LỜI NÓI ĐẦU
Dầu mỏ và khí thiên nhiên là nguồn nguyên nhiên liệu vô cùng quý hiếm,
gần như không thể thay thế và tái sinh được, nó đóng vai trò cực kì quan trọng nếu
không muốn nói là quyết định trong thời đại văn minh hiện nay và trong vài chục năm
nữa khi mà những nguồn năng lượng khác vẫn chưa thể thay thế được. Mọi sự biến
động của cán cân cung và cầu của dầu khí đều lập tức ảnh hưởng đến mọi lĩnh vực
kinh tế, đến chính sách xã hội, thậm chí có thể dẫn đến xung đột vũ trang.
Trước kia lượng dầu khai thác và sử dụng chiếm lượng lớn vượt nhiều lần khí
khai thác được. Nhưng theo nhận định của nhiều nhà khoa học, thế kỷ 21 này có lẽ là
đỉnh cao của kỷ nguyên khí. Năm 1973 trữ lượng khí tìm thấy là 41,7.10
12
. Năm 1993
lượng khí khai thác được là 2,2 nghìn tỷ m
3
. Sự phân bố của khí là không đồng đều,
khoảng 40% khí thuộc Liên Xô cũ. Có những mỏ khí khổng lồ có trữ lượng vài nghìn
tỷ m
3
như: Mỏ Panhaudle_hugston có trữ lượng 2.10
12
m
3
ở Mỹ. Hay mỏ Pars có trữ
lượng 2.10
12
m
3
ở Iran.
Ở Việt Nam có hai mỏ khí lớn ở vùng trũng Nam Côn Sơn và vùng trũng Cửu
Long với trữ lượng dự đoán là 250-400 tỷ m
3
Công ty khí đốt (thuộc Ban quản lý công trình Dầu khí Vũng Tàu), thành lập vào ngày
20-9-1990. Từ một đơn vị chuyên quản lý đầu tư và xây dựng, PV Gas đã bước vào
một lĩnh vực hoạt động hoàn toàn mới, gặp không ít khó khăn và thách thức. Song với
quyết tâm cao, với tinh thần chủ động sáng tạo, dám nghĩ dám làm, đồng thời được sự
chỉ đạo sát sao của các cơ quan cấp trên, sự giúp đỡ của chính quyền, nhân dân các địa
phương và sự hợp tác của bạn hàng, trong vòng gần 20 năm PV Gas đã vượt qua mọi
khó khăn để đạt được những thành tích đáng tự hào và trở thành một trong những đơn
vị chủ lực của Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam.
Ngay sau khi thành lập, để thực hiện nhiệm vụ Tập đoàn giao, bảo đảm cơ sở
hạ tầng vững chắc, PV Gas đã lần lượt đầu tư và đưa các dự án sau đây vào hoạt động:
- Ngày 20/9/1990, PV Gas được thành lập trên cơ sở Ban quản lý công trình Dầu
khí Vũng Tàu với tên gọi ban đầu là Công ty Khí đốt với nhiệm vụ thu gom,
vận chuyển, tàng trữ, kinh doanh khí và sản phẩm khí.
- Năm 1993, triển khai Dự án thu gom khí Bạch Hổ. Ðây là dự án lớn, phức tạp,
bao gồm hệ thống đường ống thu gom và vận chuyển khí, giàn nén khí, nhà
máy xử lý khí, kho chứa và cảng xuất sản phẩm lỏng, các trạm phân phối khí,
với tổng vốn đầu tư 600 triệu USD. Mục tiêu của dự án là sớm tận thu khí đồng
hành đưa vào bờ phục vụ nền kinh tế quốc dân. Dự án đã được chia thành các
giai đoạn để thực hiện và đã được hoàn thành, đưa vào sử dụng từng phần, đó
là: Phần đưa sớm khí vào bờ hoàn thành đầu quý 2-1995.
- Tháng 5/1995, PV Gas hoàn thành hệ thống đường ống dẫn khí Bạch Hổ - Bà
Rịa, giai đoạn đưa nhanh khí vào bờ của Dự án khí Bạch Hổ, chấm dứt việc đốt
bỏ ngoài khơi khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ, cung cấp khí cho Nhà máy Điện
Bà Rịa với công suất 1 triệu m
3
khí/ngày.
- Năm 1997, cùng với việc hoàn thành giàn nén nhỏ, giàn nén lớn và mở rộng hệ
thống đường ống dẫn khí trên bờ, công suất đưa khí vào bờ đã được nâng dần
lên hai triệu m
3
Điện, Đạm và các khách hàng công nghiệp ở khu vực các tỉnh phía Nam.
- Tháng 11/2003, hoàn thành mạng đường ống cấp khí thấp áp Phú Mỹ - Mỹ
Xuân - Gò Dầu cung cấp khí nhiên liệu cho các hộ công nghiệp vừa và nhỏ tại
địa bàn các tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu, Đồng Nai.
- Từ ngày 17/11/2006, PV Gas được chuyển đổi thành Công ty TNHH một thành
viên thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam với hơn 1.000 nhân viên.
- Tháng 5/2007 dòng khí thương mại từ mỏ PM3 – CAA được đưa vào bờ cung
cấp cho Nhà máy điện Cà Mau 1 thuộc khu Công nghiệp Khánh An, tỉnh Cà
Mau. Đây là công trình quan trọng của cụm Dự án Khí – Điện – Đạm, góp phần
phát triển kinh tế cho tỉnh Cà Mau và khu vực đồng bằng sông Cửu Long.
- Ngày 18/7/2007, Tổng công ty Khí Việt Nam được thành lập trên cơ sở tổ chức
lại Công ty TNHH một thành viên Chế biến và Kinh doanh sản phẩm khí và
một số đơn vị kinh doanh Khí thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.
- Ngày 5/3/2010, PV Gas đã ký kết Hợp đồng Hợp tác kinh doanh dự án đường
ống dẫn khí lô B Ô Môn với Chevron Vietnam, Mitsui Oil Exploration, PTTEP
Thai lan. Dự kiến dự án được hoàn thành đưa vào vận hành năm 2014 với công
suất tuyến ống là 7 tỷ m
3
/năm.
- Ngày 20/04/2009, Hội đồng Quản trị Tập đoàn dầu khí Việt Nam quyết định cổ
phần hóa Tổng Công ty Khí Việt Nam.
Sau gần 20 năm kể từ ngày thành lập, PV Gas đã trưởng thành từ một
công ty có quy mô nhỏ thành một Tổng Công ty mạnh giữ vai trò chủ đạo
trong ngành công nghiệp khí Việt Nam, hàng năm PV GAS đóng góp vào
Ngân sách Nhà nước hàng ngàn tỉ đồng.
Với những thành tựu đã đạt được, PV Gas vinh dự được đón nhận rất
nhiều Huân chương, Cờ thi đua, Bằng khen của Nhà nước, các bộ, ngành, địa
phương và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam:
Huân chương Độc lập Hạng III cho đơn vị có thành tích đặc biệt xuất sắc trong
công tác góp phần vào sự nghiệp xây dựng CNXH và bảo vệ Tổ quốc.
và năm 2004;
Bằng khen của Bộ Lao động Thương binh và Xã hội cho tập thể có thành tích
xuất sắc trong công tác lao động - tiền lương năm 2005;
Bằng khen của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam cho Đơn vịđã đạt nhiều
thành tích xuất sắc trong việc hoàn thành nhiệm vụ các năm: 1999,
2000, 2001, 2004, 2005 và 2006;
Cờ của Công đoàn Dầu khí Việt Nam tặng Công đoàn cơ sở vững mạnh xuất
sắc liên tục các năm: 2000, 2001, 2002, 2003, 2004 và 2005;
Bằng khen của Ban chấp hành Trung ương Hội khuyến học Việt Nam ngày
25/09/2006 vì đã có thành tích xuất sắc trong phong trào Khuyến học năm
2006;
Bằng khen của Ủy ban Trung ương hội các nhà doanh nghiệp trẻ
Việt Nam ngày 14/08/2008 vì đã có thành tích phát triển thương hiệu trong
thời kỳ hội nhập kinh tế quốc tế, đạt giải thưởng Sao Vàng Phương Nam năm
2008;
Bằng khen của Ủy ban Quốc gia về hợp tác quốc tế ngày 01/09/2008 vì đã có
thành tích xuất sắc trong xây dựng, phát triển thương hiệu và tham gia hội nhập
kinh tế quốc tế;
Và nhiều danh hiệu cao quý khác.
Sau 20 năm hình thành và phát triển, đến nay, PV Gas đã tạo dựng cho mình cơ
sở hạ tầng một cách đồng bộ để bảo đảm phát triển vững chắc từ thu gom, vận chuyển,
chế biến, tàng trữ và phân phối.
- Về thu gom: tổng sản lượng khí thu gom từ các mỏ (Bạch Hổ, Rạng
Ðông, Phương Ðông, Lan Tây, Lan Ðỏ, Cá Ngừ Vàng, Sư Tử Ðen, Rồng Ðôi,
PM3 & 46 Cái Nước) để đưa vào bờ cung cấp cho các hộ tiêu thụ hàng năm hơn
8 tỷ m
3
.
- Về hệ thống xử lý, tàng trữ và phân phối khí: hai trạm xử lý khí tại Dinh
Cố, Bà Rịa - Vũng Tàu, gần 900 km đường ống cấp khí cao áp cho hai khu vực
- Phân phối LPG từ các nhà máy lọc hóa dầu và các nguồn khác của PVN;
- Tư vấn thiết kế, lập dự án đầu tư, thực hiện đầu tư xây dựng, quản lý, vận hành,
bảo dưỡng, sửa chữa các công trình, dự án khí và liên quan đến khí;
- Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực khí, thiết kế, cải tạo công trình khí;
- Cung cấp các dịch vụ trong lĩnh vực khí, cải tạo bảo dưỡng sửa chữa động cơ,
lắp đặt thiết bị chuyển đổi cho phương tiện giao thông vận tải và nông, lâm, ngư
nghiệp sử dụng nhiên liệu khí; dịch vụ vận tải của các phương tiện có sử dụng
nhiên liệu khí;
- Xuất nhập khẩu các sản phẩm khí khô, khí LNG, CNG, LPG, Condensate;
- Nhập khẩu vật tư, thiết bị và phương tiện phục vụ ngành khí;
- Tham gia đầu tư các dự án khí thượng nguồn;
- Đầu tư tài chính, mua bán doanh nghiệp khí trong và ngoài nước;
- Đầu tư mua, bán, chuyển nhượng, đàm phán, ký các hợp đồng, dự án, tài sản,
công trình khí.
1.3. Nguồn khí
1.3.1. Hệ thống khí bể Cửu Long
Đường ống ngoài khơi: hệ thống các đường ống thu gom khí đồng hành từ các
mỏ khác nhau (Sư Tử Vàng/Sư Tử Đen, Rạng Đông/Phương Đông, Bạch Hổ, Cá Ngừ
Vàng ) với tổng chiều dài 90 km; đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố dài khoảng 117 km
với công suất khoảng 2 tỉ m
3
/năm;
Đường ống trên bờ: 3 đường sản phẩm lỏng từ Nhà máy xử lý khí Dinh Cố đến
Kho cảng Thị Vải dài 25 km; đường ống khí khô Dinh Cố - Bà Rịa – Phú Mỹ dài 30
km với công suất khoảng 1,5 tỉ m
3
/năm;
Nhà máy xử lý khí Dinh Cố với công suất đầu vào khoảng 2 tỉ m
3
khí ẩm/năm;
cảng Thị Vải, Hệ thống đường ống dẫn khí Rạng Đông – Bạch Hổ - Dinh Cố
– Phú Mỹ - Thị Vải, … trong suốt thời gian qua. Trong bối cảnh hội nhập,
phát triển và chuyên môn hóa ngày càng sâu rộng, sự ra đời của Công ty KĐN
là phù hợp với xu thế phát triển, tạo ra những tiền đề quan trọng cho Tổng
Công ty Khí tiếp tục tăng trưởng và giữ vững vai trò chủ đạo trong công
nghiệp khí trên toàn quốc và phát triển ra thị trường khu vực và quốc tế.
- Tính đến nay đội ngũ CBCNV của Công ty Vận chuyển Khí Đông Nam Bộ
gồm 208 người. Công ty hiện đang quản lý và vận hành toàn bộ hệ thống
tuyến ống dẫn khí trải dài từ Giàn nén trung tâm của Vietsovpetro trên biển
tới các trạm khí trên đất liền với tổng chiều dài trên 200 km, bao gồm: Rạng
Đông - Bạch Hổ - Long Hải - Phú Mỹ - Hiệp Phước - Nhơn Trạch - TP.HCM.
Công ty hiện có: 01 trung tâm phân phối khí, 03 trạm phân phối khí và 04
trạm van được xây dựng dọc theo tuyến ống dẫn khí.
2.1.2 Lĩnh vực hoạt động chính:
1. Thu gom, vận chuyển, tàng trữ khí ẩm và khí khô thương phẩm;
2. Tổ chức phân phối, kinh doanh các sản phẩm khí khô thương phẩm;
3. Quản lý vận hành các công trình, dư án khí liên quan đến hệ thống thu gom,
vận chuyển, tàng trữ và phân phối khí;
4. Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực thu gom, vận chuyển, tàng trữ và phân
phối khí;
5. Cung cấp các dịch vụ vận hành, đào tạo vận hành, An toàn – PCCC hệ thống
thu gom, vận chuyển, tàng trữ và phân phối khí;
6. Nhập khẩu vật tư, thiết bị và phương tiện phục vụ hệ thống thu gom, vận
chuyển, tàng trữ và phân phối khí;
7. Các ngành nghề kinh doanh khác được Tổng công ty Khí Việt Nam giao tuân
thủ các quy định của Pháp luật.
2.1.3 Sản phẩm dịch vụ:
• Khí khô thương phẩm
• Vận chuyển Khí ẩm
• Dịch vụ vận hành, đào tạo vận hành, An toàn – PCCC
mỏ Bạch Hổ tới nhà máy xử lý khí Dinh Cố.
Nhà máy GPP có công suất thiết kế là 6,7 MMSCMD để xử lý khí ẩm từ ngoài
khơi và cung cấp khí khô cho các hộ tiêu thụ qua tuyến ống Dinh Cô – Bà Rịa –
Phú Mỹ.
4. Đường ống dẫn khí Dinh Cố – Bà Rịa – Phú Mỹ
Đường ống dẫn khí 16” từ Dinh Cố – Bà Rịa – Phú Mỹ dài 23km được đưa vào
vận hành từ năm 1995, cùng lúc với tuyến ống Bạch Hổ - Long Hải – Dinh Cố,
có nhiệm vụ vận chuyển khí khô từ đầu ra nhà máy xử lý khí Dinh Cố tới các
trạm phân phối khí để phân phối cho các khách hàng tiêu thụ.
5. Đường ống sản phẩm lỏng Dinh Cố - Thị Vải
Bao gồm 3 đường ống 6” từ Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải được đưa vào sử
dụng từ năm 1998, có nhiệm vụ vận chuyển sản phẩm lỏng gồm Bupro và
Condensate từ đầu ra của nhà máy xử lý khí Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải để
tồn trữ và xuất cho khách hàng.
6. Trạm phân phối khí Bà Rịa
Được xây dựng và đưa vào vận hành cùng với đường ống dẫn khí Bạch Hổ -
Dinh Cố - Bà Rịa – Phú Mỹ. Trạm phân phối khí Phú Mỹ có nhiệm vụ phân
phối khí cho nhà máy điện Bà Rịa và các hộ tiêu thụ khí tại Bà Rịa trong tương
lai.
7. Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ
Được xây dựng trên diện tích 10 ha tại Phú Mỹ, bên cạnh trạm phân phối khí
Phú Mỹ thuộc hệ thống khí Bạch Hổ. Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ có
nhiệm vụ tiếp nhận khí thương phẩm từ hệ thống khí Bạch Hổ và hệ thống khí
Nam Côn Sơn (NCS) để phân phối tới các hộ tiêu thụ tại các Khu Công nghiệp
tại Phú Mỹ và phân phối tới các khu công nghiệp tại Nhơn Trạch và TP.HCM.
PM GDC là trung tâm có chức năng điều hòa cung cấp khí giữa 2 nguồn khí
NCS và khí Bạch Hổ gồm:
Dây truyền cung cấp khí Bạch Hổ công suất 2 triệu m
3
khí/ngày đêm.
Cung cấp khí khô làm nhiên liệu cho các nhà máy điện tại Bà Rịa và Phú
Mỹ, Nhơn Trạch, Hiệp Phước - nơi sản xuất 40% lượng điện năng của
Việt Nam;
Cung cấp khí cho Nhà máy đạm Phú Mỹ - nơi sản xuất khoảng 40% sản
lượng phân đạm trong toàn quốc;
Cung cấp khí đốt cho các hộ công nghiệp nhỏ
Việc vận hành liên tục và ổn định hệ thống khí Nam Côn Sơn – Bạch Hổ sẽ có
vai trò duy trì việc vận hành liên tục và ổn định cho các nhà máy điện sử dụng
khí tại Bà Rịa, Phú Mỹ, Nhơn Trạch và TP. HCM. Tổng công suất của các nhà
máy điện sử dụng khí Bạch Hổ và Nam Côn Sơn là 4.320 MW, chiếm hơn 30%
sản lượng điện Quốc gia. Vì vậy các nhà máy điện sử dụng khí đóng góp một
phần rất lớn đảm bảo nguồn cung công suất cho hệ thống điện Quốc gia, ảnh
hưởng lớn đến việc vận hành và điều độ công suất của hệ thống điện lưới Quốc
gia. Nếu hệ thống cung cấp khí có sự cố gián đoạn cung cấp khí cho các nhà
máy điện thì hệ thống điện Việt Nam sẽ bị ảnh hưởng rất lớn và có thể bị rã
lưới do mất đột ngột nguồn cung công suất, trong khi các nguồn cung khác
hoặc việc giảm tải hay chuyển đổi loại nhiên liệu chưa thể đáp ứng kịp.
Khi giảm hoặc mất nguồn cung công suất từ các nhà máy điện sử dụng khí thì
bắt buộc điều độ điện A0 phải tăng công suất của các nhà máy điện khác và
đồng thời cắt bớt phụ tải tiêu thụ điện nhằm duy trì sự hoạt động ổn định và an
toàn cho hệ thống điện Quốc gia.
Trong trường hợp gián đoạn cung cấp điện với công suất quá lớn chiếm đến
30% tổng công suất cả nước sẽ là một sự cố cực kỳ nghiêm trọng ảnh hưởng
cung cấp điện cho cả khu vực Nam bộ.
Hiện nay Việt Nam vẫn đang thiếu điện trầm trọng, việc không cung cấp đủ năng
lượng điện cho sản xuất và sinh hoạt sẽ ảnh hưởng rất lớn đến đời sống người dân và
thiệt hại về mặt kinh tế và sản xuất kinh doanh là không hề nhỏ. Vì vậy có thể nói PV
Gas – SE có vai trò rất quan trọng trong việc duy trì hệ thống điện quốc gia.
_____ Đường khí khô
_____ Đường khí NCSP
4.536 4.536 4.536
Phú Mỹ 2.1
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
1.878 1.878 1.878
Phú Mỹ 2.1 mở rộng
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
1.878 1.878 1.878
Phú Mỹ 2.2
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
3.049 3.049
Phú Mỹ 3
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
3.049 3.049
Phú Mỹ 4
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
1.99 1.99
Phú Mỹ FRP
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
1.494 1.494
Lưu ý:
Bình thường Phú Mỹ 2.1 và Phú Mỹ 2.1 mở rộng tiêu thụ lượng khí trộn giữa khí
Bạch Hổ và NCSP.
3.2.2 Yêu cầu nguồn khí:
Tối đa Thiết kế
Nhiệt độ
o
C 20 - 20 60
Áp suất, barg 30 - 42 60
3.2.2.3 Thành phần khí và chất lượng
1) Khí NCSP
a) Thành phần
Thành phần Thành phần khí ( phần trăm mol)
N2 0.0034
CO2 0.0189
CH4 0.8959
Ethane 0.0427
Propane 0.0238
i-Butane 0.0057
n-Butane 0.0053
i-Pentane 0.0017
n-Pentane 0.0010
n-Hexane 0.0008
M-cyclopentane 0.0002
Benzene 0.0001
Cyclohexane 0.0002
n-Heptane 0.0001
M-cyclohexane 0.0001
H2O 0.0001
b) Chất lượng khí
H2O Water Dewpoint 5
o
C tại 45 barg
Total Sulphur Normal 11.5 ppmv, Max. 21.6
CH4 0.7335 0.7930 0.8156
Ethane 0.1389 0.1495 0.1370
Propane 0.776 0.0425 0.0358
i-Butane 0.0170 0.0050 0.0032
n-Butane 0.0241 0.023 0.0037
i-Pentane 0.0024 0.0007 0.0005
n-Pentane 0.0022 0.0006 0.0005
n-Hexane 0.0006 0.0001 0.0002
n-Heptane 0.0001 0.0000 0.0000425
n-Octane 0.0000 0.0000 0.0000125
n-Nonane 0.0000 0.0000 0.0000
n-Decane 0.0000 0.0000 0.0000
Cyclopentane 0.0001 0.0000 0.0000
M-cyclopentane 0.0001 0.0000 0.0000
Cyclohexane 0.0000 0.0000 0.0000
M-cyclohexane 0.0000 0.0000 0.0000
Benzene 0.0000 0.0000 0.0000
H2O 0.0005 0.0001 0.0000
b) Chất lượng
Khái niệm AMF Mode MF Mode GPP Mode
Phân tử lượng 22.26 19.89 19.40
GCV (MJ/m
3
) 49.78 45 42.6
Hydrocarbon
dewpoint
19
o
C tại 40 barg -15
o
Phú Mỹ
1
Phú Mỹ
2.2 & 3
Phú Mỹ
4
Đạm Phú
Mỹ
C02 & N không qui
định
Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
Nhiệt độ điểm
sương của
nước
Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
Không
LHV, kJ/kg Chưa xác
định
Chưa xác
định
Chưa xác
định
35,000
Water, % Chưa xác
định
Chưa xác
định
Chưa xác
định
0.25
Hydrocarbon
Dew Pt,
o
C
Chưa xác
định
Chưa xác
định
Chưa xác
định
Chưa xác
định
Chưa xác
định
Nhiệt độ,
o
o
C. Nhiệt độ khí đầu ra cho các Nhà máy điện sẽ cao hơn nhiệt độ
điểm sương là 15
o
C cho PM-1/2.2/3 và 25
o
C cho PM-4/2.1 & 2.1 exp. Vì thế GDC
cần có thiết bị gia nhiệt để sẳn sàng đảm bảo yêu cầu trên.
Các thiết bị gia nhiệt cho khí NCS đó là E-401 A/B/C truyền nhiệt bằng hình
thức trao đổi nhiệt gián tiếp thông qua nước. Thiết bị E-401 A gia nhiệt khí với nhiệt
độ đầu ra là 25
o
C cung cấp cho các khách hàng yêu cầu áp suất cao. Thiết bị E-401 C
gia nhiệt khí với nhiệt độ đầu ra là 49
o
C cung cấp cho các khách hàng yêu cầu áp suất
thấp. Thiết bị E-401 B có công suất bằng E-401A và thường ở vị trí standby.
Tuỳ theo thực tế điều kiện vận hành mà 1 hoặc 2 trong 3 heater hoat động, 1
hoặc 2 heater còn lại ở trạng thái dự phòng.
TIC-1012 (khí đầu ra của E-401A) được cài đặt ở nhiệt độ 25
o
C và TIC-1016
(khí đầu ra của E-401C) được cằi đặt ở nhiệt độ 49
o
C. Trong trường hợp nhiệt độ khí
cấp cho khách hàng có nguy cơ giảm do áp suất đầu vào cao hoặc nhiệt độ môi trường
thấp thì nhiệt độ cài đặt cho các heater có thể điều chỉnh ở trạng thái Maunal nhưng
vẫn giới hạn công suất của mỗi heater.
Tuỳ thuộc vào thực tế vận hành mà thông thường E-401C gia nhiệt cho khách
hàng PM4, E-401A hoặc E-401B gia nhiệt cho tất cả các khách hàng còn lại.
o
C trong bộ lò xo thứ hai của thiết bị
gia nhiệt (E-401A/B/C). Sau khi gia nhiệt, 1 phần khí nhiên liệu được dùng như khí
thổi ra đầu flare và phần còn lại vào làm nhiện liệu đốt cho các đầu đốt chính, phụ.
Đối với quy trình khởi động đầu tiên, bồn nước vẫn chưa được đun nóng cho
việc gia nhiệt khí nhiên liệu, đường cung cấp khí nhiên liệu trực tiếp (dòng thứ nhất
theo đường ống số 80-P-176-6C1) từ đầu vào của NCSP đến các van điều áp (PV-
1008A/B) được lắp đặt.
Van điều khiển áp suất (PV-1008A/B) sẽ giảm áp suất dòng khí nhiên liệu đến
6.5 barg. Tổng lượng khí nhiên liệu tiêu thụ được đo đếm bằng thiết bị FQI-1010. Các
van an toàn (PSV-1011A/B) được lắp đặt nhằm mục đích bảo vệ đường ống nhiên liệu
tránh xảy ra trường hợp quá áp khi van PV-1008A/B bị hỏng.
3.3.2.5 Thiết bị gia nhiệt:
a) Thiết bị
Các thông số kỹ thuật chính của các thiết bị gia nhiệt:
Thiết bị E-401A & B Thiết bị E-401C
Công suất 2,496 kW 1,588 kW
Chất cần gia nhiệt Khí tự nhiên Khí tự nhiên
Lưu lượng 343,655 kg/hr
(10.48 mmscmd)
65,255 kg/hr
(1.99 mmscmd)
Áp suất đầu vào max 60.0 barg max 60.0 barg
Chênh áp cho phép 0.5 bar 0.5 bar
Nhiệt độ vào/ra (
o
C) 15/25.2 15/48.7
Phân tử lượng 18.6 18.6
Thiết bị gia nhiệt gián tiếp qua bồn nước, bao gồm:
Nhiệt được truyền qua hai ống đốt chữ U đối với E-401A/B và một ống đốt đối
với E-401C nằm ở nửa trên của bồn nước.
Khí nhiên liệu cung cấp đến đầu đốt chính (burner) trong các buồng đốt được
điều chỉnh bởi bộ điều khiển nhiệt (TIC-1032/1042/11052) sử dụng tín hiệu đầu vào từ
nhiệt độ bồn nước. Tín hiệu điều khiển từ hệ thống điều hiển ICS (TIC-
1012/1014/1016) điều chỉnh giá trị cài đặt tại bộ điều khiển local (TIC-
1032/1042/1052) bằng cách đo nhiệt độ đầu ra của dòng khí công nghệ. Áp suất hạ
nguồn của van điều khiển được duy trì ổn định bằng van điều áp.
Không khí được đưa vào buồng đốt qua Fire Arrestor. Khí cháy sẽ qua các ống
đốt ( gia nhiệt nước) rồi đi ra các ống khói của thiết bị E-401A/B và E-401C.
Các thiết bị gia nhiệt được cung cấp thêm các ống lò xo thứ 2 nhằm gia nhiệt
khí nhiên liệu từ 0
o
C đến 20
o
C.
b) Nguyên lý điều khiển khí công cụ:
Các thiết bị gia nhiệt sẽ tự động dừng khi có báo động cháy xung quanh khu
vực thiết bị hoặc báo động cháy trên hai dây chuyền cấp khí cho khách hàng bằng cách
đóng các van cô lập đầu vào (XZV-1019/1020/1021) và các van cô lập đầu ra (XZV-
1022/1023/1024/1025), và đồng thời gửi các tín hiệu cô lập đến các bảng điều khiển
tại các thiết bị gia nhiệt (HS-0016/0017/0018).
Buồng đốt khí nhiên liệu bao gồm bộ phận đánh lửa và bộ phận đốt lửa chính.
Bảng điều khiển buồng đốt (BMP) đặt tại các hệ thống điều khiển hệ thống.
Hệ thống đánh lửa mồi bao gồm đường khí nhiên liệu với van cô lập tự động
cho phép khí được đưa đến buồng đốt. Trong buồng đốt là trục đánh lửa. Khi trục đánh
lửa được mồi sẽ mồi lửa cho buồng đốt. Lửa mồi sẽ cháy liên tục.
Khi hệ thống đánh lửa hoạt động tốt thì van cho dòng khí chính sẽ tự động mở,
bộ phận dò lửa sẽ điều khiển ngọn lửa chính.
Ngọn lửa chính được điều chỉnh bởi van điều khiển nhiệt độ (TV-
SHUTDOW
N
Pilot flame failure X (ICS) X
Main flame failure X (ICS) X
Bath temperature high X
Bath temperature high high X
Bath level low X (ICS)
Bath level low low X
Bath level high X (ICS)
Copyright: Tài liệu đại học ©