Close

Tin tức ngành

June 25, 2019

TCVN 8611:2010 – Phần 4

Phụ lục A

(Quy định)

Các ngưỡng bức xạ nhiệt

A.1 Bức xạ nhiệt từ đám cháy khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG)

A.1.1 Yêu cầu chung

Bảng A.1 đưa ra các giá trị khuyến cáo về giá trị thông lượng bức xạ tới lớn nhất trong trường hợp những giá trị này chưa có trong các quy định địa phương. Thông lượng bức xạ từ đám cháy LNG có thể được tính toán bằng cách sử dụng các phương pháp thích hợp đã được phê duyệt (một số phương pháp đã được trình bày trong TCVN 8610 (EN 1160) hoặc [19]).

Trong bất cứ trường hợp nào, mức thông lượng bức xạ lớn nhất có thể chấp nhận cho mỗi công trình chính nằm trong vùng giới hạn bao quanh phải được xác nhận bằng cách sử dụng các phương pháp đã được phê duyệt và các đồ thị đường cong trong một số tiêu chuẩn liên quan. Các nhà thiết kế, thông qua việc tính toán nhiệt độ bề mặt cùng với thời gian dự đoán của ngọn lửa, phải điều chỉnh mức thông lượng bức xạ nhiệt lớn nhất đủ thấp để duy trì tính nguyên vẹn của công trình. Các thay đổi về mặt bản chất tự nhiên và cơ tính của vật liệu đối với nhiệt độ cũng phải được xem xét khi tính toán.

Đối với các bể chứa LNG, việc xác định mức thông lượng bức xạ cho phép cần được xem xét dựa trên các yếu tố sau:

– Việc bơm chất lỏng vào bể chỉ được thực hiện cùng với việc làm mát bể chứa bằng nước. Các thiết bị cung cấp nước có thể được điều khiển từ khu vực an toàn;

– Tổn thất độ bền của bể chứa;

– Áp lực tạo ra trong bể chứa;

– Công suất của van an toàn;

– Năng lượng thoát bề mặt [xem TCVN 8610 (EN 1160)].

Mức thông lượng nhiệt có thể được giảm xuống đến giới hạn yêu cầu bằng các biện pháp tăng khoảng cách, phun nước, thiết bị chống cháy, lưới chắn xạ hoặc các hệ thống tương tự.

Bảng A.2 đưa ra các giá trị khuyến cáo về thông lượng bức xạ tới lớn nhất trong trường hợp những giá trị này chưa có trong các quy định tại địa phương.

Bảng A.1 – Thông lượng bức xạ nhiệt cho phép trong phạm vi nhà máy không tính đến năng lượng bức xạ mặt trời

Thiết bị trong phạm vi nhà máyThông lượng bức xạ nhiệt lớn nhấtkW/m2
Bề mặt bê tông phía ngoài của bồn chứa liền kề nhau a32
Bề mặt kim loại phía ngoài của các bồn chứa liền kề nhau (xem [3])15
Mặt ngoài của các bồn chứa chịu áp lực và các thiết bị công nghệ liền kề nhau (xem [3])15
Phòng điều khiển, xưởng bảo trì, phòng thí nghiệm, nhà kho (xem [2])8
Khu vực hành chính5

a) Đối với các bể chứa làm bằng bê tông cốt thép dự ứng lực, các mức thông lượng bức xạ lớn nhất có thể được xác định theo các quy định trong A.1.1.

Bảng A.2 – Thông lượng bức xạ nhiệt cho phép ngoài phạm vi nhà máy không tính đến bức xạ mặt trời

Khu vực phía ngoài nhà máyThông lượng bức xạ nhiệt lớn nhấtkW/m2
Khu vực hẻo lánh a8,0
Khu vực nhạy cảm b1,5
Các khu vực khác c5,0
a) Khu vực chỉ có một số lượng nhỏ người cư trú không thường xuyên. VD: vùng đất hoang, đất nông nghiệp, sa mạc.b) Khu vực quan trọng nhạy cảm không được bảo vệ, nơi mọi người không được trang bị quần áo bảo hộ trong trường hợp khẩn cấp hoặc khu vực đô thị (với mật độ dân số lớn hơn 20 người/km2) hoặc các khu vực gặp khó khăn, nguy hiểm khi cần sơ tán nhanh (ví dụ bệnh viện, nhà dưỡng lão, sân vận động, trường học, nhà hát ngoài trời).c) Các khu vực khác bao gồm các khu công nghiệp không nằm dưới sự kiểm soát của nhà máy LNG.

CHÚ THÍCH: Các số liệu ghi trong Bảng A.2 được lấy từ [2]: ảnh hưởng của bức xạ ngọn lửa đối với kết cấu bê tông chịu lực.

Độ dày của khối bê tông phải được đảm bảo rằng khi lửa cháy ở bên ngoài thì nhiệt độ của cáp dự ứng lực vẫn được giữ ở mức đủ thấp để duy trì tính nguyên vẹn của bể chứa LNG và các khoang kín chứa đầy sản phẩm tại áp suất thiết kế tối đa. Nếu hệ thống ngập nước không được lắp đặt, phải đảm bảo sự nguyên vẹn của bồn chứa, trong thời gian đợi đủ lượng nước chữa cháy cấp từ bên ngoài. Để xác định độ dày nhỏ nhất cần thiết của tấm bê tông, phải sử dụng các phương pháp và mô hình thích hợp đã được phê duyệt.

A.2 Bức xạ nhiệt từ ống đốt hay ống xả đốt cháy

Bảng A.3 và A.4 đưa ra các giá trị khuyến cáo về thông lượng bức xạ lớn nhất trong trường hợp những giá trị này không có trong quy định địa phương.

Tuy vậy, các phương pháp tương đương để dự đoán mức thông lượng cũng có thể được chấp nhận. Trong trường hợp đó, nhà thiết kế cần chứng minh phương pháp đề xuất là hợp lệ.

Bảng A.3 – Thông lượng bức xạ nhiệt cho phép trong phạm vi nhà máy không tính đến bức xạ mặt trời

Các thiết bị nằm trong phạm vi nhà máyThông lượng bức xạ nhiệt lớn nhấtkW/m2
Lưu lượng dòng như đã xác định ở 11.6Bình thườngBất thường
Giá trị cực đại trong khu vực cấm (xem [3])5,09
Phía ngoài khu vực cấmNA5
Đường và các khu vực mở3,05
Bồn chứa và các thiết bị chế biến1,55
Phòng điều khiển, xưởng bảo quản, phòng thí nghiệm, nhà kho…1,55
Khu vực hành chính1,55

Bảng A.4 – Thông lượng bức xạ nhiệt cho phép nằm ngoài phạm vi nhà máy không tính đến năng lượng bức xạ mặt trời

Khu vực ngoài nhà máyNăng lượng bức xạ nhiệt lớn nhấtkW/m2
Lưu lượng dòng như đã xác định ở 11.6Bình thườngBất thường
Khu vực hẻo lánh a3,05,0
Khu vực nhạy cảm b1,51,5
Các khu vực khác c1,53,0
a) Khu vực chỉ có một số lượng nhỏ người cư trú không thường xuyên. Ví dụ: vùng đất hoang, đất nông nghiệp, sa mạc.b) Khu vực quan trọng nhạy cảm không được bảo vệ, nơi mọi người không được trang bị quần áo bảo hộ trong trường hợp khẩn cấp hoặc khu vực đô thị (với mật độ dân số lớn hơn 20 người/km2) hoặc các khu vực gặp khó khăn hoặc nguy hiểm khi cần sơ tán nhanh (ví dụ bệnh viện, nhà dưỡng lão, sân vận động, trường học, nhà hát ngoài trời).c) Các khu vực khác bao gồm các khu công nghiệp không nằm dưới sự kiểm soát của nhà máy LNG.

CHÚ THÍCH: Các số liệu ghi trong Bảng A.3 và A.4 được lấy từ [3] và [4].

Phụ lục B

(Quy định)

Các quy định về lưu lượng dòng

B.1 Yêu cầu chung

Phụ lục này quy định về các loại lưu lượng dòng khác nhau của các dòng khí.

B.2 Dòng nhiệt vào, VT

Lưu lượng dòng lớn nhất (VT) của bồn chứa (“sự bay hơi”) do nhiệt cấp vào trong điều kiện vận hành bình thường được xác định bởi dòng không khí bên ngoài tại thời điểm nhiệt độ cao nhất trong ngày mùa hè nóng bức.

B.3 Dòng môi chất vào, VL

Việc làm đầy bồn chứa gây ra hiệu ứng piston. Lưu lượng thể tích lớn nhất để làm đầy bồn được lấy làm giá trị VL – lưu lượng thể tích của khí hình thành (ở điều kiện nhiệt độ và áp suất thực tế của không gian khí trong bồn chứa).

VL là lưu lượng dòng lớn nhất có thể khi van kiểm soát đầu vào với chức năng mở khi có sự cố.

B.4 Sự nạp tràn, Vo

Nếu trong quá trình nạp do sơ suất nạp đầy quá mức cho phép dẫn đến LNG bị tràn ra khỏi vành bể chứa, thì phải lưu ý đến sự hóa hơi ngay của LNG. Các bước tiến hành trong 6.6.2 có thể được tăng cường thêm tùy theo yêu cầu.

B.5 Sự bay hơi tức thời khi nạp đầy, VF

Khi nạp đầy LNG vào bồn chứa, hiện tượng bay hơi tức thời xảy ra (được gọi là “flash”). Nguyên nhân chính của hiện tượng này bao gồm:

– Sự nóng lên của LNG do quá trình bơm;

– Dòng nhiệt vào từ ống dẫn trong quá trình nạp và xuất sản phẩm;

– Sự làm mát thành bể chứa khi mức chất lỏng tăng lên (do thực tế là nhiệt độ pha hơi ở không gian trên đỉnh bồn chứa cao hơn nhiệt độ chất lỏng, kết quả là thành bồn chứa được làm mát khi mức chất lỏng tăng lên gây ra hiện tượng hóa hơi);

– Hòa trộn với LNG có sẵn trong bể chứa;

– Khi LNG bị nén vào bể chứa có nhiệt độ trước khi giãn nở cao hơn nhiệt độ điểm tạo bọt của chất lỏng tại áp suất bể chứa, sự hóa hơi lập tức xảy ra.

VF thể tích hóa hơi khi nạp đầy tại tốc độ lớn nhất khi van điều khiển có chức năng mở khi có sự cố và được xác định bằng các tham số trên.

Nếu ban đầu LNG ở trạng thái cân bằng, tỷ lệ chất lỏng hóa hơi ngay lập tức (F), do nhiệt độ trước khi giãn nở cao hơn điểm bọt của LNG có sẵn trong bồn chứa, có thể được tính chính xác hoặc gần đúng theo phương trình rút gọn sau:

11111

trong đó:

C là nhiệt dung của môi chất, tính theo jun trên kenvin kilogam (J.K-1.kg-1);

T2 là nhiệt độ sôi của môi chất tại áp suất của bồn chứa, tính theo kenvin (K);

T1 là nhiệt độ của môi chất trước khi giãn nở, tính theo kenvin (K);

L là nhiệt độ ẩn hóa hơi của môi chất, tính theo jun trên kilogam (J.kg-1).

Từ đó, VF được tính theo phương pháp sau:

VF = F x lưu lượng nạp đầy (kg.s-1).

Trong trường hợp thiếu các dữ kiện chính xác, nếu độ giảm áp suất tuyệt đối nhỏ hơn hoặc bằng 1 bar, có thể sử dụng các giá trị sau:

C = 3,53 x 103(J.K-1.kg-1);

L = 504 x 103(J.K-1);

(T2 – T1) = (p2 – p1) / 8 000;

Trong đó:

(p2 – p1): tính theo pascal (Pa), đặc trưng cho sự giảm áp suất tuyệt đối của LNG trong bồn chứa ban đầu và bồn chứa được nạp vào.

B.6 Tuần hoàn kín LNG bằng máy bơm chìm, VR

VR là lưu lượng chất hóa hơi được tạo ra do sự tuần hoàn nội tại của LNG khi lưu lượng máy bơm chìm lớn nhất.

VR có thể được ước tính theo công thức rút gọn sau với giả thiết là tất cả năng lượng của bơm đều được truyền cho chất lỏng:

VR = Dòng năng lượng trên một bơm/L

Trong đó năng lượng tính theo jun trên giờ (J/h) và L tính bằng jun trên kilogam (J/kg).

B.7 Sự biến thiên áp suất khí quyển, VA

Nếu áp suất của bể chứa bằng với áp suất vận hành lớn nhất, sự giảm áp suất khí quyển dẫn đến sự hóa hơi ở lớp bề mặt chất lỏng do giãn nở (VAG) cộng với sự hóa hơi do sự quá nhiệt của chất lỏng (VAL). Một cách tương tự, điều kiện chân không có thể xuất hiện khi áp suất khí quyển tăng.

VAG: Lưu lượng chất hóa hơi do giãn nở có thể tính theo công thức sau (VAG tính theo mét khối trên giờ (m3/h) ở điều kiện nhiệt độ và áp suất thực tế của phần không gian hơi trên đỉnh bể chứa):

11112

Trong đó:

V là dung tích khí lớn nhất của bể chứa rỗng, tính theo mét khối (m3);

p là áp suất vận hành tuyệt đối, tính theo pascal (Pa);

dp/dt là giá trị tuyệt đối của tốc độ biến thiên áp suất khí quyển, tính theo pascal trên giờ (Pa/h);

VAG là lưu lượng chất hóa hơi do sự khử quá nhiệt chất lỏng có thể ước tính dựa theo các phương pháp tính F đã nêu trong điều B.5.

VA = VAG + VAL

Các dữ liệu cục bộ về tốc độ biến thiên áp suất khí quyển phải được sử dụng. Trong trường hợp không có sẵn các dữ liệu này, có thể giả sử tốc độ giảm suất khí quyển là 2000 Pa/h với sự biến thiên toàn phần là 10 kPa.

Các giá trị này cũng có thể sử dụng để tính lưu lượng thể tích đầu vào khi áp suất khí quyển tăng.

B.8 Sử hỏng van kiểm soát, V­V

Sự hư hỏng van kiểm soát có thể dẫn tới sự tăng lượng chất hóa hơi giống như trong trường hợp tăng tốc độ nạp đột ngột hoặc mở van ngắt chân không sớm.

B.9 Dòng nhiệt vào khi cháy, Vl

Tốc độ hóa hơi khi cháy được xác định bằng cách giả định rằng tất cả nhiệt đưa vào được sử dụng ngay lập tức cho việc hóa hơi chất lỏng, không tính đến ảnh hưởng của nước chữa cháy.

Dòng nhiệt nhận được từ phía ngoài dọc theo bồn chứa được mặc định bằng năng lượng tỏa ra của ngọn lửa LNG.

Đây là giá trị trong trường hợp xấu nhất gây ra bởi bức xạ nhiệt trong Đánh giá mối nguy hiểm  cho vị trí thực của bể chứa.

B.10 Sự hút chất lỏng, VD

Khi đưa chất lỏng ra phải được thực hiện đồng thời với đưa dòng khí vào để tránh áp suất âm. Lưu lượng thể tích khí bơm vào phải bằng với lưu lượng thể tích lớn nhất của bơm hút chất lỏng.

B.11 Sự hút của máy nén, VC

Sự hóa hơi tự nhiên xảy ra trong bể chứa nhìn chung được loại trừ nhờ các máy nén khí. Mặc dù trong điều kiện bình thường, các máy nén này được điều chỉnh hoạt động sao cho lưu lượng thể tích hút tương ứng với tốc độ hóa hơi, sự gây ra áp suất âm trong bồn chứa do các máy nén này là không thể loại trừ. VC là lưu lượng thể tích hút lớn nhất của máy nén.

B.12 Hiện tượng hóa hơi do cuộn xoáy, VB – hiện tượng hóa hơi do hòa trộn các lớp khác nhau trong bể chứa

Sự bay hơi do cuộn xoáy phải được tính toán theo các mô hình chuẩn thích hợp.

Trong trường hợp không có mô hình nào được sử dụng, lưu lượng chất lỏng bay hơi trong quá trình cuộn xoáy có thể tính theo công thức sau:

VB = 100 x VT

Lưu lượng này tương ứng xấp xỉ với lưu lượng lớn nhất đã gặp trong cuộn xoáy thực tế.

Phụ lục C

(Tham khảo)

Phân loại địa chấn

C.1 Yêu cầu chung

Phụ lục này cung cấp hệ phương pháp luận phân loại địa chấn, tác động của từng cấp độ đến nhà máy và thiết bị, từ đó giúp cho việc thiết kế nhà máy có khả năng chống chịu lại các trận động đất ở mọi cấp độ (các cấp độ này được quy định trong 4.5.2.2).

C.2 Một số nguyên tắc cơ bản

C.2.1 Sự phân loại cấp độ địa chấn được quy định trong 4.5.2.2

C.2.2 Nhà máy cần phải ngừng hoạt động sau bất kỳ trận động đất nào có cường độ vượt quá ngưỡng động đất cấp độ OBE (giá trị này được thiết lập bởi chủ đầu tư/người vận hành).

Quyết định ngừng hoạt động có thể do người vận hành thực hiện, hoặc tự động thực hiện khi có tín hiệu từ bộ dò địa chấn để đơn giản hóa quá trình ngừng hoạt động theo trình tự, thay vì sử dụng thiết bị dò tìm chấn động đơn lẻ hoạt động ngẫu nhiên.

C.2.3 Trước khi nhà máy được phép hoạt động trở lại, cần tiến hành việc kiểm tra độ an toàn một cách đầy đủ các vấn đề sau:

– Khả năng vận hành;

– Tình trạng nguyên vẹn;

– Độ ổn định.

C.2.4 Sau động đất OBE, tất cả các thiết bị và/hoặc hệ thống phải được duy trì hoạt động, ngoại trừ trường hợp thiết bị hoặc hệ thống đó không cần thiết cho sự hoạt động của nhà máy theo ý kiến của người điều hành.

C.2.5 Sau động đất SSE, nhà máy ở trạng thái an toàn. Trong khoảng thời gian tiếp theo, một số biện pháp cần được tiến hành để đảm bảo sự vận hành trở lại an toàn của nhà máy, hoặc nếu cần, nhà máy phải ngừng hoạt động. Những hoạt động đó có thể kéo dài hàng tuần hoặc hàng tháng.

C.2.6 Sau động đất SSE, hệ thống quản lý an toàn phải thông báo các quy trình khẩn cấp được kích hoạt, bao gồm kiểm tra sự sẵn có của nguồn nhân lực, giám sát, kiểm tra tình trạng của nhà máy, và thực hiện một số biện pháp tạm thời.

C.3 Ví dụ về cách tiếp cận an toàn sau SSE

C.3.1 Các lỗ rò nhỏ cục bộ có thể được chấp nhận, tuy nhiên nhà máy cần giữ trạng thái nguyên vẹn để tránh nguy cơ tràn hydrocacbon.

C.3.2 Phòng điều khiển trung tâm (CCR) trở thành trung tâm điều khiển hoạt động khi có sự cố.

C.3.3 Chấp nhận trường hợp CCR không nhận được đầy đủ các thông tin về hoạt động của nhà máy, tuy nhiên phải báo cáo về CCR các thông tin chính như: áp suất, mức và nhiệt độ tại các kho tồn chứa hydrocacbon, ví dụ như bồn tồn chứa, thiết bị chứa chất làm lạnh.

Để đạt được các yêu cầu sau động đất SSE, phải xem xét độc lập các dây dẫn cứng, đường truyền các tín hiệu quan trọng và cáp điều khiển ra bên ngoài các công trình của nhà máy có thể đã bị hư hại trong trận động đất.

C.3.4 Phải kiểm soát từ xa áp suất bồn chứa và phải duy trì hoạt động của van an toàn sau động đất SSE.

C.4 Ví dụ về sự phân loại SSE

Dựa trên một số nguyên tắc cơ bản và các ví dụ về cách tiếp cận an toàn, người ta đưa ra sự phân loại theo Bảng C.1 sau đây:

Bảng C.1 – Phân loại các cấp độ động đất

Cấp độ phân loạiChức năng hoạt động Tình trạng nguyên vẹnĐộ ổn định
Cấp độ Ax  
Cấp độ B x 
Cấp độ C  x

Sự khác nhau giữa các cấp độ:

– Cấp độ A:

+ Hệ thống và thiết bị chống cháy (chỉ dùng trong hoạt động nội bộ);

+ Hệ thống ống chữa cháy dưới đất dẫn lên các van phun và họng cứu hỏa;

+ Van ngắt khẩn cấp ESD;

+ Khả năng hoạt động của hệ thống kiểm soát an toàn của phòng CCR;

+ UPS liên quan đến hệ thống kiểm soát an toàn;

+ Tín hiệu nguy hiểm được truyền tới CCR;

+ Van an toàn hay van kiểm soát áp suất bồn chứa hydrocacbon;

+ Bồn chứa phụ.

– Cấp độ B:

+ Tất cả các thiết bị và hệ thống đường ống chứa hydrocacbon và các chất độc hại khác (có khả năng gây nguy hiểm khi bị gãy vỡ);

+ Tất cả các công trình phụ trợ cho các thiết bị và hệ thống ống đó;

+ Bồn chứa chính.

– Cấp độ C:

+ Các hệ thống, thiết bị không có trong 2 cấp độ trên nhưng ở vùng lân cận với các thiết bị, hệ thống ở A và B và sự hư hỏng của chúng có thể gây ảnh hưởng đến các thiết bị hệ thống ở A và B.

Phụ lục D

(Quy định)

Yêu cầu kỹ thuật đối với bơm LNG

D.1 Giới thiệu

Phụ lục này đưa ra thêm một số yêu cầu đối với các vấn đề đã nêu trong Điều 7.

D.2 Thiết kế

Việc thiết kế phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật sau:

– Phải tính đến chế độ vận hành chuyển tiếp nhiệt (xem TCVN 8610 (EN 1160));

– Mặt bích, vòng đệm, chốt khóa (đai ốc và bulông) được lắp ráp theo các chỉ dẫn ở 9.5;

– Các khớp nối phải được thử nghiệm theo TCVN 8610 (EN 1160);

Việc chế tạo và lắp ráp phải đáp ứng các yêu cầu sau:

– Phần khớp nối phải duy trì được sự kín khít dưới tác động của sự thay đổi nhiệt độ và sự rung;

– Phải loại bỏ các chất oxi hóa và các chất gây ô nhiễm khác trước khi chế tạo hoặc lắp ráp;

– Quy trình và thao tác hàn, chất lượng của que hàn, dây hàn và chất nóng chảy phải tuân theo các tiêu chuẩn tương ứng.

Máy bơm phải phù hợp với hệ thống lắp ráp sao cho nó có thể chịu được áp lực hướng trục tạo ra khi vận hành và trong các điều kiện chuyển tiếp.

D.3 Kiểm tra

D.3.1 Yêu cầu chung

Để đảm bảo bơm hoạt động an toàn, các bộ phận của bơm cần phải được thử nghiệm và kiểm tra ứng suất cơ học, ứng suất quay và ứng suất nhiệt. Quá trình thử nghiệm và kiểm tra phải được tiến hành theo đúng các tiêu chuẩn liên quan.

Dựa trên các yêu cầu của chủ đầu tư, nhà sản xuất bơm sẽ thiết lập các chỉ tiêu chất lượng cùng với chương trình kiểm tra tổng thể bao gồm cả các thử nghiệm được nêu tại D.3.2 đến D.3.8. Các yêu cầu nhận biết vật liệu tốt phải được nêu trong bản chỉ tiêu chất lượng.

Nhà sản xuất phải chứng minh được độ tin cậy của các quy trình áp dụng theo các tiêu chuẩn tham chiếu và sự phù hợp của các tiêu chí được lựa chọn liên quan đến yêu cầu chất lượng.

D.3.2 Kiểm tra các chi tiết máy dưới tác động áp suất và chuyển động quay

Các kết quả phân tích hóa học và các đặc tính cơ học phải được cung cấp cho mỗi lần chế tạo.

Với các chi tiết được cán và rèn, các thử nghiệm về đặc tính cơ học phải được thực hiện ngay sau bất kỳ quá trình xử lý nhiệt nào. Với mỗi chi tiết máy, nhà cung cấp phải đưa ra các tiêu chuẩn tham chiếu, vị trí lấy mẫu, và các hướng dẫn thực hiện một cách chi tiết.

D.3.3 Kiểm tra bằng tia bức xạ

Việc kiểm tra bằng tia bức xạ phải được thực hiện phù hợp với các tiêu chuẩn liên quan (EN 473 và EN 1435).

D.3.4 Kiểm tra bằng siêu âm

Việc kiểm tra bằng siêu âm phải được thực hiện phù hợp với các tiêu chuẩn liên quan (EN 473 và EN 1714).

D.3.5 Kiểm tra phát hiện vết nứt (Kiểm tra sự thẩm thấu chất màu)

Việc kiểm tra sự thẩm thấu chất màu phải được thực hiện phù hợp với các tiêu chuẩn liên quan (EN 473, EN 571-1, và EN 970).

D.3.6 Kiểm tra bằng mắt

Việc kiểm tra bằng mắt phải được tiến hành để đánh giá sự phù hợp của các sản phẩm theo các tiêu chuẩn kỹ thuật được nêu trong 7.2 và sự ghi nhãn từng chi tiết máy theo các chỉ tiêu chất lượng.

D.3.7 Kiểm tra kích thước

Việc kiểm tra kích thước phải được thực hiện để đánh giá kích cỡ của các sản phẩm được cung cấp liệu có đáp ứng những tiêu chuẩn của nhà cung cấp và phù hợp với các tài liệu mà nhà sản xuất đưa ra hay không.

D.3.8 Kiểm tra về điện

Việc kiểm tra này bao gồm các thử nghiệm sau:

– Các thử nghiệm về điện theo các chỉ dẫn trong bản chỉ tiêu chất lượng;

– Thử nghiệm bộ phận điều chỉnh điện năng.

Các thiết bị điện phải có chứng nhận thích hợp với các phân loại vùng nguy hiểm.

D.4 Thử nghiệm

D.4.1 Điều kiện thử nghiệm

Tất cả các thử nghiệm sau đây phải được tiến hành với LNG

Các chất lỏng thay thế được chấp nhận có thể được dùng trong thử nghiệm khi có sự đồng ý của chủ đầu tư.

Ngoại trừ LNG, tất cả các chất lỏng khác dùng trong thử nghiệm thì quy trình chi tiết và công thức tính hiệu suất thực tế phải được thỏa thuận giữa nhà sản xuất và chủ đầu tư.

D.4.2 Các thử nghiệm mẫu và các phép thử nghiệm nghiệm thu

Trước tiên, các thử nghiệm mẫu được tiến hành đối với mỗi loại bơm. Các phép thử nghiệm nghiệm thu được thực hiện đối với tất cả các bơm cùng loại đó. Các thử nghiệm mẫu bao gồm:

– Thử độ bền cơ học và độ kín (các thử nghiệm thủy tĩnh);

-Thử hiệu suất vận hành;

– Thử nghiệm về chiều cao hút dương của bơm (Net positive suction head, NPSH) (Quy định về NPSH đã được nêu trong ISO 9906);

– Thử chuyển động quay trong điều kiện nhiệt độ thấp nhất (-160 oC) (đối với máy bơm không được thử nghiệm với LNG).

Các phép thử nghiệm nghiệm thu ít nhất phải bao gồm phép thử độ bền và độ kín.

Tùy theo hợp đồng đặc biệt với nhà cung cấp, các phép thử nghiệm nghiệm thu cũng có thể thực hiện thêm thử nghiệm hiệu suất vận hành và thử nghiệm chiều cao hút của bơm. Các phép thử nghiệm nghiệm thu phải được thực hiện tại nơi sản xuất nếu việc đánh giá này cần sử dụng bàn thử nghiệm hoặc tại địa điểm đã được thỏa thuận giữa nhà sản xuất và chủ đầu tư/người vận hành.

D.4.3 Phép thử độ bền và độ kín

Phần thân bơm hay bất cứ một bộ phận nào của bơm chịu áp (ví dụ thân bơm) đều phải qua thử nghiệm độ bền và độ kín theo tiêu chuẩn chỉ dẫn của EN 12162. Nước có thể được sử dụng cho các thử nghiệm này với điều kiện là nồng độ clo phải nhỏ hơn 50×10-6 (50 ppm).

D.4.4 Thử nghiệm hiệu suất vận hành

Các thử nghiệm hiệu suất vận hành tốt nhất là được tiến hành với LNG. Thành phần hỗn hợp, tỷ trọng và nhiệt độ là các thông số cần được xác định.

Kết quả thử nghiệm phải được ghi chép hoặc tính toán tại ít nhất là 6 thời điểm trong khoảng thời gian vận hành của bơm. Các thời điểm đó bao gồm:

– Thời điểm ngừng bơm;

– Thời điểm lưu lượng bơm ổn định liên tục nhỏ nhất;

– Hai thời điểm ở khoảng giữa thời điểm lưu lượng bơm nhỏ nhất và lưu lượng bơm định mức;

– Lưu lượng bơm định mức;

– Lưu lượng bơm lớn nhất có thể.

Các thử nghiệm phải được tiến hành ở tốc độ danh định của bơm ± 3 % khi sử dụng LNG hoặc ở tốc độ thích hợp khi sử dụng chất lỏng khác theo thỏa thuận với chủ đầu tư.

Đối với mỗi mức lưu lượng bơm, ngoại trừ sự ngừng bơm, các thông số sau cần được xác định:

– Tổng chiều cao đẩy;

– Tổng chiều cao hút;

– Hiệu suất của bơm và động cơ;

– Năng lượng hao phí do động cơ;

– Mức độ rung;

– Mức độ ồn.

Tại thời điểm ngừng bơm, các thông số sau cần được xác định:

– Tổng chiều cao đẩy;

– Năng lượng hao phí do động cơ, nếu có.

Đối với các bơm được lắp động cơ biến tốc, các thông số cũng phải được xác định tại hai tốc độ khác nhau nằm trong khoảng giới hạn tốc độ của bơm (tốc độ trung bình và tốc độ nhỏ nhất).

Đối với các bơm động cơ thẳng đứng được đặt chìm trong bồn chứa, phép thử “khả năng hút của bơm” phải được thực hiện với sự đồng ý của chủ đầu tư. Đây là phép thử của bơm ở mức chất lỏng thấp tương đương với sự giảm chiều cao đẩy của bơm tới 40 % so với giá trị danh định.

Thử nghiệm hoạt động liên tục trong ít nhất 1 h phải được tiến hành với công suất định mức.

D.4.5 Thử nghiệm chiều cao hút dương của bơm (NPSH)

Việc xác định chiều cao hút dương của bơm phải được tiến hành ở nhiệt độ cân bằng của chất lỏng, tốt nhất là sử dụng LNG có thành phần xác định. Thử nghiệm này phải được thực hiện ít nhất với ba mức lưu lượng bơm khác nhau đối với bơm đầu tiên, sau đó sử dụng một mức lưu lượng đối với các bơm cùng kiểu. Các mức lưu lượng bơm trong thử nghiệm này phải giống với mức lưu lượng sử dụng trong thử nghiệm hiệu suất vận hành.

D.5 Các thông số cần xác định

Đối với khí thiên nhiên hóa lỏng, phải xác định tỉ trọng ở nhiệt độ tiêu chuẩn. Nhà sản xuất phải đưa ra các thông số sau:

– Độ chênh lệch áp suất tại thời điểm dừng bơm;

– Độ chênh lệch áp suất tại thời điểm lưu lượng bơm nhỏ nhất;

– Độ chênh lệch áp suất tại thời điểm lưu lượng bơm ở mức danh định;

– Độ chênh lệch áp suất tại thời điểm lưu lượng bơm lớn nhất;

– Chiều cao hút yêu cầu tại thời điểm lưu lượng bơm nhỏ nhất;

– Chiều cao hút dương yêu cầu tại thời điểm lưu lượng bơm ở mức danh định;

– Chiều cao hút dương yêu cầu tại thời điểm lưu lượng bơm lớn nhất;

– Năng lượng tiêu hao ở mức lưu lượng bơm danh định;

– Hiệu suất bơm tại mức lưu lượng bơm danh định và hiệu suất này khi bơm chạy với các tốc độ khác nhau (nếu có);

– Khả năng hút khi bơm được đặt chìm trong bồn;

– Năng lượng tiêu hao khi lưu lượng bơm liên tục nhỏ nhất và khi lưu lượng bơm lớn nhất.

Sai số của các giá trị này đã được xác định trong quá trình thử nghiệm hiệu suất vận hành (xem D.4.4) được quy định theo ISO 13709.

D.6 Ghi nhãn

Một tấm kim loại mỏng được gắn trên mỗi thân máy bơm cho biết các thông tin sau:

– Kí hiệu riêng của nhà sản xuất;

– Số serie sản xuất và số đặt hàng của chủ đầu tư;

– Lưu lượng bơm danh định, tính theo mét khối trên giờ (m3/h);

– Chiều cao cột nước tiêu chuẩn của bơm, tính theo mét (m);

– Tốc độ quay ở lưu lượng bơm danh định, tính theo nghịch đảo của giây (s-1);

– Áp suất vận hành tối đa (bar) và ngày thử nghiệm thân bơm nếu có;

– Ngày và áp suất thử nghiệm bơm (xem EN 12162).

D.7 Các yêu cầu cụ thể đối với các bơm chìm và dây cáp của bơm

D.7.1 Các bơm được đặt trong hộp

Phải sử dụng hộp cáp để kết nối dây dẫn điện của máy bơm với dây dẫn điện phía ngoài.

Phải có biện pháp phòng tránh khí từ bình hút xâm nhập vào hộp cáp.

Các dây dẫn điện nhiệt độ thấp dùng để nối giữa hộp cáp và động cơ của bơm phải chịu được nhiệt độ làm việc ở -196 oC.

D.7.2 Loại bơm cột lắp trong bể chứa

D.7.2.1 Yêu cầu chung

Với thiết kế hợp lý, các máy bơm cột có thể tháo gỡ được ra khỏi bể chứa khi nó đang trong quá trình hoạt động. Máy bơm và các đường cáp điện cho máy bơm đi vào từ phía đỉnh trên của cột bơm. Máy bơm được gắn trên một bộ chỉnh lưu tại đáy của cột.

Sự hút vào sẽ thông qua bộ chỉnh lưu đáy và xả ra qua rìa chu vi của thân máy bơm, phần giữa cột và thân máy bơm.

Bên cạnh những yêu cầu kỹ thuật trong điều 7 và D.2, bơm phải được lắp đặt vào tháo gỡ nhờ một hệ thống nâng sử dụng cáp chuyên dụng hoặc các ống thép liên kết không gỉ hoặc các thiết bị khác.

Bản điện cực gắn kín trên đỉnh cột phải bao gồm:

– Ở mặt trong: hệ thống làm căng cho dây cáp để bảo vệ dây cáp điện và nâng cuộn dây cáp dưới bản điện cực;

– Ở mặt ngoài: hộp đấu nối dây cáp điện.

Bộ chỉnh lưu đáy phải đảm bảo vị trí của bơm luôn ở trung tâm của cột bơm, cố định không cho bơm quay. Nó cho phép bơm được nâng lên mà không cần tác động bên ngoài.

D.7.2.2 Cáp chuyên dụng

Các thiết bị để lắp đặt bơm và cố định cáp bao gồm:

– Hệ thống nâng đảm bảo an toàn cho sự nâng lên hạ xuống của bơm, tránh nguy cơ bị rơi hoặc gây xoắn dây cáp;

– Cáp nâng dự phòng sẽ đảm nhận chức năng của cáp đang hoạt động trong trường hợp bị hỏng. Cáp dự phòng phải được lắp đặt sao cho có thể ngăn chặn sự rơi của bơm khi cáp đang hoạt động bị hỏng. Cáp dự phòng chỉ được loại bỏ khi chủ đầu tư/người vận hành có thể đưa ra giải pháp khác;

– Dây cáp sử dụng để hỗ trợ dây cáp điện chịu được ứng suất trong cột, cáp này phải là loại không xoắn và phải thử ứng lực trước khi lắp đặt để tránh ứng suất vượt tải do dây cáp điện bởi nhiệt độ khác nhau trong bể chứa;

– Một hệ thống dẫn hướng dây cáp vào trong cột;

– Một hệ thống trợ giúp nhồi dây cáp đo đếm vào cột.

Các cáp dẫn điện phải có bán kính uốn giúp cho phép việc điều khiển dễ dàng đồng thời tránh được sự đứt gãy dưới sức nặng của cáp.

D.7.2.3 Ống thép không gỉ

Khi các ống thép không gỉ được sử dụng như các thiết bị đóng ngắt (van cổng, hoặc bích đặc hình tròn, hoặc bất kỳ thiết bị đóng nào) có thể đặt phía trên cột phía ngoài bể chứa.

Bơm phải được nâng đỡ bởi hệ thống các ống thép không gỉ chứa các dây cáp điện. Hệ thống nâng cần cố định, dễ dàng lắp ráp và phải bảo vệ được dây cáp điện.

D.8 Các bơm có động cơ ngoài thẳng đứng

Thiết bị này bao gồm động cơ điện/bơm ly tâm.

Bơm đứng lắp trong thùng được đặt chìm trong LNG. Động cơ điện được lắp trên đỉnh của thùng chứa và không chìm trong LNG.

Việc lắp ráp phải được xem xét cẩn thận. Việc làm kín trục phải loại bỏ sự rò rỉ qua miếng đệm lót.

Việc làm mát bơm được phải được tiến hành chậm rãi và tỉ mỉ. Mỗi bơm cần được thiết kế một lỗ xả khí thích hợp hoặc van giảm áp để ngăn sự tăng áp quá mức trong quá trình làm mát.

Thùng chứa cần được cô lập để ngăn cản sự hóa hơi và ức chế sự đông đặc. Nền móng của bơm phải được thiết kế và xây dựng tránh hiện tượng đông nở.

Phụ lục E

(Quy định)

Những yêu cầu cụ thể cho thiết bị hóa hơi LNG

E.1 Các thông số hoạt động/ Hiệu suất công bố

Các thông số hoạt động của thiết bị hóa hơi mà giá trị danh định được định rõ theo loại được nêu trong Bảng E.1. Phạm vi có thể thay đổi của các thông số này cũng phải được định rõ.

Nhà sản xuất phải công bố một trong số các giá trị này. Các yêu cầu cụ thể hơn được đưa ra dưới đây.

E.2 Thiết bị hóa hơi dùng nước: Loại khung giàn chu trình mở

E.2.1 Các yêu cầu cụ thể về thiết kế:

Thiết bị hóa hơi loại khung giàn chu trình mở phải được bảo vệ để chống lại điều kiện môi trường khắc nghiệt như gió, tuyết và mưa. Cụ thể, lá chắn gió cần phải được cung cấp để hạn chế sự phân tán bọt nước biển bởi gió.

Hai tác động thường gặp sau phải được xem xét trong việc xác định các hoạt động thông thường được sử dụng trong thiết kế:

– Ứng suất nhiệt khác thường do thiếu nước phân phối. Ví dụ: Ống cấp nhiệt không được làm ướt;

– Sự tích tụ của băng (dày 10 cm) trên một nửa chiều cao của máy hóa hơi.

E.2.2 Sự phân phối nước

Dòng nước phải được phân phối ngay cả:

– Trong các bộ phận có thể tới khác nhau của bất kỳ phần ống nào để ngăn chặn sự biến dạng của ống;

– Giữa các ống khác nhau được liên kết cơ khí.

Hệ thống phân phối nước cho các ống phải dễ dàng tiếp cận, điều chỉnh, thiết kế để cho phép làm sạch, nếu chủ đầu tư yêu cầu không làm gián đoạn sản xuất thì có thể sử dụng một trong số các biện pháp sau đây:

– Dùng vòi phun nước;

– Phun thổi dòng áp suất không khí;

– Dùng bàn chải.

Bảng E.1 – Các thông số được thiết lập cho máy hóa hơi LNG

Dòng nước: loại khung mởDòng nước: loại đóngMôi chất trung gian: bồn nước áp suất khí quyểnMôi chất trung gian: tuần hoàn cưỡng bứcMôi chất trung gian: máy hóa hơi ngưng tụĐốt nóng dướiHóa hơi dưới áp suất khí quyển

Thông số cơ bản

Lưu lượng môi chất trung gian tối thiểu và tối đax
Áp suất môi chất trung gian tối thiểu và tối đax
Công suất tối thiểu và tối đaxxxxxxx
Mức tiêu thụ của tiện ích tối đax
Nhiệt độ dòng nóng tối thiểuxxxxx
Nhiệt độ dòng nóng tối đaxx
Nhiệt độ đầu ra khí hóa hơi tối thiểuxxxxxxx
Độ giảm áp LNG/NGxxxxxxx
Các thông số vận hànhDịch vụ tiện íchNhiệt độ không khí, tốc độ gió và độ ẩm tối thiểux
Nhiệt độ nước vào tối thiểuxxx
Lưu lượng dòng nướcxx
Nhiệt độ dòng nước raxxx
Áp suất, nhiệt độ, thành phần khí đốt cháyx
Phân tích nướcxxxx
Khoảng áp suất môi chất lưu trung gianxx
Loại môi chất trung gianxxx
Các điều kiện giới hạn của pin cho các tiện íchxxxxxxx
Kiểu gia nhiệtxxx

LNG

Đường cong nhiệtxxxxxxx
Công suất nhiệtxxxxxxx
Nhiệt độ đầu vào và raxxxxxxx
Áp suất đầu vào và raxxxxxxx
Thành phầnxxxxxxx
Lưu lượng theo khối lượngxxxxxx

x

ChungThời gian tối thiểu để khởi độngxxxxxx

x

E.2.3 Các dòng LNG và NG

Sự phân tích ứng suất phải được thực hiện cho cả các dòng LNG vào và NG ra để cho phép có độ linh hoạt thích hợp và giảm tải trên các bảng kết nối.

E.2.4 Phân phối LNG

Phải chú ý sự phân phối dòng LNG giữa các kênh hóa hơi song song. Một giải pháp đó là có một ống góp kích thước lớn và có chỗ thắt tại đầu vào của mỗi ống trao đổi nhiệt.

E.2.5 Làm sạch dòng LNG/NG

Khi luân chuyển trong thiết bị trao đổi nhiệt có thể chứa sáp parafin. Những chất này lắng đọng trên thành ống và làm giảm hiệu suất của máy hóa hơi. Trong trường hợp đó phải có phương tiện súc rửa ống với sự hỗ trợ của một loại dung môi thích hợp. Dung môi phải tương thích với các vật liệu sử dụng.

E.2.6 Kiểm soát /an toàn

Sự vận hành an toàn được đảm bảo bởi sự kiểm soát nhiệt độ đầu ra khí của máy hóa hơi và lưu lượng nước, đây là những thông số cơ bản của hệ thống an toàn và báo động.

Trong trường hợp nhiệt độ đầu ra của khí hoặc lưu lượng nước thấp, máy hóa hơi sẽ tự động ngắt. Thời gian đóng của van khí ra sẽ phải được thiết lập để nhiệt độ lạnh không vượt quá giới hạn do phân tích chuyển tiếp nhiệt độ quy định.

Phải xác định những giá trị ngưỡng cho nhiệt độ khí đầu ra. Những giá trị tiêu biểu là:

– 0 oC cho báo động;

– – 5 oC cho kích hoạt thiết bị ngắt an toàn để dừng dòng cấp LNG.

Khi nhiệt độ môi trường tối thiểu thấp hơn ngưỡng ngắt, việc khởi động máy hóa hơi có thể cần một ưu tiên thiết kế.

Thiếu hụt lượng nước phải được tự động phát hiện (Ví dụ: Cảm biến dòng).

E.2.7 Che chắn bảo vệ cho máy hóa hơi

Nếu việc sửa chữa lớp cánh giàn ống yêu cầu phải tháo dời các bộ phận, thì công trình phải được thiết kế thích hợp với mái tháo được.

Các tấm panel cạnh sườn phải được thiết kế để tránh nước bắn ra bên ngoài (nước sẽ quay trở lại bồn thu nước thấp hơn).

Phải bố trí các hệ thống bẫy kiểm tra để cho phép kiểm tra khi vận hành.

E.2.8 Tuần hoàn nước

Các thiết bị tuần hoàn nước (máy bơm, hệ thống đường ống, gia nhiệt nước, clo hóa) phải đáp ứng các yêu cầu được liệt kê trong 12.5.

E.2.9 Chất lượng nước

Chất lượng nước phải được kiểm tra về độ tương thích với các vật liệu ống.

Khi nước bị nhiễm quặng hoặc các chất rắn thì nhà cung cấp phải khuyến cáo phương án bảo vệ tối ưu nhất như lọc nước.

E.3 Thiết bị hóa hơi dùng nước: Loại tuần hoàn

Lưu lượng và nhiệt độ của nước phải được kiểm soát.

Thiết bị hóa hơi phải được vận hành với nhiệt độ bề mặt ống lớn hơn 0oC để tránh sự hình thành băng. Trong điều kiện không ổn định, khi lưu lượng nước cung cấp không đủ, phải giảm hoặc ngừng cấp LNG. Nếu cần thiết, phải tháo nước ra từ vỏ ngoài của hệ thống trao đổi nhiệt.

Những giá trị ngưỡng cho nhiệt độ khí đầu ra phải được xác định. Những giá trị tiêu biểu là:

– 15 oC cho báo động;

– +10 oC cho kích hoạt thiết bị ngắt an toàn để dừng dòng cấp LNG.

Lưu lượng nước được kiểm soát bởi nhiệt độ. Để tránh tắc nghẽn, một thiết bị phát hiện lưu lượng nước bổ sung phải được lắp đặt để chặn dòng LNG trong trường hợp thiếu hụt nước.

E.4 Máy hóa hơi dùng môi chất trung gian

E.4.1 Loại dùng bồn nước áp suất khí quyển

Việc kiểm soát phải dựa trên nhiệt độ của bồn nước. Nếu một máy bơm ngoài được dùng để luân chuyển nước, thì phải tính đến khả năng máy bơm này không sẵn sàng hoạt động và có thể gây ra ngừng hệ thống.

Cần phải xác định ngưỡng giá trị cho nhiệt độ đầu ra. Những giá trị tiêu biểu là:

– + 15 oC, cho báo động;

– +10oC cho ngừng hoạt động.

Nhiệt độ bồn nước phải được kiểm soát nhờ sự cấp nhiệt. Trong trường hợp ngừng cấp nhiệt, phải ngừng cung cấp LNG.

E.4.2 Loại dùng dòng chảy cưỡng bức

Các nguyên tắc kiểm soát tương tự như của thiết bị hóa hơi dùng nước tuần hoàn, chỉ khác ở chế độ cài đặt báo động và đóng ngắt phụ thuộc vào các tính chất vật lý của môi chất trung gian.

Nhiệt độ đầu ra của LNG hóa hơi điều khiển lưu lượng của môi chất trung gian trong chu trình. Trong trường hợp điều kiện dòng môi chất trung gian không ổn định, phải ngừng cấp LNG.

E.4.3 Loại máy hóa hơi/ngưng tụ

Hệ thống hóa hơi ngưng tụ là hệ thống kiểm soát bởi nhiệt độ. LNG bị hóa hơi nhờ môi chất trung gian. Chế độ báo động và ngắt máy phải phụ thuộc vào các tính chất vật lý của dòng môi chất trung gian và điều kiện thiết kế của thiết bị.

Hệ thống kiểm soát nhiệt độ của LNG hóa hơi tại đầu ra của máy hóa hơi phải hoạt động dựa trên nguồn gia nhiệt của hệ thống.

E.5 Máy hóa hơi loại buồng đốt gián tiếp

E.5.1 Sự ăn mòn

Phải lựa chọn loại vật liệu và thiết kế máy hóa hơi chống được ăn mòn.

Phải kiểm soát nồng độ pH của nước thường xuyên để tránh sự ăn rỗ bề mặt ống.

Phải thực hiện bảo dưỡng với sự xử lý chống ăn mòn các bộ phận được làm bằng thép carbon (ống xả, khung đỡ,…) do môi trường thế điện axit.

E.5.2 Kiểm soát và an toàn

Ưu tiên lựa chọn sử dụng bộ điều khiển được lập trình.

Thông số chính điều chỉnh vận hành đầu đốt là nhiệt độ khí đầu ra, tuy nhiên nhiệt độ bồn nước phải đủ thấp để đạt hiệu suất năng lượng cao nhưng cũng phải đủ cao để tránh bị đóng băng.

Các thông số điều chỉnh bởi hệ thống điều khiển đầu đốt tự động là lưu lượng khí nhiên liệu và không khí.

Thiết bị hóa hơi loại buồng đốt gián tiếp phải dùng mồi lửa. Hệ thống điều khiển phải phân rõ ba chế độ trạng thái vận hành ổn định của mồi lửa:

– Tắt máy;

– Chế độ chờ (chỉ có ngọn lửa mồi cháy);

– Hoạt động bình thường.

Bộ cảm biến lửa kiểm soát liên tục ngọn lửa cả trong chế độ “chờ” và “hoạt động bình thường”.

Các thiết bị an toàn phải kích hoạt quá trình tắt các thiết bị trong các trường hợp dưới đây:

– Nhiệt độ bồn nước quá thấp;

– Nhiệt độ khí đầu ra quá thấp;

– Mực nước bồn quá thấp;

– Tắt lửa;

– Phát hiện khí trong luồng không khí vào

– Quạt không khí dừng chạy.

Những ngưỡng giá trị cho nhiệt độ khí đầu ra phải được xác định. Những giá trị tiêu biểu là:

– 0 oC cho báo động;

– -5 oC cho tắt một hoặc toàn bộ hệ thống máy hóa hơi, theo vị trí cảm biến nhiệt độ trong hệ thống. Khi ngưỡng ngắt cao hơn nhiệt độ môi trường thấp nhất, việc khởi động thiết bị hóa hơi đòi hỏi một thiết kế đặc biệt.

Trong trường hợp này, các hệ thống điều khiển sẽ tự động:

– Cô lập nguồn cung cấp LNG tới thiết bị hóa hơi và bảo vệ công trình đường ống hạ nguồn khỏi nhiệt độ thấp;

– Cắt nguồn cung cấp khí đốt cho mồi lửa và đầu đốt chính;

– Duy trì hoạt động của quạt và bơm nước tuần hoàn (trong thiết kế phải tính đến khả năng nước xâm nhập vào ống phân phối khói và đầu đốt khi quạt ngừng hoạt động, gây ra sốc nhiệt và phá hỏng các bộ phận của thiết bị).

– Truyền một tín hiệu báo động cho phòng điều khiển.

E.5.3 Bồn nước

Các vật liệu xây dựng bồn nước phải chịu được tính axit của nước do sự hòa tan hơi khói (CO2, NO2) trong nước. Bồn nước phải chống rò rỉ.

Vị trí của xả tràn phải tính đến khả năng mức nước dâng cao xảy ra giữa các chu trình hoạt động và ngừng hoạt động của thiết bị.

E.5.4 Rung động

Yếu tố này phải được đưa vào tính toán thiết kế bởi hơi khói đi qua bồn tạo nên rung động.

E.5.5 Sự sắp xếp cho các giai đoạn làm lạnh

Sự xử lý lạnh phải được xem xét trong thiết kế thiết bị hóa hơi.

E.5.6 Vi khuẩn Legionella

Sự hoạt động của bồn nước là điều kiện tốt để cho vi khuẩn Legionella tồn tại và phát triển. Người vận hành phải có một chương trình để kiểm tra sự tồn tại của Legionella và một kế hoạch để tránh vi khuẩn phát triển.

Phụ lục F

(Quy định)

Tiêu chuẩn cho việc thiết kế ống

Việc tính toán giá đỡ và độ linh hoạt phải xem xét những yếu tố sau:

– Những tiêu chuẩn cố định:

+ Áp suất trong;

+ Khối lượng của ống;

+ Khối lượng của lớp vỏ;

– Những tiêu chuẩn có thể thay đổi:

+ Tải trọng bất thường do sốc thủy lực;

+ Tải trọng nhiệt do hiện tượng co lại và bền mỏi sau các chu kỳ nóng và lạnh; cần đặc biệt chú ý trong trường hợp có một sự thay đổi đột ngột về độ dày hoặc đường kính;

+Tuyết;

+ Gió;

+ Động đất,…

Tiêu chuẩn liên quan để va thủy lực là kết quả của việc tăng quá áp gây ra bởi sự đột ngột dừng bơm hoặc đóng van. Các thao tác này phải được xác định thông qua việc sử dụng một phương pháp đã được kiểm nghiệm với LNG. Theo tính toán ban đầu, giá trị quá áp do đóng van được tính toán bởi công thức đơn giản sau đây như là một giá trị chiều cao cột LNG, Dh:

Trong đó:

L là chiều dài đường ống;

t là thời gian đóng van;

v là tốc độ sóng đập vào, v = 1500 m.s-1 cho LNG;

Dh là chiều cao của cột LNG tương ứng với giá trị quá áp;

Vo là tốc độ dòng chảy LNG trước khi va thủy lực;

g là gia tốc trọng trường.

Phụ lục G

(Tham khảo)

Mô tả các loại công trình LNG trên bờ

G.1 Kho cảng xuất LNG

Các kho cảng xuất LNG theo bản chất là gần bờ biển và được thiết kế để hóa lỏng khí thiên nhiên sau đó nạp cho các phương tiện chuyên chở LNG. Một kho cảng xuất LNG thông thường bao gồm:

– Hệ thống tiếp nhận và đo đếm khí thiên nhiên đầu vào, bao gồm cả đường ống hai pha, bộ phân tách lỏng hơi;

– Ổn định và tồn chứa condensat;

– Các thiết bị xử lý khí, tại đây các khí axit, nước, hydrocacbon nặng và thủy ngân trong khí đầu vào được loại bỏ;

– Các thiết bị hóa lỏng LNG và các sản phẩm như etan, propan, butan thương mại, hydrocacbon nặng và nitơ có thể được tách ra. Một phần hydrocacbon đã được tách ra có thể được sử dụng làm môi chất lạnh. Một thiết bị hóa lỏng sử dụng bộ phận rất đặc trưng là chùm ống cuộn hay bộ trao đổi nhiệt dạng tấm và các bộ máy nén turbo công suất cao. Hai chu trình làm lạnh theo tầng thường được sử dụng;

– Các bồn chứa LNG và hệ thống cầu tàu xuất tương ứng cho phương tiện chuyên chở LNG;

– Các bồn chứa khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG) và/hoặc xăng tự nhiên, hệ thống xuất nếu phù hợp;

– Sản xuất và/hoặc mua bán và phân phối các hệ thống phụ trợ cần thiết cho vận hành nhà máy (điện, hơi nước, nước làm lạnh, không khí nén, nitơ, khí nhiên liệu,…);

– Các hệ thống chính bên ngoài nhà máy (các hệ thống đốt/xả khí và môi chất, xử lý chất thải, các hệ thống chữa cháy,…).

Hầu hết các bước xử lý khí có thể được tiến hành tại nhà máy xử lý khí để sản xuất khí thương mại. Ví dụ: tách bỏ khí axit, khử nước, tái sinh điểm sương hydrocacbon và khí thiên nhiên dạng lỏng (NGL). Công đoạn cất phân đoạn NGL cũng thực hiện tại cụm thiết bị xử lý thành phần nhẹ của nhà máy lọc dầu.

Lưu ý rằng, ngoài các bồn chứa, rất ít các phân đoạn của hydrocacbon có trong nhà máy hóa lỏng khí có khả năng hình thành LNG. Các bình tách của các thiết bị có khả năng tồn chứa khí thiên nhiên áp suất cao, NGL và các môi chất làm lạnh.

G.2 Kho cảng tiếp nhận LNG

Kho cảng tiếp nhận LNG được thiết kế để nhận khí thiên nhiên hóa lỏng từ phương tiện chuyên chở metan, xuất sản phẩm, tồn chứa LNG và chuyển LNG thành pha hơi để đưa vào mạng lưới hoặc đến các hộ tiêu thụ.

Do đó, một kho cảng tiếp nhận LNG có một số chức năng cần thiết sau:

– Xuất nhập sản phẩm;

– Tồn chứa;

– Thu hồi và điều áp LNG;

– Hóa hơi;

– Điều chỉnh chất lượng khí.

G.3 Nhà máy điều hòa nhu cầu LNG:

Nhà mày điều hòa nhu cầu LNG hóa lỏng khí thiên nhiên lấy từ mạng lưới khí thương mại thường có quy mô nhỏ hơn các nhà máy xuất LNG. Chất lượng của nguồn cấp khí làm đơn giản hóa các yêu cầu xử lý so với một nhà máy xuất LNG. Khái niệm hydrocacbon lỏng tồn chứa có thể được giới hạn là LNG và chất làm lạnh. Không yêu cầu phải có thiết bị chưng cất phân đoạn. Có thể giả định rằng H2S trong khí thiên nhiên thương mại có hàm lượng thấp hơn mức độ yêu cầu phải xử lý.

Những công nghệ hóa lỏng sau đây thường được sử dụng trong nhà máy điều hòa nhu cầu LNG (xem Phụ lục M để biết thêm chi tiết) :

– Chu trình sử dụng hỗn hợp môi chất lạnh;

– Chu trình sử dụng hỗn hợp môi chất lạnh nhiều tầng;

– Chu trình giãn nở nitơ;

– Chu trình giãn nở mêtan/nitơ;

– Máy giãn nở chu trình mở.

Tuabin giãn nở hầu hết được trang bị để tăng áp máy nén khí.

Khi một lưu lượng lớn khí thiên nhiên áp suất cao bị giãn nở cung cấp cho mạng lưới áp suất thấp hơn, sự giãn nở xảy ra trong một tua bin giãn nở gây tạo ra sự làm lạnh cần thiết để hóa lỏng khí thiên nhiên. Lượng làm lạnh phụ thuộc trực tiếp vào tỷ lệ áp suất giãn nở, thông thường hiệu suất bằng 10 % của dòng khí giãn nở.

G.4 Trạm phân phối LNG vệ tinh

Trạm phân phối LNG vệ tinh có chức năng tồn chứa và hóa hơi LNG cho mục đích điều phối hoặc để cung cấp một mạng lưới phân phối ở xa trung tâm. LNG được phân phối bằng đường bộ hoặc đường sắt hoặc các phương tiện chuyên chở nhỏ từ kho cảng tiếp nhận LNG hoặc nhà máy điều hòa nhu cầu LNG.

Những chức năng chính của nhà máy LNG vệ tinh giống như của kho hàng tiếp nhận LNG.

Phụ lục H

(Tham khảo)

Định nghĩa các loại bể chứa LNG

H.1 Yêu cầu chung

Những loại bể khác nhau bằng thép đáy phẳng, hình trụ đứng, được miêu tả trong TCVN 8615-1 (EN 14620-1).

Những loại khác sau đây cũng được xem xét.

H.2 Bể chứa hình cầu

Hệ thống bể chứa hình cầu đơn gồm một khối hình cầu không gia cố, khối hình cầu được chống đỡ nhờ đường xích đạo của bình trụ thẳng đứng. Bể được thiết kế và thi công tuân theo Qui phạm về phương tiện vận chuyển khí của các tổ chức hàng hải quốc tế (IMO loại bể B, [18]).

Hình dạng bể hình cầu cho phép dự đoán chính xác tính toàn vẹn về kết cấu. Loại bể này được thiết kế để có thể chịu được những trận động đất cường độ mạnh.

Bể hình cầu ở trên mặt đất phải có tường chắn bao quanh (xem 6.8) để ngăn chặn bất cứ sự rò rỉ nào.

H.3 Bể chứa bê tông chịu nhiệt độ siêu lạnh.

Bể bê tông chịu nhiệt độ siêu lạnh là loại bể chứa kép (xem Hình H.3) hoặc bể chứa tổ hợp (xem Hình H.4). Đối với loại bể này, các lớp của bồn chứa chính và phụ đều được làm bằng bê tông dự ứng lực.

CHÚ THÍCH: Các ví dụ về bể bê tông chịu nhiệt độ siêu lạnh trong Hình H.6.

11113

CHÚ DẪN:

1 Lớp cách nhiệt ngoài7 Lớp cách nhiệt đáy
2 Vỏ ngoài (chắn nước)8 Vỏ ngoài (không trực tiếp chứa chất lỏng)
3 Đê bao chống tràn (như bồn chứa phụ)9 Nắp treo
4 Gia nhiệt đáy10 Lớp cách nhiệt
5 Vùng chống tràn11 Đế nâng
6 Bồn chứa chính

Hình H.1 – Ví dụ về bể chứa đơn

11114

CHÚ DẪN:

1 Vỏ ngoài

2 Bồn chứa chính

3 Bồn chứa phụ

Hình H.2 – Ví dụ về bể chứa hình cầu

 

CHÚ DẪN:

1 Nắp treo (có cách nhiệt)6 Lớp cách nhiệt
2 Bồn chứa phụ bằng bê tông dự ứng lực7 Nắp
3 Đế nâng8 Bồn chứa chính
4 Lớp cách nhiệt đáy9 Đê đất
5 Vỏ ngoài (không trực tiếp chứa chất lỏng)10 Gia nhiệt đáy

Hình H.3 – Ví dụ về bể chứa kép

11116

CHÚ DẪN:

1 Nắp treo (có cách nhiệt)6 Lớp cách nhiệt
2 Bồn chứa phụ bằng bê tông dự ứng lực7 Nắp ngoài bằng thép
3 Móng bè bê tông8 Bồn chứa chính
4 Lớp cách nhiệt đáy9 Nắp bê tông được gia cố
5 Lớp cách nhiệt bên trong bồn chứa phụ10 Gia nhiệt đáy

Hình H.4 – Ví dụ về bể chứa tổ hợp

11117

CHÚ DẪN:

1 Nắp treo (có cách nhiệt)7 Nắp ngoài bằng thép
2 Bồn chứa phụ bằng bê tông dự ứng lực9 Nắp bê tông được gia cố
3 Móng bè bê tông nâng cao10 Gia nhiệt đáy
4 Lớp cách nhiệt đáy11 Đế bê tông
5 Lớp cách nhiệt bên trong bồn chứa phụ12 Vách bồn

Hình H.5 – Ví dụ về bể vách

11118

CHÚ DẪN:

1 Nắp treo (có cách nhiệt)9 Nắp bê tông được gia cố
2 Bồn chứa phụ bằng bê tông dự ứng lực10 Gia nhiệt đáy
3 Đế nâng11 Móng bè bê tông
4 Lớp cách nhiệt đáy14 Lớp lót bằng thép carbon
6 Lớp cách nhiệt15 Đáy thép 9 % Ni
7 Nắp ngoài bằng thép16 Bồn chứa chính bằng bê tông dự ứng lực chịu nhiệt độ siêu lạnh
8 Bồn chứa chính17 Bồn chứa phụ bằng bê tông dự ứng lực chịu nhiệt độ siêu lạnh
12 Vách bồn

Hình H.6 – Ví dụ về bể chứa bằng bê tông chịu nhiệt độ siêu lạnh

Phụ lục J

(Tham khảo)

Dải tần suất

Bảng J.1 – Dải tần suất cho việc đánh giá mối nguy hiểm

Dải 1

Tần suất xảy ra sự cố nhiều hơn 1 lần trong 10 năm
Dải 2Tần suất xảy ra sự cố trong khoảng giữa 1 lần trong 10 năm và 1 lần trong 100 năm
Dải 3Tần suất xảy ra sự cố trong khoảng giữa 1 lần trong 100 năm và 1 lần trong 1 000 năm
Dải 4Tần suất xảy ra sự cố trong khoảng giữa 1 lần trong 1 000 năm và 1 lần trong 10 000 năm
Dải 5Tần suất xảy ra sự cố trong khoảng giữa 1 lần trong 10 000 năm và 1 lần trong 100 000 năm
Dải 6Tần suất xảy ra sự cố trong khoảng giữa 1 lần trong 100 000 năm và 1 lần trong 1000 000 năm
Dải 7

Tần suất xảy ra sự cố ít hơn 1 lần trong 1 000 000 năm

(Ví dụ: thiên thạch rơi)

Phụ lục K

(Tham khảo)

Phân loại hậu quả

Phân loại hậu quả dựa trên mức độ thương vong của nhân viên nhà máy và của dân cư, cũng như sự thiệt hại về thiết bị bên trong và ngoài nhà máy, nhưng chỉ trên phương diện an toàn và môi trường.

Năm loại hậu quả được phân loại dựa trên:

– Số người tử vong;

– Tai nạn liên quan tới quá trình vận hành với tổn thất thời gian;

– Sự giải phóng hydrocacbon;

Mức độ hậu quả được đánh từ 1 đến 5 theo chiều giảm dần:

Bảng K.1 – Các loại hậu quả để đánh giá mối nguy hiểm

Đơn vị tínhnhóm 1nhóm 2anhóm 3nhóm 4nhóm 5
Số người tử vongSố người tử vong> 101-10000
Tai nạn với tổn thất thời gian.Số người bị thương> 10011-1002-1010
Sự giải phóng hydrocacbonTấn> 10010,01-1001,01-100,1-1< 0,1
a) Loại xác định theo các tiêu chí của quy định SEVESO (Quy định số 96/82/EC về kiểm soát mối nguy hiểm mang tính rủi ro cao liên quan đến vật chất nguy hiểm).

Phụ lục L

(Tham khảo)

Những mức độ rủi ro

L.1 Yêu cầu chung

Rủi ro được phân thành 3 cấp độ:

– Cấp độ 3: trạng thái không mong muốn và vượt quá khả năng chống chịu. Hành động khắc phục được yêu cầu (Không chấp nhận được);

– Cấp độ 2: trạng thái cần được cải thiện. Cấp độ tại đó mức độ rủi ro phải được chứng minh là có thể giảm đến mức độ thấp được thực tế chấp nhận (ALARP);

– Cấp độ 1: trạng thái thông thường (Chấp nhận được).

L.2 Tiêu chí chấp nhận

Bảng L1 và L2 đưa ra các ví dụ về ma trận tiêu chí rủi ro chấp nhận được cho tổng số tích lũy của tất cả các rủi ro trong nhà máy, và do vậy chúng chỉ có thể được dùng khi tất cả mối nguy hiểm đã được đánh giá trong Đánh giá rủi ro. Phương pháp này không thể được dùng để đánh giá từng trình tự nguy hiểm riêng biệt trừ khi mỗi mối nguy hiểm được phân cho một tỷ lệ của tổng thể rủi ro nhà máy có thể chấp nhận được. Trường hợp tổng mức độ rủi ro có các mối nguy hiểm cần được giảm thiểu nằm ngoài phạm vi có thể lựa chọn thì phải điều chỉnh tổng mức độ rủi ro theo cách hiệu quả nhất về mặt chi phí.

Những tiêu chí chấp nhận phải nghiêm ngặt hơn đối với những hậu quả xảy ra bên ngoài phạm vi nhà máy.

Bảng L.1 – Xác định mức độ rủi ro bên trong phạm vi nhà máy

Rủi ro Nhóm hậu quảNhóm hậu quảNhóm hậu quảNhóm hậu quảNhóm hậu quả
Tần suất cho tất cả các vụ tai nạn nhà máyTần suất tích lũy (trong một năm)54321
Phạm vi 1> 0,122333
Phạm vi 2Từ 0,1 đến 0,0112233
Phạm vi 3Trên 0,01 đến 0,00111223
Phạm vi 4Trên từ 0,001 đến 10-411122
Phạm vi 5Trên 10-4 đến 10-511112
Phạm vi 6Trên 10-5 đến 10-611111
Phạm vi 7< 10-611111
CẤP ĐỘ NGUY HIỂM:

1 = Tình huống bình thường

2 = Vùng “Rủi ro có mức độ thấp được thực tế chấp nhận”

3 = Không chấp nhận được

Bảng L.2 – Xác định mức độ rủi ro bên ngoài phạm vi nhà máy

Rủi ro Nhóm hậu quảNhóm hậu quảNhóm hậu quảNhóm hậu quảNhóm hậu quả
Tần suất cho tất cả các vụ tai nạn nhà máyTần suất tích lũy (trong một năm)54321
Phạm vi 1> 0,123333
Phạm vi 2Nhỏ hơn 0,1 đến 0,0122333
Phạm vi 3Nhỏ hơn 0,01 đến 0,00112233
Phạm vi 4Nhỏ hơn 0,001 đến 10-411223
Phạm vi 5Nhỏ hơn 10-4 đến 10-511122
Phạm vi 6Nhỏ hơn 10-5 đến 10-611112
Phạm vi 7< 10-611111
CẤP ĐỘ NGUY HIỂM:

1 = Tình huống bình thường

2 = Vùng “Rủi ro có mức độ thấp được thực tế chấp nhận”

3 = Không chấp nhận được

Phụ lục M

(Tham khảo)

Các quy trình xử lý khí điển hình

M.1.1 Giới thiệu

Nhà máy hóa lỏng thường là bắt đầu tại thiết bị loại bỏ khí axít ở đầu vào và kết thúc tại điểm đầu vào của đường ống phân phối sản phẩm LNG (và các hydrocacbon lỏng khác). Vận chuyển khí, xử lý loại bỏ khí axít ở thượng nguồn, tồn chứa sản phẩm và chất làm lạnh không được đề cập đến trong Phụ lục này. Phụ lục này quy định các quy trình xử lý thông thường tuy nhiên các quy trình này không phải là tốt nhất và duy nhất.

M.2 Xử lý khí thiên nhiên/tách khí axit

M.2.1 Yêu cầu chung

Mục đích của thiết bị tách khí axit là để làm giảm hàm lượng CO2 và H2S có trong khí cần hóa lỏng tới một giá trị phù hợp với các đặc điểm kỹ thuật của khí thương phẩm theo tiêu chuẩn và phù hợp với yêu cầu làm lạnh (rủi ro của sự hóa rắn). Hàm lượng CO2 và H2S cho phép trong khi đã qua xử lý là:

CO2 < 100 x 10-6 tính theo thể tích;

H2S < 4 x 10-6 tính theo thể tích.

Việc lựa chọn quy trình xử lý phụ thuộc vào loại và nồng độ của các tạp chất cần loại bỏ. Những quy trình thường sử dụng được mô tả dưới đây.

M.2.2 Quá trình hấp thụ

M.2.2.1 Nguyên tắc hoạt động

Nguyên tắc hoạt động của những quá trình này là hấp thụ khí axit từ khí cần xử lý, bằng cách làm sạch bởi dung dịch hấp thụ trong một thiết bị hấp thụ dạng khay hoặc dạng nhồi.

Dung dịch chất hấp thụ có thể là:

– Hấp thụ hóa học (tạo thành hợp chất hóa học mà khi nhiệt độ tăng lên sẽ phân ly và giải phóng khí axit);

– Hoặc hấp thụ vật lý (quá trình hấp thụ được gây ra bởi áp suất, mà sau đó, khi giảm áp suất, các dung dịch ban đầu có thể được tái sinh).

Trong một số quy trình nhất định, dung dịch hấp thụ là một hỗn hợp các dung môi hóa – lý.

Một số dung dịch hấp thụ có thể chứa một số phụ gia khác nhằm làm tăng hoạt tính của dung môi, giảm nguy cơ ăn mòn hoặc ngăn tạo bọt.

M.2.2.2 Thông số vận hành/ dữ liệu hoạt động

Thiết kế hệ thống thiết bị tách khí axit yêu cầu thông tin về các giá trị danh định về thông số vận hành của thiết bị được liệt kê sau đây, cũng như khoảng biến thiên của những thông số đó:

– Lưu lượng, áp suất, nhiệt độ, thành phần và hàm lượng khí axit trong khí thiên nhiên trước khi đưa vào xử lý;

– Lưu lượng, áp suất, và hàm lượng khí axit của khí thiên nhiên đã qua khi xử lý ra khỏi thiết bị;

– Tốc độ tuần hoàn và nồng độ dung dịch hấp thụ.

Trong những trường hợp cụ thể, các giá trị sau cần được đảm bảo bởi người quản lí quy trình hoặc nhà sản xuất:

– Lưu lượng khí thiên nhiên đã qua xử lý ra khỏi thiết bị;

– Hàm lượng khí axit trong khí thiên nhiên đã qua xử lý;

– Độ giảm áp suất của dòng lưu thông khí thiên nhiên;

– Nồng độ dung dịch hấp thụ;

– Tốc độ tuần hoàn dung dịch hấp thụ;

– Tiêu hao dung dịch hấp thụ;

– Tiêu hao của các dạng năng lượng tham gia vào quá trình hoạt động của thiết bị.

M.2.2.3 Các đặc điểm cụ thể

Thiết kế thiết bị cần tính đến một số đặc điểm cụ thể đặc trưng cho loại thiết bị.

  1. a) Nguy cơ tạo bọt ở thiết bị hấp thụ

Hiện tượng tạo bọt bên trong thiết bị hấp thụ gây ảnh hưởng xấu đến sự hoạt động của thiết bị và kéo theo bọt (và cả dung dịch hấp thụ) cùng với khí đã qua xử lý ra ngoài thiết bị hấp thụ.

Bọt xuất hiện do các nguyên nhân sau:

– Thiết kế không chính xác hoặc kích thước thiết bị hấp thụ không phù hợp;

– Có các hạt rắn trong dung dịch;

– Có hydrocacbon lỏng trong dung dịch lọc.

Dung dịch hấp thụ cần được lọc qua để loại bỏ hết các hạt rắn.

Khí thiên nhiên đi vào thiết bị hấp thụ không được chứa hydrocacbon lỏng. Do vậy cần phải đảm bảo không có dấu hiệu của sự ngưng tụ hydrocacbon trong thiết bị hấp thụ. Nếu không thể loại trừ có mặt của hydrocacbon lỏng, cần có một thiết bị chuyên dụng để hấp thụ hydrocacbon lỏng (Ví dụ: cho ít nhất một phần dung dịch tuần hoàn đi qua lớp than hoạt tính).

Phụ gia “chống tạo bọt” có thể được cho vào dung dịch miễn là không làm ảnh hưởng đến hoạt động của thiết bị.

  1. b) Nguy cơ ăn mòn

Trong một số điều kiện nhất định (như nhiệt độ cao hay nồng độ khí axit cao) dung dịch hấp thụ có thể gây ăn mòn thép.

Ngoài việc làm giảm sức bền của kim loại, cặn ăn mòn còn gây tạo bọt trong thiết bị hấp thụ – do đó việc lựa chọn vật liệu kim loại và xử lý nhiệt phù hợp cho kết cấu là rất quan trọng để tránh hiện tượng ăn mòn.

Chất ức chế ăn mòn có thể được cho vào dung dịch miễn là không gây tác dụng phụ làm ảnh hưởng đến vận hành của thiết bị.

M.2.3 Quá trình hấp phụ rây phân tử

Các rây phân tử được sử dụng rộng rãi để khử nước trong khí cũng có tính chất hấp phụ các khí axit. Tuy vậy, số lượng thùng rây phân tử phải lắp đặt và lưu lượng thể tích của khí tái sinh cần thiết, hạn chế việc sử dụng rây phân tử đối với khí thiên nhiên có hàm lượng khí axit thấp (nhỏ hơn 0,2 % về thể tích đối với nhà máy LNG lớn, tới 1,5 % về thể tích đối với các nhà máy điều hòa nhu cầu LNG).

Xem thêm về các thiết bị khử nước tại M.3 dưới đây.

M.2.4 Các quá trình xử lý sunfua khác ngoài H2S

Ngoài H2S, khí thiên nhiên khai thác còn chứa các hợp chất sunfua khác  (COS, mercaptan,…) mà không thể loại bỏ bằng các biện pháp xử lý axit thông thường, trong khi đặc tính LNG có quy định hạn chế tổng hàm lượng sunfua. Do vậy, lượng các hợp chất sunfua này cần phải được xử lý.

Sự lựa chọn quy trình liên quan đến số lượng và loại hợp chất sunfua trong dòng khí thiên nhiên khai thác. Quy trình có thể bao gồm chưng cất nhiệt độ thấp (các hợp chất sunfua bị loại bỏ trong quá trình tách NGL từ khí thiên nhiên và cuối cùng được loại bỏ bởi xử lý bằng LPG) và sử dụng rây phân tử để khử nước.

M.3 Xử lý khí thiên nhiên/ khử nước

M.3.1 Yêu cầu chung

Hàm lượng nước trong khí đã qua xử lý phải nhỏ hơn 1×10-6 (tính theo thể tích). Việc khử nước của khí thiên nhiên cần hóa lỏng thường bằng các rây phân tử. Ôxit nhôm và silic hoạt tính cũng có thể được sử dụng.

M.3.2 Nguyên tắc hoạt động

Sự loại nước được thực hiện bằng cách cho khí thiên nhiên ướt đi qua lớp rây phân tử. Lớp rây phân tử này là aluminosilicat của natri, canxi hoặc kali với cấu trúc tinh thể có kích thước lỗ xốp cho phép độ chọn lọc cao và dung lượng hấp phụ lớn.

Hệ thống khử nước bao gồm ít nhất hai thiết bị làm khô chứa các rây phân tử. Một thiết bị làm nhiệm vụ hấp phụ trong khi thiết bị còn lại làm nhiệm vụ tái sinh. Sự tái sinh được thực hiện ở nhiệt độ cao (từ 200 oC tới 250 oC) bởi dòng khí khô tuần hoàn mà trước đó đã được gia nhiệt trong một bộ trao đổi nhiệt.

Quá trình tái sinh có thể được thực hiện tại áp suất bằng với áp suất của quá trình hấp phụ, sử dụng khí khô tuần hoàn qua một máy nén, hoặc tại áp suất thấp.

Để giảm lượng nước cần loại bỏ trong khí bởi rây phân tử, khí thiên nhiên được làm lạnh tới một nhiệt độ cao hơn nhiệt độ hình thành hyđrat – như là một cách để làm ngưng tụ một phần nước trước khi khí thiên nhiên đi qua các rây phân tử.

M.3.3 Các thông số hoạt động/ dữ liệu vận hành

Việc thiết kế hệ thống thiết bị khử nước đòi hỏi sự hiểu biết về các giá trị danh nghĩa của thông số vận hành hệ thống thiết bị được liệt kê dưới đây, và phạm vi hoạt động của các thông số này:

– Lưu lượng, áp suất, nhiệt độ, thành phần và hàm lượng nước của khí thiên nhiên đầu vào hệ thống thiết bị khử nước;

– Lưu lượng, áp suất và hàm lượng nước của khí khô ra khỏi hệ thống thiết bị;

– Lưu lượng và áp suất của khí tái sinh đến các thiết bị làm khô;

– Nhiệt độ của dòng khí nóng tái sinh;

– Thời gian của chu trình.

Đặc biệt, các giá trị sau đây phải được đảm bảo chắc chắn bởi người vận hành và/hoặc nhà sản xuất, để tính công suất danh định của hệ thống thiết bị:

– Lưu lượng của khí thiên nhiên khô ra khỏi hệ thống thiết bị;

– Độ giảm áp suất của chu trình khí thiên nhiên;

– Hàm lượng nước trong khí thiên nhiên khô đầu ra;

– Lưu lượng của khí tái sinh đến các thiết bị làm khô;

– Nhiệt độ của dòng khí nóng tái sinh;

– Tuổi thọ của các rây phân tử.

M.3.4 Các đặc điểm đặc trưng

Để không phá hủy cấu trúc tinh thể của các rây phân tử, cần thiết phải bảo vệ chúng khỏi các chất lỏng không mong muốn (dung dịch khử khí axít, nước hoặc các hydrocacbon lỏng).

Sự mài mòn làm hình thành bụi rây phân tử có thể giảm thiểu bằng cách kiểm soát cẩn thận sự thay đổi của nhiệt độ khi tái sinh và, khi việc tái sinh được thực hiện tại áp suất thấp thì bằng cách từng bước giảm áp và tái tăng áp.

Phải tránh các điểm có vị trí thấp trên đường ống nơi mà nước có thể ngưng tụ và tích tụ.

Sự có mặt của bụi rây phân tử có thể làm rối loạn hoạt động của van, và do vậy cần thiết phải chú ý để chọn loại van và vị trí lắp đặt van thích hợp.

Khí khô ra khỏi thiết bị làm khô phải được lọc cẩn thận (thông thường sử dụng các cột lọc) để ngăn sự xâm nhập của bụi rây phân tử vào thiết bị trao đổi nhiệt độ thấp của cụm thiết bị hóa lỏng.

Khuyến cáo phải có một khoảng thời gian nghỉ tại cuối pha tái sinh ít nhất là từ 15 min tới 30 min cho kho cảng xuất và 10 min cho nhà máy điều hòa nhu cầu. Khoảng thời gian này để đủ cho các thao tác cần thiết khi các cơ cấu tự động bị hỏng hoặc lỗi van.

M.4 Xử lý khí thiên nhiên/ loại bỏ thủy ngân

Khí thiên nhiên có thể chứa một hàm lượng thủy ngân nhất định. Thủy ngân dưới điều kiện nhất định có thể ăn mòn mạnh nhôm, kim loại được sử dụng rộng rãi trong chế tạo thiết bị trao đổi nhiệt độ thấp và các chi tiết khác của thiết bị. Nếu khí cần hóa lỏng chứa thủy ngân, nhất thiết phải loại bỏ thủy ngân trước khi cho đi vào cụm thiết bị hóa lỏng.

Việc loại bỏ thủy ngân khỏi khí thiên nhiên được thực hiện bằng cách cho khí đi qua một thiết bị phản ứng có lớp sunfua, iốt hoặc sunfit kim loại thấm hạt nhôm có độ rỗng cao, cacbon hoạt hóa hoặc rây phân tử. Thông thường, thông số kỹ thuật cuối cùng tại đầu ra của thiết bị khử thủy ngân phải ở dưới mức 0,01 mg/m3 Hg trong khí đo ở 1 013 mbar và 0 oC.

Quá trình này là không tái sinh. Khối hấp phụ được thay thế khi đã bão hòa.

M.5 Thiết bị hóa lỏng khí thiên nhiên

M.5.1 Yêu cầu chung

Mục đích của quá trình hóa lỏng là chuyển đổi khí thiên nhiên đã qua xử lý thành dạng lỏng (LNG) tại nhiệt độ sôi của nó trong điều kiện áp suất khí quyển giúp cho việc tồn chứa và vận chuyển.

M.5.2 Nguyên lý hoạt động

M.5.2.1 Chưng cất phân đoạn khí thiên nhiên

Khí đã được xử lý đi vào thiết bị hóa lỏng sau khi các khí axit, nước và thủy ngân (nếu có) đã được loại bỏ. Tuy nhiên, ở giai đoạn này, khí vẫn còn chứa các hydrocacbon thơm và hydrocacbon nặng. Nếu không được loại bỏ, những cấu tử này có khả năng bị đông đặc trong quá trình làm lạnh, theo thời gian sẽ làm kẹt các thiết bị trao đổi nhiệt và có thể cả các van xả giảm áp. Do đó, khí thiên nhiên được làm lạnh từ nhiệt độ môi trường tới nhiệt độ của LNG qua 2 giai đoạn, thông thường được quy định là tiền làm lạnh và hóa lỏng.

Sau quá trình tiền làm lạnh, khí thiên nhiên ngưng tụ một phần được chưng cất sao cho tách các phân đoạn từ C2+. Phần C2+ này có chứa toàn bộ những hydrocacbon nặng (C5+) không mong muốn, và cả etan, propan, butan. Một phần nhỏ của các cấu tử này có thể được sử dụng trong chu trình làm lạnh, và phần dư còn lại dành cho thương mại hoặc đưa trở lại vào khí thiên nhiên để tiếp tục hóa lỏng. Nhiệt độ thực hiện chưng cất phân đoạn càng thấp thì tỷ lệ tách ethan, propan, và butan càng cao. Nếu các thành phần chứa lưu huỳnh như mercaptan được loại bỏ trong giai đoạn này, thì có thể đưa ra điều kiện công nghệ cho quá trình chưng cất phân đoạn.

Khí thiên nhiên sau khi được làm sạch khỏi các hydrocacbon nặng có thể được hóa lỏng. Áp suất của khí càng cao thì việc hóa lỏng càng dễ dàng. Do đó, mọi quy trình vận hành đều cố gắng thực hiện ở áp suất cao nhất tương ứng với việc loại bỏ hydrocacbon nặng.

Tiếp theo quá trình ngưng tụ ở áp suất cao, khí thiên nhiên hóa lỏng sẽ được làm lạnh sâu hơn để tránh sự bay hơi quá mức do giãn nở tới áp suất khí quyển của bồn chứa. Có hai cách tiếp cận như sau:

– Nếu khí thiên nhiên không chứa nhiều thành phần nitơ (thấp hơn 1,5 % mol), thì việc làm lạnh sâu của LNG tới mức entanpi tương đương với nhiệt độ ngay dưới nhiệt độ điểm sôi (xấp xỉ khoảng -160 oC) tại áp suất khí quyển. LNG siêu lạnh có thể chuyển thẳng tới các bồn chứa;

– Tiến hành làm lạnh sâu từng phần (xấp xỉ khoảng -150 oC) sau đó giãn nở trong bình tách nhanh tại áp suất cao hơn khí quyển một chút; khí bay hơi ra được nén trở lại để cung cấp cho hệ thống khí nhiên liệu, trong khi LNG trong bình tách nhanh được bơm tới bồn chứa bằng máy bơm. Ở các nhà máy điều hòa LNG, sự hóa hơi nhanh cuối cùng diễn ra trực tiếp trong không gian hơi của bồn chứa.

Hoàn tất quá trình làm lạnh sâu đòi hỏi tiêu hao năng lượng hóa lỏng thêm nhưng không cần cho các máy bơm LNG và máy nén khí tức thời. Nếu cần thiết phải loại bỏ nitơ để có chất lượng LNG theo yêu cầu thì có thể thực hiện bằng một quá trình hóa hơi nhanh lần cuối, hoặc nếu là cho thành phần nhiều nitơ thì sử dụng tháp chưng cất nhiệt độ thấp.

M.5.2.2 Chu trình làm lạnh

Mục đích của các chu trình làm lạnh là để thu entapi và nhiệt ẩn từ khí thiên nhiên để chuyển nó từ thể khí ở áp suất cao thành thể lỏng tại áp suất khí quyển.

Quá trình hóa lỏng khí cần năng lượng để làm lạnh từ nhiệt độ môi trường xuống xấp xỉ -150 oC tới -160 oC.

Các nhà máy hóa lỏng thường sử dụng 2 chu kỳ làm lạnh theo tầng, trong khi đó chỉ cần 1 chu kỳ làm lạnh được dùng tại nhà máy điều hòa nhu cầu.

Một máy nén làm lạnh có thể được vận hành bằng tua bin khí, tua bin hơi nước hoặc động cơ điện. Chất làm lạnh được làm từ hợp chất của hydrocacbon nhẹ (với nitơ để có nhiệt độ thấp nhất, nếu có thể), hoặc bằng các môi chất tinh khiết ví dụ như propan.

M.5.3 Thông số hoạt động/ dữ kiện vận hành

Việc thiết kế thiết bị hóa lỏng khí tự nhiên đòi hỏi sự hiểu biết các giá trị danh nghĩa của các thông số vận hành thiết bị được liệt kê dưới đây, cùng với khoảng biến thiên của các thông số này:

– Lưu lượng, nhiệt độ và thành phần cụ thể của khí tự nhiên đưa vào xử lý;

– Lưu lượng của khí đã hóa lỏng rời khỏi thiết bị;

– Áp suất, nhiệt độ và thành phần của LNG đi ra;

– Các điều kiện: nhiệt độ, áp suất, lưu lượng và thành phần của các dòng chất khác đi ra khỏi thiết bị (phân đoạn C5+, etan, propan, butan, khí đốt và khí tức thì nếu có);

– Điều kiện của một số những hệ thống phụ trợ khác, đặc biệt, là nhiệt độ của không khí và nước làm mát;

– Tỷ lệ tách chiết của etan, propan, butan thương phẩm.

Cụ thể những giá trị sau đây phải được đảm bảo bởi người cấp giấy phép cho quy trình và/hay nhà sản xuất, đối với các điều kiện vận hành của thiết bị:

– Lưu lượng của LNG ra khỏi thiết bị;

– Nhiệt độ của LNG đi ra;

– Thành phần của LNG đi ra;

– Lưu lượng, áp suất, nhiệt độ và thành phần của etan, propan, butan thương phẩm tương ứng;

– Mức tiêu thụ của các hệ thống phụ trợ.

M.5.4 Nhiệt độ thấp

Yếu tố của nhiệt độ làm việc thấp và dung tích lớn của các thiết bị quyết định đặc điểm cụ thể của nhà máy

Nhiệt độ thiết kế đòi hỏi vật liệu cấu tạo của thiết bị và các ống dẫn phải tương thích trong điều kiện vận hành bình thường và chuyển tiếp (khởi động, ngắt, quá tải) của thiết bị.

Có 3 loại thép thường được sử dụng (xem TCVN 8610 (EN 1160) để biết thêm chi tiết):

– Thép cacbon đối với nhiệt độ không thấp (thường lớn hơn – 46 oC);

– Thép hợp kim niken 3,5 % đối với nhiệt độ thiết kế lớn hơn – 104 oC;

– Thép hợp kim niken 9 % hoặc thép không gỉ đối với nhiệt độ lớn hơn – 196 oC.

Các loại trên có thể được mở rộng chỉ khi nhiệt độ thiết kế đạt được bằng việc giảm áp và có biện pháp để tránh sự lai áp của thiết bị lạnh.

Như trong bất kỳ một thiết bị dùng nhiệt độ thấp, phải có phương pháp làm khô dòng thật kỹ để hạn chế hơi ẩm trong chu trình làm lạnh.

Các môi chất lạnh bổ sung phải hoàn toàn khô ráo và không chứa bất kỳ thành phần nào có khả năng bị đông cứng trong điều kiện nhiệt độ làm việc.

M.5.5 Các thiết bị đặc trưng

M.5.5.1 Yêu cầu chung

Cụm thiết bị hóa lỏng khí tự nhiên bao gồm các bộ phận thiết bị, máy trao đổi nhiệt lạnh, tổ hợp máy nén tuabin và hệ thống làm lạnh, là các thiết bị lớn trong các trạm xuất LNG.

M.5.5.2 Thiết bị trao đổi nhiệt lạnh

Thiết kế của thiết bị này trong LNG phải theo các yêu cầu, đòi hỏi sau:

– Có một vài dòng môi chất mặt thu nhiệt (môi chất làm lạnh tại các mức áp suất khác nhau, hơi và/hoặc dạng lỏng, khí tự nhiên) chảy ngược chiều (hoặc chéo chiều) với các môi chất làm lạnh áp suất nhỏ hơn mà thường là dòng hai pha;

– Chênh lệch lớn nhiệt độ đối với mỗi môi chất đi qua máy;

– Độ chênh lệch không lớn nhiệt độ giữa dòng tuần hoàn nóng và lạnh trong máy;

– Các građien nhiệt kim loại đặc biệt trong máy trao đổi nhiệt;

– Các giá trị nhiệt độ thấp;

– Lượng lớn nhiệt được trao đổi;

– Độ chênh lệch cao các giá trị áp suất;

– Lưu lượng dòng chảy khối lớn.

Hai loại thiết bị trao đổi nhiệt đạt được các yêu cầu này là: máy trao đổi nhiệt dạng chùm ống cuộn và máy trao đổi nhiệt dạng tấm.

Thiết bị trao đổi nhiệt bằng chùm ống cuộn được dùng phổ biến trong các nhà máy LNG lớn. Các máy này được làm từ các lớp ống nhôm (hoặc thép không gỉ) đặt liên tiếp theo hình xoắn ốc quanh lõi. Các môi chất ở áp suất cao được ngưng tụ hoặc làm lạnh sâu trong các ống, trong khi đó, các chất làm lạnh bốc hơi trong điều kiện áp suất thấp bên ngoài các ống. Cấu tạo này giúp tạo ra cho các máy trao đổi nhiệt cỡ lớn.

Thiết bị trao đổi nhiệt dạng tấm nhôm hàn cứng được sử dụng rộng rãi trong phạm vi làm lạnh sâu cho việc tách và hóa lỏng khí.

Cấu tạo của những thiết bị trao đổi nhiệt này giúp trao đổi một lượng nhiệt lớn trong một thể tích lõi khá nhỏ.

Các thiết bị trao đổi nhiệt dạng tấm đồng hàn cứng được sản xuất với lõi khối kết cấu có thể tới 12 m3. Để làm việc với áp suất cao, kích cỡ lớn nhất của lõi cũng phải hạn chế để đảm bảo toàn vẹn cơ học của máy. Công suất trao đổi nhiệt lớn đạt được bằng cách lắp một vài lõi xong xong, thường là trong các hộp lạnh bằng đá peclit.

Các thiết bị trao đổi nhiệt dạng tấm khác, sử dụng các tấm thép không gỉ được hàn lại, ngày nay được dùng trong các quá trình nhiệt nóng, cũng có thể được dùng cho các quá trình làm lạnh trong LNG.

M.5.5.3 Các hệ thống máy nén

M.5.5.3.1 Yêu cầu chung

Các kho cảng xuất LNG yêu cầu các hệ thống máy nén và làm lạnh công suất rất lớn.

M.5.5.3.2 Các máy nén nhiệt độ thấp

Máy nén ly tâm là loại được dùng phổ biến nhất trong công nghiệp LNG. Tuy nhiên, nhu cầu tăng sức chứa cho trạm xuất LNG đã dẫn tới tăng sử dụng dạng máy nén hướng tâm khi mà lưu lượng hút vượt quá lượng của máy nén ly tâm. Hơn nữa, các máy nén hướng tâm có hiệu suất tốt hơn ly tâm.

Việc thiết kế và sản xuất thiết bị nén chống trào ngược luôn được yêu cầu cao. Năng lượng tiêu hao trong những thiết bị này rất lớn có thể gây ra sự co giãn mạnh và lực ép dẫn tới nứt và thủng kim loại nếu không được quan tâm đầy đủ.

M.5.5.3.3 Động cơ

Rất nhiều kho cảng xuất LNG đang sử dụng tuabin hơi làm động cơ nén làm lạnh. Tuabin hơi có nhiều loại công suất cao và có hiệu suất tốt.

Tuabin khí đang càng ngày càng được sử dụng rộng rãi do một số đặc điểm kỹ thuật:

– Không yêu cầu hơi áp suất cao (với hệ thống đun sôi nước);

– Giảm thiểu rõ rệt nhu cầu nước cần làm mát;

– Có thể tăng hiệu suất làm việc bằng cách thu hồi nhiệt từ khí thải ra từ tuabin.

Cần được lưu ý tác động của sự thay đổi nhiệt độ không khí môi trường xung quanh lên năng lượng tuốc bin khi sử dụng (năng lượng tiêu tốn tăng khí nhiệt độ không khí tăng).

Tuabin khí hai trục đang được sử dụng ngày càng rộng rãi bởi thế mạnh của chúng là có thể hoạt động ở nhiều tốc độ khác nhau.

Nếu công suất cần thiết vượt quá khả năng của loại tuabin này, thì có thể sử dụng tuabin khí một trục loại lớn, vốn được sử dụng cho sản xuất điện nhưng nhược điểm là tốc độ không đổi. Có thể điều chỉnh thành phần của hỗn hợp dung môi làm lạnh khi thiết kế và trong vận hành (nếu cần thiết) để phù hợp với tốc độ cố định của máy nén. Cần lưu ý đặc biệt quá trình khởi động.

Trong tất cả các trường hợp, hệ thống nén và làm lạnh đóng vai trò quan trọng đối với sự vận hành tốt của các thiết bị LNG, do đó những thiết bị trên phải được thiết kế, sản xuất, vận hành và bảo trì thật cẩn thận để đạt được độ ổn định cao nhất.

M.5.5.4 Hệ thống làm mát

Trong quy trình hóa lỏng, một lượng nhiệt rất lớn cần được truyền ra ngoài môi trường thông qua hệ thống làm mát.

Do các nhà máy thường được xây dựng gần bờ biển để thuận lợi cho vận chuyển LNG bằng tàu, nên nước biển thường được sử dụng để làm môi chất làm lạnh.

Lưu lượng của nước biển cần thiết, đặc biệt là khi các máy nén thấp nhiệt chạy động cơ tuabin hơi, có thể khẳng định hiệu quả của việc lựa chọn sử dụng nước biển có sẵn, làm giảm đáng kể năng lượng bơm và giảm thiểu nguy cơ ăn mòn, thông qua cách giảm lượng oxy trong hệ thống làm mát. Trong dòng vòng tuần hoàn của nước biển, cần đặc biệt chú ý đến sự ăn mòn và nguy cơ phát triển của sinh vật sống (tảo…).

Nếu như trong điều kiện của nhà máy (như độ cao hay chất lượng nước biển) khiến cho việc sử dụng nước biển làm chất làm mát trở nên không kinh tế, có thể sử dụng hệ thống nước ngọt khép kín với tháp làm mát hay các máy trao đổi nhiệt không khí. Vấn đề có thể xuất hiện bởi sự phát triển của khuẩn trong vòng tuần hoàn nước ngọt. Nhược điểm của phương án này là phải có biện pháp xử lí nước thích hợp.

Phụ lục N

(Tham khảo)

Các hệ thống tạo mùi

N.1 Yêu cầu chung về chất tạo mùi

Sự tạo mùi được thực hiện bởi việc pha trộn chất có mùi – thường là hợp chất của các chất hữu cơ lưu huỳnh dễ bay hơi, ví dụ: etyl mecaptan, tertiary butyl mecaptan, metyl etyl sunphua và đietyl sunphua, hoặc một đơn chất như tetrahydrothiophen. Các dung dịch chất tạo mùi dễ bay hơi, dễ cháy và mùi rất độc.

Ở dạng cô đặc, hầu hết các chất này đều rất độc.

N.2 Các yêu cầu của các hệ thống chất tạo mùi

N.2.1 Yêu cầu chung

Hệ thống tạo mùi thường bao gồm một bồn chứa, các thùng tiếp liệu nhỏ hơn, bơm và các van và hệ thống ống dẫn. Hệ thống này cần được thiết kế sao cho dễ dàng bảo trì, hoạt động, và bảo vệ khỏi những tổn hại có thể xảy ra. Nên chú ý sử dụng vật liệu của thiết bị tương thích với chất tạo mùi. Đơn cử, đồng và các hợp kim có đồng, polyetylen và polypropylen, butyl và cao su tự nhiên dễ dàng bị phá hủy bởi các dung dịch chất mùi và không nên được sử dụng trong cấu tạo thiết bị. Sử dụng kết nối bằng hàn cho ống khi có thể.

Trong quá trình hệ thống hoạt động, tránh không để chất tạo mùi rò rỉ ra môi trường và hệ thống cần phải được thiết kế sao cho loại bỏ hoặc giảm thiểu tới mức thấp nhất những sự cố rò rỉ có thể xảy ra.

Các thùng chứa và thiết bị bơm phải được đặt trong khu vực cách ly cùng với một hệ thống thoát nước mưa. Nên hạn chế việc các chất rò rỉ đọng lại dưới thùng chứa hoặc các thiết bị.

N.2.2 Tồn chứa

Chất tạo mùi dạng lỏng có thể được chứa trong các bồn cố định, hoặc trong các thùng chứa di động bằng thép không gỉ có đăng kiểm quốc tế về vận chuyển hàng nguy hiểm dưới quy định UN 1A1W/X2.0/900. Phương pháp thứ 2 cho phép nối trực tiếp bơm với đầu nối, và các ống PTFE dẻo, từ đó sẽ tránh được việc phải chuyển chất tạo mùi từ ô tô xi tec đến thùng chứa cố định, từ đó giảm thiểu nguy cơ tai nạn rò rỉ.

Khuyến cáo nên giảm thiểu số lượng các mối nối ống với các bồn chứa.

Cũng nên có một lớp cách li bằng khí (không có oxi) phù hợp với chất tạo mùi được bảo quản bên trên dung dịch chất tạo mùi.

N.2.3 Bơm và van

Khuyến cáo nên sử dụng bơm tạo mùi cho lượng khí lớn. Khi lượng khí cần tạo mùi nhỏ, việc sử dụng hệ thống tạo mùi bằng bay hơi có thể được cân nhắc.

Sử dụng các loại bơm có thiết kế giảm thiểu sự rò rỉ.

Các bơm phải có màng lọc ở đầu hút vào và có khả năng điều chỉnh lượng dòng chảy.

Sử dụng ống thép không mối nối và hàn mối nối nơi có thể.

Tất cả các van, mặt bích và khớp nối phải được thiết kế phù hợp với các tiêu chuẩn EN 1092-1, EN1759- 1, EN 1514 và EN 12560

N.3 Xử lý chất tạo mùi

N.3.1 Yêu cầu chung

Cần có các biện pháp phòng ngừa việc với chất tạo mùi có đặc điểm là điểm bắt cháy thấp. Đồng thời cần quan tâm đến vị hăng và tính độc của nó, xem N.6 an toàn cho nhân viên.

N.3.2 Vận chuyển

Khí trơ và methanol nên có sẵn để rửa, làm sạch đoạn ống vận chuyển và những thiết bị đi kèm nếu vận chuyển rời không thực hiện được.

Những khay tràn, thiết bị hấp thụ và làm sạch phải được trang bị tại khu vực xuất nhập sản phẩm.

Các đầu nối tự kín phải được sử dụng tại các mối nối với xe vận chuyển, được thiết kế để đóng khi ống dẫn bị ngắt.

Tàu chở phải được neo một điểm nối đất tĩnh tạm thời, để tháo điện bất cứ sự tích điện nào. Ống vận chuyển phải được gắn điện tới bồn chứa.

Một hệ thống hồi lưu hơi giữa bồn vận chuyển và bồn chứa phải được sử dụng trong lưu chuyển khối lượng lớn. Nếu không có một hệ thống ống xả thì các biện pháp tương tự như một kết nối tới hệ thống bay hơi có thể được cân nhắc.

N.3.3 Rửa và làm sạch

Tất cả các thiết bị phải được làm sạch trước khi tháo dỡ để bảo trì hay kiểm tra bằng xả, bơm chất tạo mùi ra khỏi thiết bị, sau đó rửa bằng metanol hay các dung môi tương tự. Sau khi hết cặn metanol/chất tạo mùi, phần hơi có thể được đuổi làm sạch với khí tự nhiên và kết thúc bằng khí trơ ra ống xả hoặc đường áp suất thấp tương ứng như hệ thống bay hơi. Các công việc này phải được chuẩn bị theo quy trình đặc biệt.

N.4 Bơm chất tạo mùi

Các thiết bị phải được thiết kế để có thể vận hành trên suốt dải áp suất của khí tự nhiên, có thể kiểm tra điều này ở điểm bơm vào. Các đầu phun phải được thiết kế đáp ứng được khi lưu lượng khí lớn nhất; nếu cần, có thể lắp đặt một vài đầu phun có điều khiển tự động để bảo đảm duy trì lượng tạo mùi. Tại đầu vào phải bố trí ít nhất hai máy bơm lắp song song, một hoạt động và một dự phòng (phụ thuộc vào lưu lượng yêu cầu mà chọn số lượng và kích cỡ máy bơm).

Lượng khí bơm vào luôn được giám sát chặt chẽ và được kiểm soát để mức pha trộn mùi tối thiểu đạt được. Khuyến cáo lưu lượng bơm phải được kiểm soát bởi tín hiệu từ đồng hồ đo lưu lượng khí.

Lượng chất tạo mùi trong khí, nếu được yêu cầu, có thể đo như sau:

– Bằng chuẩn độ sunfua tự động đo liên tục lượng sunfua trong dòng mẫu khí đã tạo mùi;

– Bằng kiểm tra khí đã tạo mùi bằng cách sử dụng sắc phổ của lưu huỳnh.

N.5 Rò rỉ chất tạo mùi

Khi chất tạo mùi bị tràn hoặc rò rỉ sẽ tạo ra mùi rất khó chịu, và nếu khí đó không nhanh chóng trung hòa thì nhân viên hay người dân xung quanh sẽ bị ảnh hưởng. Điều quan trọng, đó là nếu khí bị tràn hoặc bị rò rỉ thì khí tạo mùi cần phải được trung hòa nhanh chóng và phải có mặt nạ tránh khí tạo mùi. Trên thực tế có rất nhiều chất và phương pháp được sử dụng để xử lý tốt tình huống này. (xem thuyết minh vật liệu an toàn để có hướng dẫn).

Một phương pháp hiệu quả để trung hòa là dựa trên việc chuyển hóa chất tạo mùi bị tràn thành một chất ít disulphit thông qua phản ứng oxy hóa. Điều này có thể đạt được bằng việc bơm, pha loãng khu vực tràn bằng dung dịch tẩy trắng pha loãng. Một là natri hipoclorit hay canxi hipoclorit pha loãng trong nước đều có thể được sử dụng. Các dung dịch pha loãng hiệu quả hơn dung dịch đậm đặc; VD: dùng 50 L của dung dịch nồng độ 0,5 % thường hiệu quả hơn là 5 L nồng độ 5 %.

Vì quá trình oxy hóa không diễn ra ngay lập tức, khuyến cáo nên sử dụng chất phủ mùi cùng với dung dịch tẩy trắng loãng.

Tránh sử dụng bột canxi hipoclorit khô lên chất tạo mùi đậm đặc bởi nhiệt của phản ứng làm phát cháy mercaptan hữu cơ trong chất tạo mùi.

Chất lỏng bị tràn phải được hấp thụ bằng việc sử dụng cát khô hay các chất hấp phụ trơ được khuyến cáo, làm trung hòa hay cho vào thùng kín để vứt bỏ. Đám tràn chất lỏng tạo mùi có thể được phủ bọt chống cháy để giảm độ bay hơi.

Có thể chú ý rằng việc tìm nguồn rò một cách chính xác là rất khó do đặc tính dễ bay hơi cao của chất tạo mùi. Chất tạo có một “nền mùi”, ở đó nồng độ trong khí tăng cao nhưng không làm tăng mùi.

N.6 An toàn cho nhân viên

Các thuyết minh về vật liệu an toàn đối với chất tạo mùi phải có để hướng dẫn người vận hành sử dụng an toàn vật liệu này. Tối thiểu, bất kỳ một chu trình nào liên quan đến chất tạo mùi, người vận hành phải đeo găng tay PVC, bảo vệ mắt và quần áo không thấm nước mà được làm sạch sau khi sử dụng.

Nếu một sự tràn chất tạo mùi xảy ra, nhân viên làm việc trong vùng phải mang thiết bị thở cùng với quần áo bảo hộ.

Nếu trong trường hợp người vận hành bị chất tạo mùi bắn vào người, quần áo bị bẩn phải cởi bỏ và tắm sạch với nước. Sau đó phải khám mắt ngay.

Gần khu xử lý chất tạo mùi phải lắp vòi hoa sen và vòi nước rửa mắt an toàn.

THƯ MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] F. PASQUILL và F.B. SMITH, Atmospheric diffusion, Ellis Horwood Series Environment Science, xuất bản lần thứ 3.

[2] Liquefied Petroleum Gas – Large bulk pressure storage and refregerated LPG, The Institute of Petroleum. London, tháng 2 năm 1987.

[3] Guide for pressure-relieving and depressuring systems, API recommended practice No521, xuất bản lần thứ 2, tháng 9 năm 1982.

[4] Maîtrise de I’urbanisation – La prise en compte des effets thermique, mécanique et toxique, Joëlle Jarry. Sécurité revue de préventique No 15 Août septembre 1994.

[5] A.C. van den BERG, The multi energy method, a framework for vapour explosion blast prediction, Jornal of Hazardous Materials, 12, năm 1985.

[6] A. LANNOY, Analyses des explosions air-hydrocarbure en milieu libre, étude déterministe et probabiliste de scénarios d’accident – Prévision des effets de surpression (Analysis of unconfined air-hydrocarbon explosion, deterministic and probalilistic studies of accident scenarious – Prediction of the over pressure effects), Bulletin de la Direction des Études et Recherches EDF, Série A ISSN0013-449X, Octobre 1984.

[7] GAP 2.5.1, Fire proofing for hydrocarbon fire exposures.

[8] GAP 2.5.2, Oil and chemical plant layout and spacing.

[9] GAP 8.0.1.1, Oil and chemical properties loss potential estimation Guide.

[10] API RP 520 (all parts), Sizing, selection and installation of pressure-relieving devices in refineries.

[11] IEC 60364 (all parts), Electrical installations of buildings/Low voltage electrical installations.

[12] “ATEX” European Directive, Directive 1999/92/EC of the European Parliament and of the Council of 16 December 1999 on minimum requirements for improving the safety-and health protection of workers potentially at risk from explosive atmospheres.

[13] IP15, Area Classification code for installation handling flammable fluids Part 15, The Institute of Petroleum, xuất bản lần thứ 2 năm 2002.

[14] NFPA 921, Guide for Fire and Explosion Investigations.

[15] SIGTTO, LNG operations in Port Areas.

[16] SIGTTO, Site selection and design for LNG Ports and jetties.

[17] NF C 17 100, Protection contre la foudre – Protection des structures contre la foudre – Installation de paratonnerres (Protection of structures against lightning – Installation of lighting Protective system).

[18] International Code for the Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk, (IGC Code), IMO.

[19] TNO Dutch experimental program on heat radiation from fires (report 79-0263).

[20] BS 5970, Code of pratice for thermal insulation of pipework and equipment in the temperature range – 100oC to 870oC.

[21] VDI 2055, Thermal insulation for heated and refrigerated industrial and domestic installations – Calculations, guarantees, measuring and testing methods, quality assurance, supply conditions.

[22] BS 6349, Maritime structures.

[23] 10CFR100 appendix A to Part 100, Seismic and Geologic Siting Criteria for Nuclear Power Plants.

[24] The bulk Transfer of Dangerous Liquids and Gases between ship and shore.

[25] BS 6656, Assessment of inadvertent ignition of flammable atmospheres by radio frequency radiation – Guide.

[26] International Safety Guide for Oil Tanker and Terminal, OCMF/ICS/IAPH.

[27] BS 6651, Code of pratice for protection of structures against lightning.

[28] GAP 2.5.2 A, Hazard Classification of Process operations for spacing requirements.

[29] BS 1722-10, Fences. Specification for strained wire and wire mesh netting fences.

[30]  International Ship and Port Facility Security Code (ISPS-Code), International Maritime Organization (IMO).

[31] API 2218, Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants.

[32] D. Nedelka (Gaz de France), y. Sauter (Gaz de France), J. Goanvic (Total), R. Ohba (Mitsubishi Heavy Industries), Last developments in Rapid Phase Transition knowledge and modelling techniques, OTC 15228 presented at the 2003 Offshore Technology Conference held in Houston, Texas, U.S.A., 5- 8 May 2003.

[33] LNG Journal article in two parts:

1) LNG-Water Rapid Phase Transition: Part1 – A literature Review, May 2005 (pages 21-24),

2) LNG-Water Rapid Phase Transition: Part2 – Incident Analysis, July-august 2005 (pages 28-30).

[34] OSHA, Occupational Safety and Health Administration.

[35] EN 823, Thermal insulating products for building applications – Determination of thickness.

[36] EN 1050, Safety of machinery – Principles for risk assessment.

[37] EN 1759-1, Flanges and their joints – Circular flanges for pipes, valves, fittings and accessories, Class designated – Part 1 : Steel flanges, NPS ½ to 24.

[38] EN 12483, Liquid pumps – Pump units with frequency inverters – Guarantee and compatibility tests.

[39] EN 12560-1, Flanges and their joints – Gaskets for Class-designated flanges – Part 1: Non-metallic flat gaskets with or without inserts.

[40] EN 12560-2, Flanges and their joints – Gaskets for Class-designated flanges – Part 2: Spiral wound gaskets for use with steel flanges.

[41] EN 12560-3, Flanges and their joints – Gaskets for Class-designated flanges – Part 3: Non-metallic PTFE envelope gaskets.

[42] EN 12560-4, Flanges and their joints – Gaskets for Class-designated flanges – Part 4: Corrugated, flat or grooved metallic and filled metallic gaskets for use with steel flanges.

[43] EN 12560-5, Flanges and their joints – Gaskets for Class-designated flanges – Part 5: Metallic ring joint gaskets for use with steel flanges.

[44] EN 12560-6, Flanges and their joints – Gaskets for Class-designated flanges – Part 6: Covered serrated metal gaskets for use with steel flanges.

[45] EN 13645, Installations and equipment for liquefied natural gas – Design of onshore installation with a storage capacity between 5 t and 200 t.

[46] EN 13766, Thermoplastic multi-layer (non-vulcanized) hoses and hose assemblies for their transfer of petroleum gas and liquefied natural gas – Specification.

[47] EN 61508 (all parts), Functionnal safety of electrical/electronical/programmable electronic safety-related systems.

[48] EN 61800 (all parts), Adjustable speed electrical power drive systems.

[49] EN 61779-1, Electrical apparatus for the detection and measurement of flammable gases – Part 1: General requirements and test methods (IEC 61779-1:1998, modified).

[50] EN 61779-4, Electrical apparatus for the detection and measurement of flammable gases – Part 4: Performance requirements for group II apparatus indicating a volume fraction up to 100 % lower explosive limit (IEC 61779-4:1998, modified).

[51] ISO 5199, Technical specifications for centrifugal pumps – Class II (ISO 5199:2002).

[52] ISO 9000, Quality management systems – Fundamentals and vocabulary (ISO 9000:2005).

[53] ISO 9906, Rotodynamic pumps – Hydraulic performance acceptance tests – Grades 1 and 2 (ISO 9906:1999).

[54] ISO 14001, Environmental management systems – Requirements with guidance for use (ISO 14001:2004).

[55] ISO 15664, Acoustics – Noise control design procedures for open plant.

MỤC LỤC

Lời nói đầu

1 Phạm vi áp dụng

2 Tài liệu viện dẫn

3 Thuật ngữ và định nghĩa

4 An toàn và môi trường

5 Cơ sở vật chất tại cầu tàu và cảng biển

6 Hệ thống tồn chứa và ngăn tràn

7 Bơm khí thiên nhiên hóa lỏng

8 Sự hóa hơi của LNG

9 Đường ống

10 Giao nhận khí thiên nhiên

11 Nhà máy xử lý và thu hồi khí bay hơi

12 Mạng điện và công trình phụ trợ

13 Quản lý mối nguy hiểm

14 Hệ thống kiểm soát và giám sát

15 Xây dựng, chạy thử và sửa chữa lớn định kỳ

16 Bảo quản và chống ăn mòn

17 Đào tạo vận hành

18 Đào tạo trước vận hành tại cảng biển

Phụ lục A (Quy định)

Phụ lục B (Quy định)

Phụ lục C (Tham khảo)

Phụ lục D (Quy định)

Phụ lục E (Quy định)

Phụ lục F (Quy định)

Phụ lục G (Tham khảo)

Phụ lục H (Tham khảo)

Phụ lục J (Tham khảo)

Phụ lục K (Tham khảo)

Phụ lục L (Tham khảo)

Phụ lục M (Tham khảo)

Phụ lục N (Tham khảo)

Thư mục tài liệu tham khảo

Sưu tầm và biên soạn bởi: https://inoxmen.com/

Mở Chat
1
Close chat
Xin chào! Cảm ơn bạn đã ghé thăm website. Hãy nhấn nút Bắt đầu để được trò chuyện với nhân viên hỗ trợ.

Bắt đầu

error: Content is protected !!
Click để liên hệ