Thiết kế hệ thống điều khiển cho giàn nén khí mỏ rồng

MỤC LỤC
DANH MỤC VIẾT TẮT ..................................................................................... iii
DANH MỤC BẢNG ............................................................................................. v
DANH MỤC ĐỒ THỊ .......................................................................................... vi
LỜI NÓI ĐẦU ...................................................................................................... 1
CHƢƠNG 1. CÔNG NGHỆ GIÀN NÉN KHÍ MỎ RỒNG ................................. 2
1.1. Khái quát về công nghệ khai thác dầu khí và xử lý khí. ....................... 2
1.1.1. Xí nghiệp liên doanh Dầu khí Việt – Nga Vietsovpetro ................. 2
1.1.2. Hoạt động khai thác dầu khí tại liên doanh dầu khí Vietsovpetro qua
các thời kỳ. .................................................................................................... 3
1.2. Giàn nén khí mỏ rồng ............................................................................ 5
1.3. Công nghệ và thiết bị của giàn nén khí mỏ rồng................................... 6
1.3.1. Sơ đồ công nghệ chung giàn nén khí rồng. ..................................... 6
1.3.2. Công nghệ các công đoạn : ............................................................... 9
1.3.3. Thiết bị giàn nén khí rồng. ................................................................ 17
CHƢƠNG 2. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN DCS .................. 22
2.1. Cấu trúc hình chóp ................................................................................... 22
2.2. Các cấu trúc hệ thống điều khiển công nghiệp điển hình. ....................... 23
2.2.1. Cấu trúc tập trung. ............................................................................. 23
2.2.2. Cấu trúc phân quyền.......................................................................... 25
2.2.3. Cấu trúc phân tán. ............................................................................. 26
2.3. Khái quát hệ thống điều khiển phân tán (DCS) ....................................... 27
2.3.1. Cấu hình chung của hệ DCS (Distributed Control System) ............. 27
2.3.2. Chức năng của hệ DCS : ................................................................... 30
2.4. Một số trạm DCS điển hình hay dùng trong ngành công nghiệp dầu khí.
......................................................................................................................... 31
2.4.1. Hệ thống DCS SIMATIC PCS7. ..................................................... 31
2.4.2. Hệ thống DCS CENTUM CS3000 của Yokogawa. ........................ 37
CHƢƠNG 3......................................................................................................... 41
THIẾT LẬP CẤU HÌNH HỆ THỐNG VÀ LẬP CHƢƠNG TRÌNH ĐIỀU
KHIỂN ................................................................................................................ 41

3.1. Cấu hình chung của hệ thống điều khiển ................................................. 41
3.1.1. Trạm vận hành OS ............................................................................ 41
3.1.2. Trạm kỹ thuật (ES) và các công cụ phát triển................................... 42
3.1.3. Bus hệ thống (system bus). ............................................................... 43
3.1.4. Bus trƣờng (field bus). ...................................................................... 43
i


3.2 Thiết lập cấu hình phần cứng. ................................................................... 43
3.3 Phân công cổng vào ra. ............................................................................. 46
3.4. Lƣu đồ chƣơng trình điều khiển ............................................................... 51
3.4.1. Lƣu đồ chƣơng trình chính trong một vòng quét : ............................ 51
3.4.2. Lƣu đồ chƣơng trình khởi động giàn black-start: ............................. 51
3.4.3. Lƣu đồ chƣơng trình khởi động giàn sau Reset : .............................. 52
3.4.5. Lƣu đồ chƣơng trình cảnh báo lỗi và sự cố : .................................... 53
3.4.6. Lƣu đồ chƣơng trình điều khiển bình V101...................................... 54
3.4.7. Lƣu đồ chƣơng trình điều khiển bình V301...................................... 57
3.4.8. Lƣu đồ chƣơng trình điều khiển bình V401...................................... 59
3.4.9. Lƣu đồ chƣơng trình điều khiển bình V201A . ................................. 61
3.4.10. Lƣu đồ chƣơng trình điều khiển bình V202A. ................................ 62
3.4.11. Lƣu đồ chƣơng trình điều khiển bình V203A................................. 63
3.5. Chƣơng trình điều khiển. ......................................................................... 64
CHƢƠNG 4. THIẾT LẬP GIAO DIỆN VẬN HÀNH VÀ MÔ PHỎNG ........ 65
4.1.Thiết lập giao diện vận hành. .................................................................... 65
4.1.1. Cấu hình phần cứng trong WinCC .................................................... 65
4.1.2. Giao diện điều khiển và giám sát giàn nén khí mỏ Rồng ................. 66
4.2. Mô phỏng ................................................................................................. 70
4.2.1. Sử dụng S7 – PLCSIM thay thế cho PLC thực ................................ 70
4.2.2. Tiến hành mô phỏng ......................................................................... 71
KẾT LUẬN VÀ HƢỚNG PHÁT TRIỂN .......................................................... 73

TÀI LIỆU THAM KHẢO ................................................................................... 74
PHỤ LỤC

ii


DANH MỤC VIẾT TẮT
PLC

Programmable Logic Control

Bộ điều khiển logic khả
trình

CPU

Central Processing Unit

Bộ xử lý trung tâm

APS

Abandon Process Shutdown

Cảnh báo rời giàn

ESD

Emmergency Shutdown

Cảnh báo dừng giàn

USD

Unit Shutdown

Dừng bộ phận

PSD

Process Shutdown

Ngắt quá trình

LSHH

Level Switch Hight Hight

Mức rất cao

LSLL

Level Switch Low Low

Mức rất thấp

PSHH

Pressure Switch Hight Hight

Áp suất rất cao

PSLL

Pressure Switch Low Low

Áp suất rất thấp

TSLL

Temperature Switch Low Low

Nhiệt độ quá thấp

ZSC

Valve Position Switch Close

Cảm biến van đóng

ZSO

Valve Positon Switch Open

Cảm biến van mở

LAHH

Level Alarm Hight Hight

Cảnh báo mức rất cao

LALL

Level Alarm Low Low

Cảnh báo mức rất thấp

PAHH

Pressure Alarm Hight Hight

Cảnh báo áp suất rất cao

PALL

Pressure Alarm Low Low

Cảnh báo áp suất rất thấp

TALL

Temperature Alarm Low Low

Cảnh báo nhiệt độ quá thấp

ZIC

Valve Position Close Indicator

Trạng thái van đóng

ZIO

Valve Positon Open Indicator

Trạng thái van mở

LAH

Level Alarm Hight

Cảnh báo mức cao

LAL

Level Alarm Low

Cảnh báo mức thấp

iii


PAH

Pressure Alarm Hight

Cảnh báo áp suất cao

PAL

Pressure Alarm Low

Cảnh báo áp suất thấp

LV

Level Valve

Độ mở van

SOV

Solenoid Opera Valve

Van khí nén

XBDV

Blow Down Valve

Van xả khí lên đuốc

SDV

Shut Down Valve

Van cầu On/Off

FT

Flow Transmitter

Cảm biến đo lƣu lƣợng

LT

Level Transmitter

Cảm biến đo mức

PT

Pressuare Transmitter

Cảm biến đo áp suất

TT

Temperater Transmitter

Cảm biến đo nhiệt độ

LY

Lever Transducer Relay

Chuyển đổi mức

PDI

Pressure Differential Indicator

Hiển thị độ chênh áp

LI

Level Indicator

Hiển thị mức

PI

Pressure Indicator

Hiển thị áp suất

TI

Temperator Indicator

Hiển thị nhiệt độ

LC

Lever Control

Bộ điều khiển mức

LG

Lever Gause

Bộ hiển thị mức dạng vạch

S

Sensor

Cảm biến

A

Actuator

Cơ cấu chấp hành

iv


DANH MỤC BẢNG
Bảng 1.1. Các giá trị setpoint
Bảng 1.2. Bảng giá trị set point các mức cắt ngƣỡng bảo vệ tại bình V-401
Bảng 1.3. Bảng giá trị cắt ngƣỡng tín hiệu trên bình V-301.
Bảng 1.4. Bảng giá trị set point các mức cắt ngƣỡng bảo vệ tại các bình
Bảng 3.1. các thông số kỹ thuật của PLC S7 315- 2DP
Bảng 3.2. Liệt kê đầu vào số DI
Bảng 3.3. Liệt kê đầu ra số DO
Bảng 3.4. Liệt kê đầu vào tƣơng tự AI
Bảng 3.5. Liệt kê đầu ra tƣơng tự AO

Bảng 3.6. Các khối của chƣơng trình

v


DANH MỤC ĐỒ THỊ
Hình 1.1.Sơ đồ kết nối Rồng- Đồi Mồi
Hình 1.2. Sơ đồ xử lý công nghệ giàn nén khí Rồng.
Hình 1.3. Sơ đồ bình tách đuốc cao áp V401
Hình 1.4. Sơ đồ bình tách hệ thống xả kín V301
Hình 1.5. Sơ đồ bình tách một máy nén giàn DGCP
Hình 1.6. Bình tách hình trụ đứng 2 pha
Hình 1.7. Bình tách hình trụ nằm ngang 2 pha
Hình 1.8. Van điều khiển DCV-5010/6020.
Hình 1.9. Cấu tạo cảm biến điện trở kim loại.
Hình 1.10. Cấu tạo cảm biến cặp nhiệt-điện.
Hình 1.11. Cấu tạo của cảm biến áp suất.
Hình 1.12. Cảm biến mức loại Massoneilan.
Hình 2.1. Cấu trúc hình chóp
Hình 2.2.Hệ thống điều khiển tập trung , I/O tập trung
Hình 2.3. Hệ thống điều khiển tập trung I/O phân tán
Hình 2.4. Cấu trúc điều khiển phân quyền
Hình 2.5. Cấu trúc điều khiển phân tán
Hình 2.6. Cấu hình chung hệ thống DCS
Hình 2.7.Sơ đồ chức năng điều khiển của hệ DCS
Hình 2.8.Cấu hình chung hệ thống PCS7
Hình 2.9. Cấu hình cơ bản hệ thống điều khiển PCS7
Hình 2.10. Các dạng Thiết bị trạm vận hành
Hình 2.11. Hình dạng bên ngoài và các mô dun của PLC S7-400
Hình 2.12. Hình dạng bên ngoài và các mô dun của PLC S7-300 và PLC S7-200

Hình 2.13.Ví dụ về nối ET200M với S7400 qua mạng profibus
Hình 2.14. Các trạm I/O phân tán và thiết bị trƣờng trong môi trƣờng nguy hiểm
Hình 2.15. Cấu hình cơ bản hệ thống CS3000
Hình 3.1.Sơ đồ tổng quan hệ thống điều khiển giàn nén khí mỏ Rồng

vi


Hình 3.2. Cấu hình phần cứng hệ thống điều khiển
Hình 3.3. Cấu hình mô đun I/O ET200M (1)
Hình 3.4. Cấu hình mô đun I/O ET200M (2)
Hình 3.5. Chu kỳ làm việc của vòng quét PLC
Hình 3.6. Lƣu đồ chƣơng trình khởi động giàn
Hình 3.7.Lƣu đồ chƣơng trình khởi động sau khi Reset
Hình 3.8. Lƣu đồ thuật toán khối cảnh báo.
Hình 3.9. Lƣu đồ công nghệ bình V101.
Hình 3.10. Lƣu đồ công nghệ bình V301.
Hình 3.11. Lƣu đồ chƣơng trình điều khiển hoạt động công nghệ bình V401
Hình 3.12. Lƣu đồ chƣơng trình điều khiển công nghệ bình V201A
Hình 3.13. Lƣu đồ chƣơng trình điều khiển công nghệ bình V202A
Hình 3.14. Lƣu đồ chƣơng trình điều khiển công nghệ bình V203A
Hình 4.1. Thiết lập truyền thông MPI& Profibus
Hình 4.2. Khai báo các biến điều khiển và giám sát
Hình 4.3. Màn hình thiết kế giám sát
Hình 4.4. Màn hình chính
Hình 4.5.Màn hình giám sát tổng quan hệ thống
Hình 4.6.Màn hình giám sát 3 bình V101 V301 V401
Hình 4.7. Màn hình giám sát tổ máy nén khí
Hình 4.8. Màn hình giám sát hệ thống cảnh báo
Hình 4.9. Khởi động PLCSim phục vụ mô phỏng

Hình 4.10. Mô phỏng PLC thử nghiệm

vii


LỜI NÓI ĐẦU
Ngành công nghiệp dầu khí là ngành kinh tế mũi nhọn của đất nƣớc, hang năm
đóng góp khoảng 30% cho GDP của cả nƣớc. Với thực trạng thác dầu hiện nay đòi hỏi
một lƣợng lớn khí gaslift và tận thu nguồn nguyên liệu của đất nƣớc vì vậy việc xây
dựng các giàn nén khí với mục đích thu gom khí đồng hành trƣớc đây đốt bỏ để đƣa
trở lại các giếng dầu là một yêu cầu tất yêu. Giàn nén khí ngày càng trở nên phổ biến
trong ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam.
Với đặc thù của giàn nén khí tiềm ẩn nhiều nguy cơ cháy nổ nên yêu cầu về
công nghệ phải đảm bảo an toàn, ổn định. Việc thiết kế hệ thống điều khiển cho giàn
nén khí mỏ Rồng là một mắt xích quan trọng trong việc xây dựng và hoàn thiện bộ
máy giàn. Vì vậy việc nghiên cứu và đƣa phần mềm Wincc trên nền sử dụng PLC cho
giàn nén khí là một giải pháp cải tiến và đúng đắn cho giám sát điều khiển hệ thống
công nghệ giàn.
Luận văn bao gồm có 04 chƣơng:
Chƣơng 1. Công nghệ giàn nén khí mỏ Rồng
Chƣơng 2. Tổng quan về hệ thống điều khiển DCS
Chƣơng 3. Thiết lập cấu hình hệ thống và lập chƣơng trình điều khiển
Chƣơng 4 Thiết lập giao diện vận hành và mô phỏng

1


CHƢƠNG 1. CÔNG NGHỆ GIÀN NÉN KHÍ MỎ RỒNG
1.1.

Khái quát về công nghệ khai thác dầu khí và xử lý khí.

1.1.1. Xí nghiệp liên doanh Dầu khí Việt – Nga Vietsovpetro
Xí nghiệp liên doanh Dầu khí Việt – Xô hay Vietsovpetro là liên doanh thăm dò
và khai thác dầu khí giữa Việt Nam và Liên bang Nga, hiện hoạt động chủ yếu tại các
mỏ dầu ở biển Đông nhƣ Mỏ Bạch Hổ, Mỏ Rồng.
Liên doanh đƣợc thành lập từ ngày 19 tháng 11 năm 1981, có trụ sở tại thành phố
Vũng Tàu. Nga (lúc đó còn là Liên Xô) và Việt Nam hiện có mỗi bên một nửa trong
tổng vốn đầu tƣ 1,5 tỷ đô la. Đại diện cho phía Việt Nam trong liên doanh là Tổng
công ty Dầu khí Việt Nam còn đại diện phía Nga là Liên đoàn Kinh tế đối ngoại Liên
bang Nga (Zarubezneft). Hiện nay đây là mảng hợp tác hiệu quả của hai nƣớc, riêng
ngân sách của Nga hàng năm nhận khoảng 500-700 triệu USD từ liên doanh, tổng
doanh thu phía Nga đạt trên 4,5 tỷ USD.
Vietsovpetro khai thác tấn dầu đầu tiên: ngày 26 tháng 6 năm 1986. Đến năm
1992 đạt 10 triệu tấn, 20 triệu tấn vào năm 1993, 50 triệu tấn năm 1997 , 100 triệu tấn
năm 2001, 150 triệu tấn năm 2005, 200 triệu tấn năm 2012 và đến ngày 31 tháng 11
năm 2014, tổng sản lƣợng khai thác dầu thô đạt 212 triệu tấn. Đến nay, Vietsovpetro
đã sản xuất trên 20 tỉ tấn khí đồng hành. Vietsovpetro đóng góp khoảng 80% lƣợng
dầu thô xuất khẩu hàng năm từ Việt Nam, đƣa Việt Nam đứng hạng thứ 3 trong các
nƣớc sản xuất và xuất khẩu dầu ở khu vực Đông Nam Á.
Sản phẩm của Vietsovpetro gồm dầu và khí. Dầu ở cả hai mỏ Bạch Hổ và mỏ
Rồng đều là dầu thô có nhiều parafin, với hàm lƣợng sulfur rất thấp. Với chất lƣợng
tốt, ít lƣu huỳnh, dầu thô từ Việt Nam rất đƣợc ƣa chuộng bởi khách hàng tại các quốc
gia nhƣ Nhật Bản, Singapore và các nƣớc khác. Xuất khẩu dầu thô là nguồn thu ngoại
tệ rất lớn của Việt Nam. Bên cạnh dầu thô, Xí nghiệp Liên Doanh Vietsovpetro cũng
sản xuất hàng tỉ mét khối khí đồng hành. Hệ thống thu gom và xử lý khí cùng với hệ
thống ống dẫn khí từ mỏ Bạch Hổ về Bà Rịa bắt đầu đƣợc đƣa vào sử dụng từ tháng 5
năm 1995, chủ yếu để sản xuất điện năng. Vào năm 1996, Vietsovpetro đã cung cấp
hơn 300 triệu mét khối khí cho nhà máy điện Bà Rịa, nhà máy điện Phú Mỹ và Nhà
máy xử lý khí Dinh Cố.

2


1.1.2. Hoạt động khai thác dầu khí tại liên doanh dầu khí Vietsovpetro qua các
thời kỳ.
Hiện tại Vietsovpetro đang quản lý và khai thác nhiều mỏ nhƣ Bạch Hổ, Bắc
trung tâm Rồng, Đông Nam Rồng, Nam Rồng – Đồi Mồi và sắp đƣa vào khai thác mỏ
Nam trung tâm Rồng, Đông Bắc Rồng, Mỏ khí Thiên Ƣng đang đƣợc thiết kế và sẽ
đƣa vào khai thác sớm vào năm 2016
Bạch Hổ, mỏ dầu lớn nhất trên thềm lục địa Việt Nam, bao gồm nhiều thân dầu
phân bố liên tục từ Miocen dƣới đến móng kết tinh trƣớc Đệ Tam, đƣợc tổ chức
nghiên cứu, khai thác, cho đến nay có thể nói là một trong những mỏ thành công nhất.
Với mục tiêu nâng cao hệ số thu hồi dầu, Vietsovpetro đã áp dụng thành công
nhiều giải pháp nhƣ giải pháp vi sinh hóa lý, giải pháp bơm ép nƣớc, giải pháp nâng
cao hệ số bao trùm và đặc biệt quan trọng hơn là giải pháp điều chỉnh chế độ và hệ
thống khai thác. Hệ thống khai thác đầu tiên đƣợc áp dụng từ trƣớc năm 1993, trong
đó có tổ chức đới mũ khí tiềm năng và đới khai thác, chƣa có bơm ép, các giếng đều
thẳng đứng.
Từ cuối năm 1993, Vietsovpetro đã áp dụng thử nghiệm bơm ép vào thân dầu
trong đá móng nứt nẻ. Chính vì vậy từ thời điểm này hệ thống khai thác thứ 2 đƣợc đề
xuất, trong đó bổ sung thêm đới bơm ép từ - 3850m xuống đáy thân dầu.
Từ những năm cuối của thập kỷ 90, các chuyên gia của Vietsovpetro đã nhận
thấy rằng nếu duy trì bơm ép thì khó có khả năng hình thành mũ khí và các giếng
khoan nghiêng có khả năng cho dòng hoặc độ tiếp nhận tốt hơn, đồng thời để hạn chế
tạo thành lƣỡi nƣớc xâm nhập vào các giếng khai thác cần hình thành đới chuyển tiếp
cũng nhƣ đẩy khoảng bơm xuống dƣới – 4000m.
Nhờ bơm ép nƣớc mà áp suất vỉa thân dầu trong móng mỏ Bạch Hổ đƣợc duy trì
ổn định hơn. Theo kết quả tính toán, do giải pháp bơm ép nƣớc, tổng sản lƣợng dầu
tích dồn của thân dầu trong móng mỏ Bạch Hổ có khả năng nâng lên từ 78 triệu tấn lên

trên 190 triệu tấn.
Khu vực mỏ Rồng là khu vực mỏ vừa và nhỏ. Đây là thành công lớn của
Vietsovpetro trong việc xây dựng hệ thống khai thác liên hoàn cho 6 – 7 mỏ trên cơ sở
sử dụng chung hệ thống bơm ép nƣớc, hệ thống gaslift, hệ thống lƣu chứa dầu và hệ
thống bơm vận chuyển khí vào bờ.

3


Cũng nhƣ mỏ Bạch Hổ, mỏ Bắc Trung tâm Rồng và mỏ Đông Nam Rồng đều
đƣợc tổ chức khai thác với chế đội khai thác ổn định, vƣợt hơn rất nhiều so với thiết kế
ban đầu và đang đƣợc nghiên cứu để mở rộng, gia tăng sản lƣợng khai thác.
Theo sơ đồ công nghệ khai thác năm 2000, tổng sản lƣợng tích dồn đến năm
2020 toàn mỏ Đông Nam Rồng là 6,8 triệu tấn dầu. Do áp dụng nhiều giải pháp thực
sự có hiệu quả, nhƣ khoan đan dày, áp dụng gaslift, điều chỉnh hợp lý chế độ bơm ép
nên đến hết năm 2009 tổng sản lƣợng dầu tích dồn đã vƣợt con số trên và dự kiến thăm
dò, xây dựng các công trình biển bổ sung có khả năng cho tổng sản lƣợng dầu vƣợt
qua 13 – 14 triệu tấn.
Chế độ bơm ép là giải pháp hàng đầu nâng cao hệ quả khai thác mỏ. Kinh
nghiệm cho thấy hệ số thu hồi dầu không vƣợt quá 0,15 – 0,20 nếu không bơm ép
nƣớc.
Tuy nhiên, nếu không tổ chức bơm ép và điều chỉnh chúng một cách hợp lý thì
hệ số thu hồi dầu có thể còn thấp hơn. Lựa chọn đƣợc chế độ khai thác tối ƣu trên cơ
sở phải đảm bảo grandient thủy động lực luôn nhỏ hơn hoặc dao động xung quanh
gradient trọng trƣờng. Áp dụng bơm ép theo chu kỳ, bơm ép ở phần dƣới ranh giới dầu
nƣớc là những yêu cầu đặc biệt quan trọng, cần đƣợc nghiên cứu, áp dụng một cách
phù hợp cho từng mỏ cụ thể. Chiều dày đới chuyển tiếp càng lớn thì hiệu quả bơm ép
càng cao.
Áp dụng các phƣơng pháp cơ học nhƣ bơm ngầm và gaslift với chế độ khai thác
hợp lý cũng là giải pháp nâng cao khả năng thu hồi trữ lƣợng.

Các giải pháp xử lý vùng cận đáy giếng là giải pháp đặc biệt quan trọng góp phần
tăng khả năng thu hồi dầu của giếng. Kinh nghiệm cho thấy vùng cận đáy giếng luôn
bị nhiễm bẩn khiến cho dòng ở phần cận đáy giếng bị mất dẫn đến lƣu lƣợng giếng
giảm đi rõ rệt. Hiện tƣợng này rất khó xử lý đối với các giếng khoan hoặc á ngang.
Việc khoan giếng ngang hoặc á ngang có rất nhiều nhƣợc điểm nhƣ: khó khảo
sát, không thu đƣợc thông tin chính xác của giếng, khó điều chỉnh khoảng bơm ép và
khai thác và có nghĩa là khó điều chỉnh chế độ khai thác, khó làm sạch vùng cận đáy
giếng.

4


Vietsovpetro đã áp dụng thành công công nghệ mới nhằm tăng khả năng cho
dòng của giếng nhƣ nứt vỉa thủy lực, xử lý axit, vi sinh hóa lý và ngăn cách điều chỉnh
dòng.
Do nhận thấy sự thiết yếu của phƣơng pháp bơm ép vỉa để gia tăng hệ số thu hồi
dầu nên việc xây dựng các giàn nén khí để thu gom khí đồng hành tạo khí áp suất cao
đƣa trở lại mỏ làm khí gaslift là rất quan trọng, Việc xây dựng các giàn nén khí với
nguồn nguyên liệu là khí đồng hành thu gom đƣợc ngày càng phổ biến hơn. Giàn nén
khí mỏ Rồng (DGCP) là một trong những giàn nhƣ vậy
1.2.

Giàn nén khí mỏ rồng

Hình 1.1. Sơ đồ kết nối Rồng- Đồi Mồi
Mỏ Đồi Mồi nằm cách mỏ Rồng khoảng 20km vê phía Nam mỏ Rồng. Mỏ Đồi
Mồi đƣợc phát hiện vào năm 1999 và đƣợc phát triển bởi công ty liên doanh Việt –
Nga – Nhật (VRJ JOC), dòng dầu đầu tiên đƣợc đƣa lên vào năm 2009. Mỏ Đồi Mồi
có một giàn nhẹ đƣợc kết nối vào giàn khai thác mỏ Rồng.
Nguồn khí đầu vào của giàn DGCP đƣợc đƣa về từ mỏ Rồng và mỏ Đồi Mồi, các

nguồn khí này đƣợc đƣa vào ống góp khí chung trên RP3 và đƣa đến DGCP bằng
đƣờng ống 14” vào bình tách đầu vào Slug Catcher. Các thiết bị chính và những thiết

5


bị khác trên giàn DGCP đƣợc thiết kế với lƣu luợng dòng khí đầu vào lớn nhất là 0,96
triệu m3/ngày đêm, cho điều kiện bình thƣờng là 0,9 triệu m3/ngày đêm.
Trên DGCP lắp đặt 2 tổ máy nén cao áp, cụm khí nhiên liệu, máy phát điện đảm
bảo hoạt động của giàn và các thiết bị phụ trợ khác. Cụm module máy nén khí đƣợc
thiết kế, chế tạo và lắp ráp bởi nhà thầu GPS Singapore tại Batam, Indonesia.
1.3.

Công nghệ và thiết bị của giàn nén khí mỏ rồng.

1.3.1. Sơ đồ công nghệ chung giàn nén khí rồng.

Hình 1.2. Sơ đồ xử lý công nghệ giàn nén khí Rồng
Khí thu gom tại khu vực mỏ Rồng và Đồi Mồi từ các RC và RP2 theo hệ thống
đƣờng ống về RP3 áp suất từ 5 barg ÷ 6 barg theo đƣờng ống gom 14” tới trạm nén
khí, trƣớc tiên vào Bình tách đầu vào V-101 để tách chất lỏng, do khoảng cách vận
chuyển xa, tốc độ dòng chảy tƣơng đối chậm, chênh lệch nhiệt độ lớn do trao đổi nhiệt
dƣới biển có khả năng tạo ra nút chất lỏng (Bình tách đầu vào thiết kế có tính đến khả
năng Slug), chất lỏng thoát ra khỏi bình tách dƣới sự điều khiển của van điều khiển
mực LV-101, chất lỏng đƣợc tập hợp cùng các dòng chất lỏng đƣợc tách, thoát ra từ
các bình tách khí khác của trạm nén khí và chảy tới hệ thống chứa chất lỏng tại RP3.
Không cần dùng bơm vì áp suất chất lỏng đủ lớn để tới RP3. Khí thoát ra khỏi bình
tách đầu vào V-101 sẽ đi qua tấm chắn (có cấu tạo là những màng chắn mịn, những
đƣờng khúc khửu tổ ong tạo va đập. các hạt nhỏ sẽ bị giữ lại sau đó liên kế thành hạt

6


lớn hơn và lắng xuống) nhƣ vậy phần này giữ lại những hạt chất lỏng có kích thƣớc rất
nhỏ.
Dòng khí ra khỏi Bình tách đầu vào tiếp tục đƣợc chia ra đi tới đầu vào của 02 tổ
máy nén khí cao áp, hai tổ máy nén tƣơng đƣơng nhau, sau đây chỉ trình bày 01 tổ
máy.
Dòng khí vào mỗi tổ máy qua van chặn (shutdown valve) tới bình tách khí V201A/B (đầu vào tổ máy – Inlet scrubber) bình tách này dùng để ngăn chặn chất lỏng
xâm nhập vào các tầng nén (cánh công tác) của máy nén, lƣợng chất lỏng đƣợc tách ra
tại đây không nhiều do phần lớn chất lỏng đã đƣợc tách trƣớc khi vào tổ máy nén, dƣới
sự điều khiển của van điều khiển mực LV-301A/B chất lỏng gom vào đƣờng chung tới
RP3.
Tại bình tách Inlet scrubber V-201A/B trên đƣờng khí thoát ra cũng qua tấm
màng tiêu chuẩn để ngăn lại những hạt chất lỏng có kích thƣớc rất nhỏ (tấm màng
đƣợc trang bị cho tất cả các bính tách khí tại phía trên bình phù hợp với các bình theo
yêu cầu), dòng khí vào cấp nén thứ nhất K-201A/B, với tốc độ quay lớn, liên tục của
máy nén ly tâm cùng với việc lắp đặt các tầng cánh nối tiếp nhau của cấp nén thứ nhất,
thúc đẩy việc tăng tốc các phần tử khí khi qua máy nén, sau đó động năng của vận tốc
đƣợc chuyển thành áp suất dòng khí dẫn tới tăng áp suất dòng khí, qua cấp nén thứ
nhất áp suất khí tăng từ 5 barg lên 31,36 barg và nhiệt độ khí từ 29ºC lên 150,9ºC khí
nén đƣợc làm mát tại thiết bị làm mát cấp I là AC-201A/B , dòng khí ra khỏi cụm làm
mát AC-201A/B nhiệt giảm xuống còn 45ºC. Một lƣợng chất lỏng đƣợc tạo ra do việc
giảm nhiệt độ và đƣợc tách tại bình tách trung gian dƣới sự điều khiển của van điều
khiển mực LV-401A/B chất lỏng gom vào đƣờng chung tới RP3.
Dòng khí ra khỏi bình tách trung gian đi tới cấp nén thứ II và trích ra một phần đi
tới cụm xử lý khí nhiên liệu qua thiết bị tách lọc F-501, dòng khí qua khỏi F-501 đƣợc
chia ra làm hai nhánh, một đi tới hệ thống xử lý khí làm kín (seal gas system) của tổ
hợp máy nén khí, phần còn lại dƣới sự điều khiển của van điều khiển áp suất PV1401/1402 khí tiếp tục đƣợc xử lý làm nhiên liệu, dòng khí nhiên liệu áp suất giảm còn
11,66 barg tới bình tách khí nhiên liệu sau đó phin lọc tiếp tục tới thiết bị gia nhiệt.

Khí nhiên liệu ra khỏi cụm xử lý khí nhiên liệu cung cấp tới Turbine máy nén, turbine
máy phát điện, duy trì đuốc, có thể xuất qua RP-3. Một lƣợng chất lỏng đƣợc tách ra

7


tại bình tách khí nhiên liệu dƣới sự điều khiển của van điều khiển mực chất lỏng gom
vào đƣờng chung tới RP3.
Dòng khí vào cấp nén thứ II là K-202A/B áp suất khí tăng từ 31,36 barg lên 109
barg và nhiệt độ khí từ 45ºC lên 141,9ºC khí nén đƣợc làm mát tại thiết bị làm mát cấp
II là AC-202A/B, dòng khí ra khỏi cụm làm mát cấp 2 nhiệt giảm xuống còn 45ºC.
Một lƣợng chất lỏng đƣợc tạo ra do việc giảm nhiệt độ và đƣợc tách tại bình tách đầu
ra V-203A/B dƣới sự điều khiển của van điều khiển mực LV-402A/B chất lỏng gom
vào đƣờng chung tới RP-3.
Dòng khí ra khỏi bình tách đầu ra của hai tổ máy nén đi tới đƣờng chung qua
cụm đo khí đầu ra của trạm nén khí PK-201 và hòa vào hệ thống gaslift của mỏ Rồng
& Bạch Hổ.
Khí đầu ra của trạm nén khí cao áp Rồng dùng cho gaslift tại mỏ Rồng, phần còn
dƣ sẽ về mỏ Bạch Hổ chiều dài ống khoảng 28.000 m, nhiệt độ dòng khí ra 45ºC sẽ
giảm xuống 25ºC. Trong thành phần dòng khí ra một lƣợng condensate sẽ tạo thành,
về lâu dài sẽ ảnh hƣởng đến quá trình vận chuyển khí và khai thác dầu gaslift bằng
nguồn khí này. Vì vậy, dây truyền công nghệ có hệ thống thu lƣợng condensate này
ngay tại đầu ra của trạm nén cao áp bằng cách lắp đặt thiết bị làm lạnh (Cold system) ở
đầu ra giàn nén khí cao áp.
Toàn bộ lƣợng khí xả ra khi dừng tồ máy nén, khi sự cố dừng trạm nén sẽ đi vào
đƣờng gom chung tới bình tách đuốc V-401sau đó ra đuốc để đốt tại trạm nén khí,
lƣợng chất lỏng đƣợc tách ra tại bình tách đuốc đƣợc chảy xuống thùng chứa V-301 từ
đây chất lỏng đƣợc bơm ly tâm tăng áp và đi vào đƣờng chung tới RP3.
Trên trạm nén khí lắp đặt một hệ thống xả hở, toàn bộ nƣớc từ các mặt sàn,
đƣờng thải của các bình tách khí trên trạm nén khí xả xuống thùng chứa chất lỏng của

hệ thống xả hở V-302 (Slops caisson), từ đây nƣớc nhiễm dầu đƣợc tách dầu và bơm
bởi bơm ngầm đi vào đƣờng chung tới RP3, nƣớc đạt yêu cầu về môi trƣờng đƣợc thải
ra biển

8


1.3.2. Công nghệ các công đoạn :
1. Bình V-101 :

Hình 1.2. Sơ đồ xử lý công nghệ giàn nén khí Rồng
Khí từ bình tách RP3 theo đƣờng ống 14” đi qua van XV0101 để vào bình V101. Khi giàn hoạt động van XV0101 luôn luôn mở. Trƣớc van XV0101 đặt 2 cảm
biến đƣa về màn hình DCS để theo dõi áp suất và nhiệt độ trƣớc van.
TT-0106: Transmitter đo nhiệt độ dòng khí trƣớc van đầu vào XV0101, hiển thị
trên DCS
- TSH, TAH: Giá trị cắt ngƣỡng trên DCS để cảnh báo nhiệt độ cao.
- TSL, TAL: Giá trị cắt ngƣỡng trên DCS để cảnh báo nhiệt độ thấp.
- PT-0106: Các Transmitter đo áp suất trƣớc van đầu vào, hiển thị trên DCS
- PSH, PAH: Giá trị cắt ngƣỡng trên DCS để cảnh báo áp suất cao.
- PSL, PAL: Giá trị cắt ngƣỡng trên DCS để cảnh báo áp suất thấp.
- FT0103: transmitter để đo lƣu lƣợng khí đơn vị là Sm3/h hiển thị trên màn
hình DCS
- Valve XBDV-0103 đƣợc lắp đặt trên đƣờng ống xả khí tới hệ thống đuốc áp
cao HP Flare Header. Trong tình trạng khẩn cấp, van XBDV đƣợc mở hoàn toàn để xả
khí áp cao đến HP Flare Header
Mức nƣớc trong bình đƣợc điều khiển bằng LOOP điều khiển mức:

9

- Transmitter đo mức LT-0103 đƣợc sử dụng để biến đổi đại lƣợng mức bình
thành tín hiệu dòng điện 4-20mA, các tín hiệu này sẽ đƣợc đƣa về PLC và đƣợc xử lý
trong chƣơng trình thông qua hàm điều khiển PID để đƣa ra tín hiệu điều khiển valve
LV-0101 (Trên đƣờng xả lỏng tới hệ thống condensate header) nhằm duy trì một mức
dầu ổn định theo mức Setpoint.
- LIC-0103: Khối chƣơng trình điều khiển mức trên PLC.
- LV-0101: Valve cho phép điều khiển góc mở, đƣợc điều khiển bởi tín hiệu
điều khiển từ LIC-0103.
Mức trong bình đƣợc điều khiển bởi góc mở của Valve LV-0101. Nếu mức
nƣớc trong bình lớn hơn mức cao (1300 mm), góc mở của Valve sẽ là 100%, nếu mức
nƣớc trong bình nhỏ hơn mức thấp (475 mm), góc mở của Valve sẽ là 0%. Tùy vào độ
chênh lệch của mức nƣớc so với điểm đặt mà ta sẽ tăng hay giảm góc mở của Valve.
Level Switch bảo vệ mức thấp trong bình V-101 LSLL-0102. Khi mức chất
lỏng trong khoang nƣớc xuống dƣới mức tác động của LSLL-0102 Level Switch này
sẽ tác động gây ra tín hiệu đóng van XV0102 để ngăn hiện tƣợng tổn thất khí qua
đƣờng condensate header.
Level Switch bảo vệ mức cao cho bình LSHH-0102. Khi mức chất lỏng trong
bình quá cao, Level Switch này tác động sẽ gây ra và gây tín hiệu đóng van đầu vào
XV0101. Tín hiệu mức và tín hiệu đóng van đầu vào đều đƣợc hiển thị trên màn hình
DCS.
Tất cả các tín hiệu đo lƣờng trên đều đƣợc hiển thị giá trị hoặc trạng thái về trên
DCS và độ mở của Control Valve cũng đƣợc xác nhận lại nhờ cơ cấu feedback của
các bội biến đổi I/P.
Pressure Switch bảo vệ áp suất thấp cho bình PSLL-0102, khi áp suất trong
bình xuống thấp dƣới điểm Setpoint thì PSLL sẽ tác động (tiếp điểm thƣờng hở sẽ
đóng lại) gửi tín hiệu về PLC và PLC sẽ xuất ra tín hiệu Alarm cảnh báo đồng thời gây
ra tín hiệu ESD, đóng van đầu vào XV-0101
Khi Startup thì áp suất trong bình ban đầu còn thấp nên muốn khởi động đƣợc
ta phải override PSLL-0102, (bỏ qua tín tác động tín hiệu này) đến khi đạt trạng thái
làm việc bình thƣờng ta bỏ override.

10


Pressure Switch bảo vệ áp suất cao PSHH-0102, khi áp suất trong bình đạt mức
set point của PSHH-0102, sẽ đƣa tín hiệu cảnh báo lên màn hình DCS đồng thời gây ra
tín hiệu PSD hệ thống, đóng van đầu vào XV0101 với mục đích bảo vệ bình khỏi áp
suất quá cao vƣợt qua giới hạn an toàn. Transmiter áp suất PT0103 đƣợc lấy từ bình
đƣa về màn hình DCS để giám sát áp suất trong bình.
Tín hiệu PDI0102 đƣợc lấy bằng cách lấy giá trị tuyệt đối của hai transmitter áp
suất PT0106 (áp suất trƣớc van) và PT0103 (áp suất bình).
Bảng 1.1. Bảng giá trị cắt ngƣỡng tín hiệu trên bình V101
Tag Name
PAH-0106
PAL-0106
PAHH-0102
PALL-0102
PAH-0103
PAL-0103
LAHH-0101
LALL-0102
LAH-0103
LAL-0103

Set point
950 kPag
1200 kPag
500 kPag
400 kPag
950 kPag

500 kPag
1123 mm
300 mm
1023 mm
450 mm

2. Bình V-401.
Mức nƣớc trong bình đƣợc điều khiển bằng LOOP điều khiển mức:
- Transmitter đo mức LT-1203 đƣợc sử dụng để biến đổi đại lƣợng mức bình
thành tín hiệu dòng điện 4-20mA, các tín hiệu này sẽ đƣợc đƣa về PLC và đƣợc xử lý
trong chƣơng trình thông qua hàm điều khiển PID để đƣa ra tín hiệu điều khiển valve
LV-1203 (Trên đƣờng xả lỏng tới hệ thống condensate header) nhằm duy trì một mức
dầu ổn định theo mức Setpoint.
- LIC-1203: Khối chƣơng trình điều khiển mức trên PLC.
- LV-1203: Valve cho phép điều khiển góc mở, đƣợc điều khiển bởi tín hiệu điều
khiển từ LIC-1203.

11


Hình 1.3. Sơ đồ bình tách đuốc cao áp V401
Các Level Switch bảo vệ mức cao cho bình LSHH-1201A/B/C. Khi mức chất
lỏng trong bình quá cao, Level Switch này tác động, hiển thị Alarm trên màn hình
DCS. Khi 2 trong 3 tín hiệu mức này tác động sẽ gây ra và gây tín hiệu đóng van đầu
vào XV0101.Tín hiệu mức và tín hiệu đóng van đầu vào đều đƣợc hiển thị trên màn
hình DCS.
Level Switch bảo vệ mức thấp trong bình LSLL-1202. Khi mức chất lỏng trong
khoang nƣớc xuống dƣới mức tác động của LSLL-1202 Level Switch này sẽ tác động
gây ra tín hiệu đóng van XV-1201.
Bảng 1.2. Bảng giá trị cắt ngƣỡng tín hiệu trên bình V-401

Tag No
LAH-1203
LAL-1203
LAHH-1201A/B/C
LALL-1202

Set Point
700
350
800
250

3. Bình V301
Transmitter đo mức LT-0902 đƣợc sử dụng để biến đổi đại lƣợng mức bình thành
tín hiệu dòng điện 4-20mA và hiển thị giá trị trên màn hình DCS
Ta lấy hai giá trị cắt ngƣỡng từ LT-0902 là LAH-0902 và LAL-0902.
Mức bình V-301 đƣợc điều khiển bởi hai bơm P-301A/B

12


Hình 1.4. Sơ đồ bình tách hệ thống xả kín V301
Level Switch bảo vệ mức thấp trong bình V-301 là LSLL-0903. Khi mức chất
lỏng trong khoang nƣớc xuống dƣới mức tác động của LSLL-0102 Level Switch này
sẽ tác động gây ra tín hiệu dừng hai bơm P-301A/B
Level Switch bảo vệ mức cao cho bình LSHH-0901. Khi mức chất lỏng trong
bình quá cao, Level Switch này tác động sẽ gây ra tín hiệu PSD.Tín hiệu mức PSD đều
đƣợc hiển thị trên màn hình DCS.
Bảng 1.3. Bảng giá trị cắt ngƣỡng tín hiệu trên bình V-301.
Tag No

LAH-0902
LAL-0902
LALL-0903
LAHH-0901

Set Point (mm)
824 mm
400 mm
300 mm
924 mm

Khi mức trong bình nằm trong khoảng từ 300 mm đến 400 mm, hai bơm đều ở
chế độ nghỉ. Khi mức trong bình nằm trong khoảng từ 400 mm đến 824 mm, chƣơng
trình sẽ cho tín hiệu chạy bơm P-301A. Khi mức trong bình nằm trong khoảng từ 824
mm đến 924 mm, chƣơng trình sẽ cho tín hiệu chạy bơm P-301A/B.
Dòng khí ra khỏi Bình tách đầu vào tiếp tục đƣợc chia ra đi tới đầu vào của 02 tổ
máy nén khí cao áp, hai tổ máy nén tƣơng đƣơng nhau, sau đây chỉ trình bày 01 tổ
máy.

13


4. Hệ thống bình tách máy nén Train A

Hình 1.5. Sơ đồ bình tách một máy nén giàn DGCP
Dòng khí vào mỗi tổ máy qua van chặn (shutdown valve) tới bình tách khí V201A/B (đầu vào tổ máy – Inlet scrubber) bình tách này dùng để ngăn chặn chất lỏng
xâm nhập vào các tầng nén (cánh công tác) của máy nén, lƣợng chất lỏng đƣợc tách ra
tại đây không nhiều do phần lớn chất lỏng đã đƣợc tách trƣớc khi vào tổ máy nén, dƣới
sự điều khiển của van điều khiển mực LV-301A/B chất lỏng gom vào đƣờng chung tới
RP3.

Tại bình tách Inlet scrubber V-201A/B trên đƣờng khí thoát ra cũng qua tấm
màng tiêu chuẩn để ngăn lại những hạt chất lỏng có kích thƣớc rất nhỏ (tấm màng
đƣợc trang bị cho tất cả các bính tách khí tại phía trên bình phù hợp với các bình theo
yêu cầu), dòng khí vào cấp nén thứ nhất K-201A/B, với tốc độ quay lớn, liên tục của
máy nén ly tâm cùng với việc lắp đặt các tầng cánh nối tiếp nhau của cấp nén thứ nhất,
thúc đẩy việc tăng tốc các phần tử khí khi qua máy nén, sau đó động năng của vận tốc
đƣợc chuyển thành áp suất dòng khí dẫn tới tăng áp suất dòng khí, qua cấp nén thứ
nhất áp suất khí tăng từ 5 barg lên 31,36 barg và nhiệt độ khí từ 29ºC lên 150,9ºC khí
nén đƣợc làm mát tại thiết bị làm mát cấp I là AC-201A/B , dòng khí ra khỏi cụm làm
mát AC-201A/B nhiệt giảm xuống còn 45ºC. Một lƣợng chất lỏng đƣợc tạo ra do việc

14


giảm nhiệt độ và đƣợc tách tại bình tách trung gian dƣới sự điều khiển của van điều
khiển mực LV-401A/B chất lỏng gom vào đƣờng chung tới RP3.
Dòng khí ra khỏi bình tách trung gian đi tới cấp nén thứ II và trích ra một phần đi
tới cụm xử lý khí nhiên liệu qua thiết bị tách lọc F-501
Dòng khí vào cấp nén thứ II là K-202A/B áp suất khí tăng từ 31,36 barg lên 109
barg và nhiệt độ khí từ 45ºC lên 141,9ºC khí nén đƣợc làm mát tại thiết bị làm mát cấp
II là AC-202A/B, dòng khí ra khỏi cụm làm mát cấp 2 nhiệt giảm xuống còn 45ºC.
Một lƣợng chất lỏng đƣợc tạo ra do việc giảm nhiệt độ và đƣợc tách tại bình tách đầu
ra V-203A/B dƣới sự điều khiển của van điều khiển mực LV-402A/B chất lỏng gom
vào đƣờng chung tới RP-3.
Dòng khí ra khỏi bình tách đầu ra của hai tổ máy nén đi tới đƣờng chung qua
cụm đo khí đầu ra của trạm nén khí PK-201 và hòa vào hệ thống gaslift của mỏ Rồng
& Bạch Hổ.
Trên các bình tách V-201A, V-202A, V-203A đều có một có đặt một transmiter
đo mức chất lỏng trong bình, qua đó để hiện thị mức chất lỏng về màn hình DCS và
dùng để điều khiển độ mở van điều khiển trên đƣờng condensate header tại vị trí mỗi

bình.
Mức nƣớc trong bình đƣợc điều khiển bằng LOOP điều khiển mức:
Bình V-201A:
Transmitter đo mức LT-0303A đƣợc sử dụng để biến đổi đại lƣợng mức bình V201A thành tín hiệu dòng điện 4-20mA, các tín hiệu này sẽ đƣợc đƣa về PLC và đƣợc
xử lý trong chƣơng trình thông qua hàm điều khiển PID để đƣa ra tín hiệu điều khiển
valve LV-0301A (Trên đƣờng xả lỏng tới hệ thống condensate header) nhằm duy trì
một mức dầu ổn định theo mức Setpoint.
LIC-0301A: Khối chƣơng trình điều khiển mức trên PLC.
LV-0301A: Valve cho phép điều khiển góc mở, đƣợc điều khiển bởi tín hiệu điều
khiển từ LIC-0301A.
Bình V-202A: Transmitter đo mức LT-0403A đƣợc sử dụng để biến đổi đại
lƣợng mức bình V-202A thành tín hiệu dòng điện 4-20mA, các tín hiệu này sẽ đƣợc
đƣa về PLC và đƣợc xử lý trong chƣơng trình thông qua hàm điều khiển PID để đƣa ra

15


tín hiệu điều khiển valve LV-0401A (Trên đƣờng xả lỏng tới hệ thống condensate
header) nhằm duy trì một mức dầu ổn định theo mức Setpoint.
LIC-0401A: Khối chƣơng trình điều khiển mức trên PLC.
LV-0401A: Valve cho phép điều khiển góc mở, đƣợc điều khiển bởi tín hiệu điều
khiển từ LIC-0401A.
Bình V-203A: Transmitter đo mức LT-0407A đƣợc sử dụng để biến đổi đại
lƣợng mức bình V-203A thành tín hiệu dòng điện 4-20mA, các tín hiệu này sẽ đƣợc
đƣa về PLC và đƣợc xử lý trong chƣơng trình thông qua hàm điều khiển PID để đƣa ra
tín hiệu điều khiển valve LV-0402A (Trên đƣờng xả lỏng tới hệ thống condensate
header) nhằm duy trì một mức dầu ổn định theo mức Setpoint.
LIC-0402A: Khối chƣơng trình điều khiển mức trên PLC.
LV-0402A: Valve cho phép điều khiển góc mở, đƣợc điều khiển bởi tín hiệu điều
khiển từ LIC-0402A.

Bảng 1.4. Bảng giá trị cắt ngƣỡng tín hiệu trên bình V201A, V202A, V203A
Tag No

Set point Tag No

Set point

Tag No

Set point

LAHH-0303A

850

LAHH-0403A

850

LAHH-0407A

850

LAH-0303A

700

LAH-0403A

700

LAH-0407A

700

LAL-0303A

450

LAL-0403A

450

LAL-0407A

450

LALL-0303A

250

LALL-0403A

200

LALL-0407A

200

Khi đạt một trong các giá trị cắt ngƣỡng bất kỳ LAHH-0303A, LAHH-0403A,

LAHH-0407A gửi tín hiệu về PLC và PLC sẽ xuất ra tín hiệu Alarm cảnh báo, hiển thị
trên màn hình DCS đồng thời gây ra tín hiệu PSD (Shut down máy nén) , đóng van
đầu vào và đầu ra máy nén SDV-0201A, SDV-0501A.
Tín hiệu LALL-0303A đạt sẽ gửi về PLC, PLC sẽ xuất ra alarm cảnh báo, hiển
thị trên màn hình DCS, xuất tín hiệu đóng van XV-0301A.
Tín hiệu LALL-0403A đạt sẽ gửi về PLC, PLC sẽ xuất ra alarm cảnh báo, hiển
thị trên màn hình DCS, xuất tín hiệu đóng van XV-0401A.

16


Tín hiệu LALL-0407A đạt sẽ gửi về PLC, PLC sẽ xuất ra alarm cảnh báo, hiển
thị trên màn hình DCS, xuất tín hiệu đóng van XV-0402A.
1.3.3. Thiết bị giàn nén khí rồng.
1.3.3.1. Bình tách pha.
Bình tách là một hệ thống thiết bị trong hệ thống vận chuyển xử lý dầu thô.Ứng
dụng thông thƣờng nhất là tách dầu, khí nƣớc khỏi nhau.
Chất lỏng phải đƣợc loại bỏ ra khỏi khí để tránh sự tích tụ của chúng trong đƣờng
dẫn khí làm hạn chế tốc độ dòng chảy.
a. Bình tách trụ đứng 2 pha (dầu và khí) (Hình 1.6)

Hình 1.6. Bình tách hình trụ đứng 2 pha
1- Cửa vào của hỗn hợp;

2- Bộ phận tạo va đập;

3- Bộ phận chiết sƣơng;

4- Đƣờng xả khí;

5- Đƣờng xả chất lỏng.
b. Bình tách trụ ngang 2 pha.(Hình 1.7)

17


Hình 1.7. Bình tách hình trụ nằm ngang 2 pha
1- Đƣờng vào của hỗn hợp;

4- Đƣờng xả khí;

2- Bộ phận tạo va đập;

5- Đƣờng xả chất lỏng.

3- Bộ phận chiết sƣơng;
1.3.3.2. Van điều khiển mức

Hình 1.8. Van điều khiển DCV-5010/6020.
- DVC-5010/6010: Áp dụng cho van (cơ cấu chấp hành) dịch chuyển
- DVC-5020/6020: Áp dụng cho van (cơ cấu chấp hành) xoay
Bộ điều khiển van gồm có: module khí đƣa khí nén đến đóng mở van và Module
I/P biến đổi tín hiệu điện thành tín hiệu điều khiển module khí
Hệ thống trên giàn DGCP sử dụng hai hệ Control Valve chính là DVC5000/6000 Sliding-stem Control Valve DVC-5010 Rotary Control Valve DVC-6020.

18