Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố

 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 C
3
,C
4
, 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).


Đề tài: Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố Trang 5/29
 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 m
3
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: 25,6
0
C
Lưu lượng: 5,7 triệu m
3
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 (%)
N
2
0,21 C
6
0,51
CO
2
0,06 C
7
0,26
CH
4
70,85 C
8
0,18
C
2
13,41 C
9
0,08
C
3
7,5 C
10
0,03


Tiểu luân học phần: Công nghệ chế biến khí – GVHD: Lê Thị Kim Huyền –TH: Nhóm 3 Trang 6 / 29
iC
4
1,65 Cyclo C
5
0,05
nC
4
2,37 Cyclo C
6
0,04
iC
5
0,68 Benzen 0,04
nC
5
0,73 H
2
O 1,3
2.3. SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY
2.3.1. 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 CH
4
(không nhỏ hơn 90%) và C
2
H
4
. Ngoài ra còn có lẫn các
hydrocacbon nặng hơn và các khí khác như H
2
, N
2
, CO
2
… 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 m
3
khí/ngày
Thành phần % mol Thành phần % mol
N
2
0,178 iC
5
H
12
0,0508
CO
2
0,167 nC
5
H
10
0,005
CH
4
81,56 C
6
H
14
0,016
C
2
H
6
13,7 C
7
H
16
0,00425
C
3
H
8
3,35 C
8
+
0,00125
iC
4
H
10
0,322 Hơi nước 0,00822
nC
4
H
10
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 20
0
C trên điểm sương
Nhiệt độ điểm sương -10
0
C
Nhiệt độ điểm sương của nước -75
0
C
Tổng nhiệt lượng tối đa 38,000 KJ/m
3
Lượng các tạp chất 30 ppm


Đề tài: Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố Trang 7/29
H
2
S 20 – 40 ppm
N
2
, He, Ar < 2%
2.3.2. 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 C
3
và C
4
gồm có:
 Propan (C
3
H
8
): 60% mol
 Butan (C
4
H10): 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 C
3,
C
4
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 C
3
nhiều hơn C
4
, 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 C
3
và C
4
, nếu sản phẩm là butan
thì thành phần C
5
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 37.7
0
C 4.83 bar ở 37.7
0
C
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


Tiểu luân học phần: Công nghệ chế biến khí – GVHD: Lê Thị Kim Huyền –TH: Nhóm 3 Trang 8 / 29
Butan ở thể lỏng và thể khí đều nặng hơn propan nhưng cùng một lượng thì propan tạo
ra một thể tích khí lớn hơn. Nhiệt độ sôi và áp suất hơi bão hòa cách nhau khá xa.
 Để hóa lỏng propan thì cần điều kiện: t
0
= -45, P = 1bar hoặc t
0
= 20
0
C, P = 9bar
 Để hóa lỏng butan thì cần điều kiện: t
0
= -2
0
C, P = 1bar hoặc t
0
= 20
0
C, 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 (
0
C) 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 (
0
C) 45,57
% mol C
4
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 (
0
C) 45
% mol C
5
cực đại 2,5
2.3.3. Các sản phẩm của condensat
a. 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 (C
1
–C
4
)
ở áp suất vỉa (3 – 40bar) và nhiệt độ 103
0
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
0
C do


Đề tài: Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố Trang 9/29
đó khí đồng hành sẽ được giảm nhiệt độ từ 80 – 90
0
C xuống còn 20 – 25
0
C, 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 1,5
0
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 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
m
3
/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 t
0
=45
0
C. 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
• C
5
-
: 13%
• Tỷ trọng (Kg/m
3
): 310
• Độ nhớt (C
p
): 0,25647
b. 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 C
4
-C
10
. 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(
0
F) PF(
0
F)
Ete dầu hỏa 86 140
Dung môi cao su 150 250
Naphta sạch 350 450
Dung môi pha sơn 420 560


Tiểu luân học phần: Công nghệ chế biến khí – GVHD: Lê Thị Kim Huyền –TH: Nhóm 3 Trang 10 / 29
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 (
0
C) 45 45 45
% mole C
4
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 trm
3
/ngày.
Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,5 triệu m
3
/ngày.


Đề tài: Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố Trang 11/29
Vận hành hiện tại:
Áp suất : 70 – 75 bar.
Lưu lượng lỏng từ SC-01/02: 4,9 trm
3
/ngày
Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,6 triệu m
3
/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 m
3
/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 25,6
0
C. SC
bao gồm hai hệ thống ống, mỗi hệ có dung tích 1400 m
3
. 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 18
0
C. 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 C
2
và C
3
. C
2
-

và
một phần nhỏ C
3
sẽ đi ra khỏi đỉnh ở pha khí, phần lớn lượng C
3
+
và một phần nhỏ C
2
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 – 58
0
C.
Nhiệt độ dòng nhập liệu: 65
0
C.
Đáy tháp: 125 – 130
0
C.
− Áp suất: 11 bar.
− Lưu lượng dòng nhập liệu: 115 – 120 m
3
/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


Tiểu luân học phần: Công nghệ chế biến khí – GVHD: Lê Thị Kim Huyền –TH: Nhóm 3 Trang 12 / 29
hơi của butan và các hydrocacbon nhẹ hơn ra khỏi condensat ở nhiệt độ rất cao, tại thiết bị
đun sôi lại là 149
0
C 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 C
3
/C
4
(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 C
3
, C
4
mà sản phẩm lỏng là hỗn hợp C
3
,
C
4
. Tuy nhiên nếu người ta cần tách C
3
khỏi C
4
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
o
C
Đáy tháp: -11÷ -12
o
C.
- Áp suất: 35-37 barA.
- Dòng nguyên liệu thứ nhất (từ E-14 ):
Lưu lượng : 85.000 – 90.000 m
3
/h
Nhiệt độ : -60 ÷ - 62
o
C.
- Dòng nguyên liệu thứ 2 (từ CC-01):
Lưu lượng: 160.000 -165.000 sm
3
/h.
Nhiệt độ : -11 ÷ -15
o
C.
- Nhiệt độ:
Đỉnh tháp : 10-12
o
C.
Nhiệt độ dòng nhập liệu: 65-70
o
C.
Đáy tháp: 100
o
C.
- 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.


Đề tài: Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố Trang 13/29
3.1.8. Hệ thống tách nước V-06 A/B
Thông số thiết kế:
Lưu lượng dòng: 5 triệu m
3
/ngày.
Áp suất vận hành: 109 bar.
Nhiệt độ : 30 – 230
0
C.
Hàm lượng nước đầu vào: hàm lượng nước bảo hoà trong khí ở 109bar và 26
0
Outlet Dew point: -65
o
C.
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 sm
3
/h
Áp vào/ra đầu giản: 109/33 bar.
Lưu lượng đầu nén: 150.000 sm
3
/h
Áp vào/ra đầu nén: 33/48 bar.
Vận hành hiện tại:
Lưu lượng dòng vào đầu giản nở: 165.000-170.000 sm
3
/h
Áp vào/ra đầu giản: 109/35-38 bar.
Lưu lượng đầu nén: 200.000-210.000 sm
3
/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 -18
0
C. Ở nhiệt độ này chủ yếu các
hydrocacbon nặng (C
3
+
) 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.


Tiểu luân học phần: Công nghệ chế biến khí – GVHD: Lê Thị Kim Huyền –TH: Nhóm 3 Trang 14 / 29

Xem chi tiết: Công nghệ chế biến khí trong nhà máy Dinh Cố