ (0C) 47,34 Propan Chế độ AMF MF GPP Lưu lượng (tấn/ngày) 535 Tỷ lệ thu hồi (%) 85,2 Áp suất (bar) 18 Nhiệt độ (0C) 45,57 % mol C4 cực đại 2,5 Butan Chế độ AMF MF GPP Lưu lượng (tấn/ngày) 415 Tỷ lệ thu hồi (%) 92 Áp suất (bar) 9 Nhiệt độ (0C) 45 % mol C5 cực đại 2,5 2.4.3. Các sản phẩm của condensat Nguồn gốc chung của condensat Condensat còn gọi là khí ngưng tụ là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng có màu vàng rơm. Do đó các bồn chứa condensat được sơn màu vàng rơm. Condensat thu được từ nguồn khí mỏ. Dưới các mỏ dầu hoặc mỏ khí, các hợp chất hữu cơ có số nguyên tử cacbon nhỏ hơn 17, dưới tác dụng của nhiệt độ, áp suất… mà có thể ở trạng thái lỏng, khí. Condensat ở Việt Nam có hai loại Condensat được tách từ bình lỏng đặt tại giàn khoan. Khí đi ra từ bình tách khí (C1–C4) ở áp suất vỉa (3 – 40bar) và nhiệt độ 1030C. Sau đó khí khô theo đường ống 12” xuống đáy biển đến giàn nhẹ BK3 và quay trở lại CPP2 với chiều dài 6300m. nhiệt độ từ 20 – 250C do đó khí đồng hành sẽ được giảm nhiệt độ từ 80 – 900C xuống còn 20 – 250C, do sự giảm nhiệt độ cho nên condensat sẽ hình thành trong đường ống. Khi quay lại hỗn hợp hai pha khí lỏng sẽ đưa qua van cầu joule_thompson. Khí sẽ tụt áp khoảng 2bar và nhiệt độ sẽ giảm 1,50C do hiệu ứng joule_thompson. Tiếp đó hỗn hợp hai pha sẽ được đưa vào bình tách thứ 2, đó là bình tách condensat, phần condensat đước tách ra và bơm trộn với dầu thô để xuất khẩu và khí được đưa sang dòng ống đứng để đưa vào bờ. Trữ lượng condensate này không lớn. Loại 2 là condensate được ngưng tụ trong quá trình vận chuyển đường ống. Ở giai đoạn thứ hai của đề án sử dụng khí thiên nhiên ở việt nam đường ống vận chuyển 1500 triệu m3/năm. Khí sẽ ẩm hơn do đó sẽ có nhiều condensate ngưng tụ hơn. Đường ống vận hành theo kiểu 2 pha với áp suất 125bar và t0=450C. Tại Dinh Cố condensate sẽ được thu gom và nhập chung với condensate từ nhà máy chế biến khí, sản lượng condensate này là 9500 tấn/năm. Các đặc tính kỹ thuật của condensate: Áp suất hơi bão hòa (Kpa): 60 C5- : 13% Tỷ trọng (Kg/m3): 310 Độ nhớt (Cp): 0,25647 Các sản phẩm chế biến từ condensat: Các loại nhiên liệu: Bằng cách pha chế condensat với reformat có chỉ số octan cao đồng thời cộng thêm phụ gia chuyên dụng MTBE sẽ được xăng thành phẩm M83. Bằng cách thực hiện quá trình reformat xúc tác hay isome hóa, sau đó pha chế với phụ gia sẽ được xăng thương phẩm MOGAS83, MOGAS92. Bằng cách chưng cất condensat sẽ thu được thành phần pha chế xăng và dầu lửa. Các loại dung môi: Dung môi dầu mỏ là phân đoạn hydrocacbon dễ bay hơi, sản xuất trực tiếp hay gián tiếp từ dầu mỏ, bao gồm các hydrocacbon từ C4-C10. Các dung môi này được sử dụng rộng rãi trong quá trình sản xuất công nghiệp. Chúng có thể là thành phần cấu thành của sản phẩm cuối cùng như sản xuất sơn, mực in, chất dính. Chúng có thể sử dụng trong quá trình trích ly như trong quá trình tách dầu thực vật từ các hạt chứa dầu, các chất khoáng, dược phẩm hoặc đơn giản dùng trong dung môi tẩy rửa, trong bảo dưỡng. Các dung môi dầu mỏ là chất lỏng trong suốt hặoc có màu vàng nhạt, không hòa tan trong nước nhưng hòa tan rất tốt trong các dung môi hữu cơ. Khả năng hào tan các chất của nó tùy thuộc vào thành phần hóa học và tính chất phân cực. Dung môi PI(0F) PF(0F) Ete dầu hỏa 86 140 Dung môi cao su 150 250 Naphta sạch 350 450 Dung môi pha sơn 420 560 Ngoài các dung môi trên, cũng bằng quá trình chưng cất ta thu được các sản phẩm khác như: n-pentan, n-heptan, naphtan nhẹ… Các sản phẩm hóa dầu: Condensat qua quá trinh crakinh hơi có thể sản xuất các olefin như Etylen, Butadien, ở những nơi không đủ Etan hay Propan làm nguyên liệu thì condensat là nguyên liệu rất quý để sản xuất olefin. Condensat qua quá trình reforming xúc tác có thể sản xuất BTX. Sản lượng condensate thu được khi vận hành nhà máy ở các chế độ khác nhau Chế độ AMF MF GPP Lưu lượng (tấn/ngày) 330 380 400 Ap suất (bar) 8 8 8 Nhiệt độ (0C) 45 45 45 % mole C4 cực đại 2 2 2 PHẦN 3 QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ SẢN XUẤT CỦA NHÀ MÁY CHẾ BIẾN NHÀ MÁY DINH CỐ 3.1 Các thiết bị chính của nhà máy 3.1.1. Thiết bị SLUG CATCHER Thiết kế ban đầu: Áp suất: 109 bar Lưu lượng khí từ SC-01/02: 4,3 trm3/ngày. Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,5 triệu m3/ngày. Vận hành hiện tại: Áp suất : 70 – 75 bar. Lưu lượng lỏng từ SC-01/02: 4,9 trm3/ngày Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,6 triệu m3/ngày. Theo đánh giá của Fluor Daniel Inc. trong tương lai SC-01/02 vẫn đủ khả năng để tiếp nhận và xử lý dòng khí ẩm đầu vào với lưu lượng khoảng 6 triệu m3/ngày. Tuy nhiên khả năng lỏng bị cuốn theo sẽ tăng lên do đó cần đặc biệt lưu ý đến hệ thống scrubbers của máy nén đầu vào. Hỗn hợp khí và condensat từ ngoài mỏ vào, được đưa đến Slug Catcher (SC-01, 02) để phân tách Condensat và nước từ khí, dưới áp suất vận hành 109 bar và nhiệt độ 25,60C. SC bao gồm hai hệ thống ống, mỗi hệ có dung tích 1400 m3. Khi phân tách được góp lại ở đầu góp 30” và đưa đến thiết bị ở chế độ công nghệ tiếp theo. Lượng condensat tách ra được góp ở đầu góp 36” và sẽ được đưa đi dưới sự điều khiển mức (LIC-0111A & B), mức điều khiển được chia làm hai mức A (cao), B (thấp) bởi thiết bị điều khiển bằng tay HS-0111, 0112. Trong trường hợp lượng lỏng lớn ở mức cao H thì van vào sẽ đóng, còn ở mức thấp thì dòng lỏng sẽ đóng để tranh hiện tượng sục khí vào thiết bị V-03. Nước từ thiết bị SC đến thiết bị ILIC-0112 &0122 thông qua bình tách nước và sản phẩm V-52 (nước được giảm áp đến áp suất khí quyển và hydrocacbon hấp phụ sẽ được giải phóng qua hệ thống thông gió), nước sẽ được đưa đến Brun pit (ME-52) để đốt, với việc điều khiển mức thấp thì đường dẫn nước sẽ được đóng để tránh các hydrocacbon sụt vào thiết bị tách nước V-52. 3.1.2. Thiết bị bốc hơi V-03 Thiết bị bốc hơi V-03 là thiết bị bốc hơi ba pha nằm ngang, vận hành ở áp suất 75bar, nhiệt độ 180C. Mục đích của thiết bị này để tách hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong condensat. 3.1.3 Tháp tách ETHAN C-01 Tháp chưng cất C-01 là thiết bị trong đó thực hiện quá trình phân tách giữa C2 và C3. C2- và một phần nhỏ C3 sẽ đi ra khỏi đỉnh ở pha khí, phần lớn lượng C3+ và một phần nhỏ C2 ra khỏi đáy C-01 ở dạng lỏng sẽ được đưa tới tháp C-02 để phân tách tiếp thành LPG và condensate. 3.1.4 Thấp ổn định C-02 (stabilizer) Nhiệt độ: Đỉnh tháp: 56 – 580C. Nhiệt độ dòng nhập liệu: 650C. Đáy tháp: 125 – 1300C. Áp suất: 11 bar. Lưu lượng dòng nhập liệu: 115 – 120 m3/h. Stabilizer được lắp đặt ở chế độ MF và GPP nhưng cũng có thể chạy nó ở chế độ AMF dự phòng. Trong chế độ AMF tháp tách C-01 hoạt động như một tháp ổn định bằng sự bốc hơi của butan và các hydrocacbon nhẹ hơn ra khỏi condensat ở nhiệt độ rất cao, tại thiết bị đun sôi lại là 1490C trong trường hợp thiết bị ổn định không hoạt động. Nếu người ta thu hồi LPG trong chế độ AMF thì tháp tách etan hoạt động đúng chức năng của nó ở nhiệt độ đun sôi lại thấp hơn và thiết bị C-02 có thể được sử dụng. 3.1.5. Tháp tách C3/C4 (C-03) Thiết bị C-03 được lắp đặt ở chế độ GPP nhưng cũng có thể hoạt động ở chế độ MF và AMF dự phòng. Ở chế độ MF người ta không phân tách C3, C4 mà sản phẩm lỏng là hỗn hợp C3, C4. Tuy nhiên nếu người ta cần tách C3 khỏi C4 thì cũng có thể chạy thiết bị này. 3.1.6. GAS STRIPPER C-04 Thiết bị C-04 chỉ được lắp đặt ở chế độ GPP nên cũng nên chạy nó ở chế độ MF sau khi hoàn chỉnh chế độ GPP. Ở chế độ AMF sau khi hoàn chỉnh chế độ GPP, hai máy nén alter có thể được sử dụng nhưng có thể không dùng một cái. Khi ở chế độ AMF, nếu khí dùng để stripping là khí đến từ đỉnh tháp deethaniser không sử dụng được. Máy nén còn lại được dùng để giữ lưu lượng của condensat đến từ V-03 trong chế độ GPP cho dù khí stripper không đủ sử dụng được. 3.1.7. THÁP LÀM SẠCH C-05 Lưu lượng theo thiết kế: 200.000 sm3/h Áp suất: 33,5 bar. Vận hành hiện tại: Lưu lượng tổng: 245.000 sm3/h Nhiệt độ Đỉnh tháp : -45 oC Đáy tháp: -11÷ -12 oC. Áp suất: 35-37 barA. Dòng nguyên liệu thứ nhất (từ E-14 ): Lưu lượng : 85.000 – 90.000 m3/h Nhiệt độ : -60 ÷ - 62oC. Dòng nguyên liệu thứ 2 (từ CC-01): Lưu lượng: 160.000 -165.000 sm3/h. Nhiệt độ : -11 ÷ -15oC. Nhiệt độ: Đỉnh tháp : 10-12 oC. Nhiệt độ dòng nhập liệu: 65-70 oC. Đáy tháp: 100 oC. Áp suất: 27 barA. Lưu lượng dòng nhập liệu từ V-03: 15.000-20.000 Kg/h. Lưu lượng dòng lỏng từ C-05: 130-140 m3/h. 3.1.8. Hệ thống tách nước V-06 A/B Thông số thiết kế: Lưu lượng dòng: 5 triệu m3/ngày. Áp suất vận hành: 109 bar. Nhiệt độ : 30 – 2300C. Hàm lượng nước đầu vào: hàm lượng nước bảo hoà trong khí ở 109bar và 260 Outlet Dew point: -65 oC. Chênh áp tối đa cho phép: 80 kpa. Hai tháp làm việc song song, thời gian chuyển tháp là 8h. Do đã có hệ thống tách nước bằng dietthylene glycol từ thượng nguồn tại giàn nén trung tâm nên chu kỳ làm việc hiện nay có thể kéo dài lên 24h. Do đó nếu mở rộng công suất dòng khí đầu vào thì V-06A/B vẫn đủ khả năng tiếp nhận và xử lý dòng khí đầu vào với lưu lượng lớn hơn. Tuy nhiên cần phải tính đến khả năng rút ngắn chu kỳ luân chuyển tháp và tính toán độ chênh áp qua V-06. 3.1.9. Thiết bị TURBO – EXPANDER Thông số thiết kế: Lưu lượng dòng vào đầu giản nở max: 170.000 sm3/h Áp vào/ra đầu giản: 109/33 bar. Lưu lượng đầu nén: 150.000 sm3/h Áp vào/ra đầu nén: 33/48 bar. Vận hành hiện tại: Lưu lượng dòng vào đầu giản nở: 165.000-170.000 sm3/h Áp vào/ra đầu giản: 109/35-38 bar. Lưu lượng đầu nén: 200.000-210.000 sm3/h Áp vào/ra đầu nén: 35-38/48 bar. Căn cứ theo thiết kế công suất vận hành của CC-01 và E-14 đã đạt giá trị tối đa và không có khả năng tăng được nữa. Thiết bị gồm hai phần chính: expander và máy nén. Phần expander: gồm hai phần, 3 dòng khí từ V-06 vào expander từ 109bar xuống 33,5bar làm cho nhiệt độ dòng giảm xuống đến -180C. Ở nhiệt độ này chủ yếu các hydrocacbon nặng (C3+) được hóa lỏng và đưa đến tháp C-05 như nguồn nạp liệu. Phần máy nén: khi quá trình giảm áp tại turbo expander xảy ra thì dòng khí sẽ được sinh công làm quay quạt gió trong expander, công được dẫn qua trục truyền động dùng để chạy máy nén để tăng áp suất của dòng khí ra từ đỉnh tháp C-05 từ 33,5bar lên 47bar. 3.1.10. Máy nén khí Máy nén khí mà nhà máy sử dụng ở đây là máy nén kiểu piston và kiểu ly tâm: máy nén K-01 là loại máy nén piston một cấp, K-02 và K-03 là loại máy nén kiểu piston hai cấp, máy nén K-04 là loại máy nén ly tâm. Mục đích của cụm máy nén K-01, K-02, K-03 là để thu hồi triệt để C3+ từ khí ra của C-01 nén lên áp suất 109bar để đưa lại nhà máy. 3.2. BA CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ Nhà máy chế biến khí Dinh