Công nghê hóa học thực tập tài nhà máy dinh cố

Công Ngh Hóa H cệ ọ
Thứ sáu, ngày 30 tháng chín năm 2011
th c t p t i nhà máy Dinh cự ậ ạ ố
Mở đầu
Với sự phát triển không ngừng của khoa học công nghệ cũng
như sự phát triển của các ngành công nghiệp nên nhu cầu sử dụng
năng lượng ngày càng tăng. Từ đó các ngành chế biến năng lượng
cũng ngày càng mở rông và phát triển.
Thấy được nhu cầu cấp thiết về sử dụng năng lượng, nhà
nước ta đã tiến hành xây dựng những nhà máy sản xuất năng lượng
đáp ứng cho công cuộc công nghiệp hóa và hiện đại hóa. Trong đó
ưu tiên xây dựng các nhà máy có khả năng tân dụng triệt để các
nguồn nguyên liệu bị bỏ phí hoặc chưa sử dụng đúng cách, để tạo ra
các nguồn năng lượng có giá trị kinh tế cao.
Chính vì vậy, Nhà máy Xử Lý Khí Dinh Cố đươc thành lập
nhằm tận dụng khí đốt bỏ của các mỏ khai thác dầu. Và nhằm sản
xuất ra các nguồn năng lượng đang có nhu cầu sử dụng, trị giá kinh
tế rất cao :
+ Khí hóa lỏng (LPG) : hỗn hợp hydrocacbon nhẹ chủ yếu là
propane, propene, butane và butene, có thể bảo quản và vận chuyển
dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở nhiệt độ môi
trường . Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khí DInh Cố sản xuất đáp
ứng khoảng 30- 35% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam. LPG được
xuất đi với số lượng lớn từ kho cảng Thị Vải và phân phối đến các
khách hàng bằng tàu. Nhu cầ sử dụng LPG ở Việt Nam gia tăng
đáng kể trong những năm vừa qua. Số liệu cho thấy mức tăng từ
5.000 tấn trong năm 1993 lên đến 790.000 tấn trong năm 2005. Dự
báo nhu cầu trongnhững năm tới sẽ tiếp tục tăng ở cả hai lĩnh vực
công nghiệp và dân dụng.
+ Condensate là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phân
đoạn trong nhà máy xử lý khí. Thành phần condensate bao gồm chủ

yếu là Hydrocacbon C5



Hình 1: nhu cầu sử dụng LPG và condensate
+ Khí khô tự nhiên được sử dụng nhiều ở các quốc gia trên thế giới
nhờ có những đặc tính ưu việt: là một loại nhiên liệu sạch, bảo vệ
môi trường và tiện lợi. Ngày nay, khí là một loại nhiên liệu được lựa
chọn để sản xuất điện và được sử dụng rộng rãi ở các ngành công
nghiệp khác (thực phẩm, dệt may, cơ khí, máy móc, vật liệu xây
dựng, hóa chất).
Ở Việt Nam, khí khô được sử dụng chủ yếu để sản xuất điện. Các
yếu tố như công nghệ cao , bảo vệ môi trường, chi phí thấp đã giúp
khí trở thành một loại nhiên liệu ngày càng quan trọng để sản xuất
điện. Khí còn là một nhiên liệu đầu vào quan trọng trong ngành công
nghiệp hóa chất. Hiện nay, PV GAS đang cung cấp cho các nhà máy
điệnBà Rịa, Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 2.2, Phú Mỹ 3, Phú Mỹ 4,
công ty sản xuất phân bón, thép, vật liệu xây dựng, gốm sứ, gạch,
thủy tinh như công ty phân đạm và hóa dầu Dầu Khí, công ty Vedan,
công ty Taicera, Trong những năm sắp tới, số lượng các khách
hàng tiêu thụ khí sẽ không ngừng gia tăng và ngày càng đa dạng.


Hình 2: sản lương khí khô
Với việc tân dụng các khí tự nhiên và các khí đồng hành để sản
xuất ra các nguôn năng lượng có giá trị kinh tế và giá trị ứng dụng
cao thì Nhà Máy Xử Lý Khí Dinh Cố có tiềm năng phát triển và mở
rộng cao, nhằm đáp ứng nhu cầu năng lượng trong nước và góp
phần vào công cuộc công nghiệp hóa – hiên đại hóa đất nước.
PHẦN I :TỔNG QUAN VỀ NGÀNH KHÍ VIỆT NAM

I. TIỀM NĂNG KHÍ VIỆT NAM
Nền tảng cơ bản để phát triển ngành công nghiệp khí ở nước
ta, phải kể đến là tiềm năng nguồn khí. Việt Nam được thế giới nhìn
nhận là một quốc gia dầu khí non trẻ trong cộng đồng các quốc gia
dầu khí trên thế giới. Con số ước tính về tiềm năng dầu khí
Việt Namlà 28 - 110 tỷ m
3
, rất là thấp so với kết quả thăm dò, tính
toán hiện nay.
Theo petroVietNam Gas : Tiềm năng nguồn khí Việt Nam ở bốn vùng
trũng chính là sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Mã Lai - Thổ
Chu có khả năng cung cấp khí trong vài thập kỉ tới.
Trữ lượng thực tế(tỷ m
3
) Trữ lượng tiềm năng(tỷ m
3
)
Sông Hồng 5,6 – 11.2 28 – 56
Cửu Long 42 - 70 84 - 140
Nam Côn Sơn 140 - 196 532 – 700
Ma lai - Châu thổ 14 - 42 84 – 140
Các vùng khác 532 - 700
Tổng 201,6 – 319,2 1260 - 1736
Hiện nay khí thiên nhiên ở Việt Nam mới chỉ khai thác ở Tiền
Hải. Ở thềm lục địa phía Nam đã phát hiện khí thiên nhiên ở mỏ
Rồng, mỏ Lan Tây, Lan Đỏ và sẽ được khai thác trong thời gian gần
đây.
+ Mỏ Tiền Hải (Thái Bình ) : Là mỏ khí thiên nhiên trong đất liền
được khai thác từ năm 1981. Hằng năm cung cấp từ 10 - 30 triệu
m

3
khí.
Ngoài các mỏ khí thiên nhiên thì phải kể đến lượng khí đồng hành từ
các mỏ dầu nó cung cấp một lượng khí rất lớn.
+ Mỏ Bạch Hổ : là dạng khí đồng hành, đi kèm khi khai thác dầu, mỗi
tấn dầu có thể thu được từ 180 - 200 m
3
khí đồng hành. Từ tháng
5/1995 đưa vào vận hành thương mại hệ thống dẫn khí khí Bạch Hổ
vào bờ từ một triệu tấn đến hai rồi đến ba m
3
khí ngày đêm trong giai
đoạn một. Sau khi lắp đặt thêm hệ thống máy nén vào giai đoạn hai
thì sản lượng khí đồng hành tại mỏ Bạch Hổ được nâng lên 4,1 triệu
m
3
khí ngày đêm, sau đó sản lượng khí vào bờ là 4,3 triệu m
3
ngày
đêm.
Hiện nay lượng khí dẫn vào bờ để cung cấp cho nhà máy chế
biến khí Dinh Cố và các nhà máy nhiệt điện phía Nam là 4,7 triệu tấn
m
3
khí ngày đêm, lượng này được dẫn từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng
Đông. Trong thời gian tới lưu lượng khí được dẫn vào bờ cung cấp
cho các nhà máy này là 5,7 triệu m
3
khí ngày đêm.
Vào năm 2003 khí từ các mỏ Nam Côn Sơn cung cấp cho nhà máy

chế biến khí Nam Côn Sơn.
Ngoài khu vực trên, ở thềm lục địa Miền Trung cũng đã phát
hiện một số mỏ khí nhưng hàm lượng CO
2
có trong mỏ quá cao đến
75% trong đó hàm lượng hyđrocacbon không đáng kể. Vì vậy khi sử
dụng thì không có hiệu quả kinh tế, nên các mỏ này không được khai
thác.
Thành phần khí đồng hành với một số mỏ dầu
Cấu tử Bạch Hổ Rồng Đại Hùng
C
1
71.59 76.54 77.25
C
2
12.52 6.98 9.49
C
3
8.61 8.25 3.38
iC
4
1.75 0.78 1.34
nC
4
2.96 0.94 1.34
C
5
+
1.84 1.49 1.26
CO

2
, N
2
0.72 5.02 4.5
Thành phần khí thiên nhiên ở Việt Nam
Các cấu tử
Thành phần khí (%)
Tiền Hải Rồng (mỏ khí)
C
1
87,64 84,77
C
2
3,05 7,22
C
3
1,14 3,46
iC
4
0,12 1,76
nC
4
0,17
C
5
+
1,46 1,3
CO
2
, N

2
6,42 1,49
II. CÁC DỰ ÁN KHAI THÁC, SỬ DỤNG KHÍ THIÊN NHIÊN VÀ KHÍ
ĐỒNG HÀNH Ở VIỆT NAM
1. Dự án sử dụng khí đồng hành mỏ Bạch Hổ
a/ Giai đoạn Ia (Fast Track ):
Công trình đã được dự kiến liên doanh một phần hoặc toàn bộ
với đối tác nưóc ngoài. Song song với quá trình tìm đối tác liên
doanh, chính phủ đã phê duyệt thiết kế tổng thể và cho phép triển
khai công trình để sớm đưa khí vào bờ, với mục đích cung cấp cho
nhà máy chế biến khí Dinh Cố và các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ
và một số công trình hạng mục khác.
Thiết bị tách khí cao áp trên giàn công nghệ trung tâm số 2 tại
mỏ Bạch Hổ. Giàn ống đứng và các công trình phụ trợ tại mỏ Bạch
Hổ.
Đường ống đường kính 16” dài 124 Km từ Bạch Hổ vào đến Bà
Rịa
Trạm xử lý khí Dinh Cố
Trạm phân phối khí tại Bà Rịa
Trạm điều hành trung tâm tại Vũng Tàu .
Các công trình tiêu thụ khí bao gồm các tổ hợp nhà máy điện Bà
Rịa, Phú Mỹ cũng được triển khai xây dựng.
b/Giai đoạn 2 (Fast Track Extevsion ):
Giai đoạn sớm đưa khí vào bờ được mở rộng với việc lắp đặc
các hạng mục: Gìan nén nhỏ tại giàn công nghệ trung tâm số 2 tại
mỏ Bạch Hổ, hệ thống táchkhí sơ bộ
Các thiết bị trạm Dinh Cố, Bà Rịa được chuyển đổi phù hợp, lắp đặc
bổ sung
Đường ống dài khoảng 22 Km từ trạm Bà Rịa đến Phú Mỹ
Trạm phân phối khí Phú Mỹ với đây chuyền công nghệ số 1, công

suất 1 triệu m
3
khí /ngày đêm và 100% dự phòng được đưa vào hoạt
động với phương án Bypass.
Hiện nay đã hoàn thành công nghệ số 2 và cung cấp 3 triệu m
3
khí
ngày đêm cho nhà máy điện Phú Mỹ.
c/Giai đoạn 3
Giàn nén trung tâm bắt đầu vận hành thương mại, cùng với việc lắp
đặt cụm sử lý tạm thời ở ngoài khơi, nâng cấp hệ thống công nghệ
giai đoạn trước và mởi rộng thêm.
Hệ thống đã nâng công suất lên 3 triệu m
3
khí ngày đêm với phương
án tiếp
nhận:
Nhà máy điện Bà Rịa : 0,4 - 1,4 triệu m
3
ngày đêm.
Nhà máy điện Phú Mỹ : 0,8 - 1,7 triệu m
3
ngày đêm
Từ tháng 12/1998 giàn nén khí trung tâm bắt đầu vận hành ở chế độ
ba tổ máy nén cung cấp 4,1 triệu m
3
ngày đêm cho nhà máy chế biến
khí Dinh Cố.
Hiện nay với sự hoàn tất các công nghệ và mở rộng thêm thì lượng
khí vào bờ cung cấp cho nhà máy chế biến khí Dinh Cố là 4,7 triệu

m
3
ngày đêm và trong thời gian tới thì lượng này được nâng lên là
5,7 triệu m
3
ngày đêm.
2. Xây dựng nhà máy chế biến khí Dinh Cố
Công việc xây dựng và vận hành nhà máy chế biến khí được phân ra
theo từng giai đoạn sau :
Giai đoạn AMF : Sản phẩm của nhà máy bao gồm khí thương mại
(chưa tách C
3
,C
4
) và condensat.
Giai đoạn MF : Sản phẩm của nhà máy là khí thương mại (đã tách
C
3
,C
4
),
Bupro và condensat.
Giai đoạn GPP : Sản phẩm của nhà máy là khí C
1
,C
2
,C
3
,C
4

và
condensat.
Song song với việc xây dựng nhà máy thì hệ thống ống dẫn và kho
Cảng Thị Vải cũng được xây dựng.
3. Dự án khí đốt Nam Côn Sơn
Các mỏ Lan Tây, Lan Đỏ là hai mỏ khí được BP phát hiện, thuộc khu
vực bể
Nam Côn Sơn, cách Vũng Tàu 370 Km về phía Đông Nam. Trữ
lượng hai mỏ này khoảng 58 tỷ m
3
khí.
Dự án khí đốt Nam Côn Sơn được các bên petroVN, Mobil, BHP, BP,
Statoil xúc tiến làm dự án khả thi trị giá dự kiến 500 triệu USD.Việc
khai thác khí sẽ được bắc đầu vào khoảng năm 2003, mỏ Lan Tây sẽ
được khai thác trước, vì có trữ lượng lớn hơn và cho phép khai thác
khí nhiều hơn. Theo kế hoạch đó cũng đang xây dựng đường ống
dẫn khí Nam Côn Sơn, là đường ống dẫn khí hai pha dài nhất thế
giới, có 26” và 30”, áp suất vận hành là 160 bar, khí sẽ được tách
nước và làm khô tại giàn khai thác ngoài khơi. Như vậy khí và khí
ngưng tụ sẽ được đưa vào bờ tại Long Hải, sau đó được xử lý tại
Dinh Cố.
PHẦN II : GIỚI THIỆU VỀ NHÀ MÁY XỬ LÝ
KHÍ DINH CỐ
Với công ty mẹ - Tổng Công ty Khí (PV GAS) là Công ty trách
nhiệm hữu hạn một thành viên được thành lập trên cơ sở tổ chức lại
Công ty TNHH một thành viên Chế biến và Kinh doanh sản phẩm khí
và các đơn vị thuộc Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đang hoạt
động vận chuyển, tàng trữ, chế biến và kinh doanh khí và sản phẩm
khí. Được thành lập vào Ngày 20 tháng 9 năm 1990.
Tháng 01 năm 1994, PV GAS bắt đầu thực hiện dự án khí

Bạch Hổ (Bạch Hổ GUP) với mục đích đưa khí đồng hành từ mỏ
Bạch Hổ vào bờ để sử dụng. Tháng 5 năm 1995, ngành công nghiệp
khí chính thức ra đời với sự kiện PV GAS hoàn thành hệ thống
đường ống dẫn khí Bạch Hổ - Bà Rịa , đồng thời tiến hành xây dựng
nhà máy chế biến khí Dinh Cố chấm dứt việc đốt bỏ ngoài khơi khí
đồng hành của mỏ Bạch Hổ và bắt đầu cung cấp khí cho Nhà máy
nhiệt điện Bà Rịa.
Tháng 10 năm 1999, PV GAS vận hành Nhà máy xử lý khí
Dinh Cố và Kho cảng Thị Vải, đánh dấu việc hoàn thành toàn bộ dự
án khí Bạch Hổ giúp PV GAS có khả năng cung cấp khí khô, LPG và
Condensate cho thị trường nội địa. Hiện nay Nhà máy xử lý khí Dinh
Cố sản xuất khoảng 1,5 tỷ m3 khí khô, 130.000 tấn Condensate,
350.000 tấn LPG/năm.

I. MỤCĐÍCH CỦA VIỆC XÂY DỰNG NHÀ MÁY
+ Xử lý, chế biến khí đồng hành thu gom được trong quá trình khai
thác dầu tại mỏ Bạch Hổ.
+ Cung cấp khí thương phẩm làm nhiên liệu cho các nhà máy điện
Bà Rịa, Phú Mỹ và làm nhiên liệu cho các ngành công nghiệp khác.
+ Thu hồi các sản phẩm lỏng có giá trị kinh tế cao hơn so với khí
đồng hành ban đầu:
• Cung cấp LPG cho thị trường trong nước và quốc tế
• Sản phẩm condensate ( xăng nhẹ ) cho xuất khẩu
• Cơ sở của các công nghệ được áp dụng tại nhà máy chỉ là những
phương pháp biến đổi vật lý
Việc xây dựng nhà máy sẽ tận dụng được một lượng lớn khí đồng
hành bị đốt lãng phí ở ngoài khơi và làm tăng hiệu quả kinh tế trong
quá trình sử dụng nó. Hơn nửa khí đồng hành là một nguồn năng
lượng sạch để sử dụng, có giá thành rẽ và được xem là nhiên liệu lý
tưởng để thay thế Than, Cũi, Dầu diezel

II. VỊ TRÍ NHÀ MÁY
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được xây dựng tại Thị xã An
Ngãi, huyện Long Đất, tĩnh Bà Rịa - Vũng Tàu, cách Long Hải 6 Km
về phía bắc, cách điểm tiếp bờ của đường ống dẫn khí từ Bạch Hổ
khoảng 10 Km. Diện tích nhà máy 89600 m
2
( dài 320m, rộng 280m ).
III. DỰ ÁN MỞ RỘNG
Nhà máy xử lý khí Dinh Cố đang có dự án mở khu sản xuất với
việc xây dựng thêm khu chế biến khí êtan thành khí axetylen. Lượng
khí khô của nhà máy nếu dẫn sang nhà máy điện đạm để đốt thì giá
thành của khí khô thấp.
Như chúng ta đã biết axetylen là chất đầu ngành của ngành hóa
chất. từ axetylen có thể tổng hợp thành các hợp chất có giá trị kinh tế
cao như: nhựa PVC, cao su, benzene, các hợp chất hữu cơ có giá trị
ứng dụng hơn.
Do đó việc tiến hành xây dựng khu sản xuất axetylen la rất khả
quan.
IV. SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ
Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ, được dẫn vào
bờ theo đường ống 16” và được xử lý tại nhà máy chế biến khí Dinh
Cố nhằm thu hồi LPG và hydrocacbon nặng hơn. Phần khí khô được
làm nhiên liệu cho nhà máy điện Phú Mỹ, Bà Rịa.
Nhà máy được thiết kế với công nghệ Turbo Expander nhằm thu hồi
C
3
, C
4
và condensat. Các sản phẩm Lỏng, Khí sau khi ra khỏi nhà
máy được dẫn theo 3 đường ống 6” đến kho cảng xuất LPG Thị Vải

cách Dinh Cố 28 Km.
Sự ưu tiên hàng đầu của nhà máy là duy trì dòng khí cung cấp cho
nhà máy điện, thu hồi các sản phẩm Lỏng từ khí được ưu tiên ít hơn.
+ Ưu tiên đối với việc cung cấp khí khô cho các nhà máy điện:
Trong trường hợp nhu cầu khí của các nhà máy điện cao hơn lượng
khí cung cấp từ biển vào thì việc thu hồi các thành phần Lỏng sẽ
được giảm tối thiểu nhằm bù đắp cho nhu cầu khí.
+ Ưu tiên cho các sản phẩm LPG:
Việc thu hồi LPG và Condensat ít được ưu tiên hơn ( ở đây ta xét về
lưu lượng ).
+ Ưu tiên cho sản xuất Dầu:
Trong trường hợp nhu cầu tiêu thụ khí của các nhà máy điện thấp
hơn so với khí cung cấp từ ngoài biển, thì khí khô dư sau khi đã thu
hồi Lỏng, rồi sẽ được đốt tại nhà máy.
1. Các giai đoạn thiết kế nhà máy
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được thiết kế xây dựng theo 3 giai
đoạn:
+ Giai đoạn AMF
+ Giai đoạn MF
+ Giai đoạn GPP
Ba chế độ này được áp dụng vì thời gian đưa đề án vào sử dụng
quá ngắn và một vài thiết bị như máy nén, tháp tách chưa được đặt
hàng chế tạo, chưa lắp đặc kịp thời trong thời gian đầu.
2. Điều kiện nguyên liệu vào
Áp suất : 109 bar
Nhiệt độ : 25,6
o
C
Lưu lượng : 4,7 triệu tấn m
3

khí /ngày đêm
Hàm lượng nước : chứa nước ở điều khiển vận chuyển cấp cho nhà
máy. Hàm lượng nước này sẽ được khử bằng thiết bị khử nước
trước khi vào nhà máy.
Thành phần khí vào nhà máy
Cấu tử Phần mol (%) Cấu tử Phần mol (%)
N
2
0.21 C
6
0.51
CO
2
0.06 C
7
0.26
CH
4
70.85 C
8
0.18
C
2
13.41 C
9
0.08
C
3
7.5 C
10

0.03
iC
4
1.65 Cyclo C
5
0.05
nC
4
2.37 Cyclo C
6
0.04
iC
5
0.68 benzen 0.04
PHẦN III : QUÁ TRÌNH CHẾ BIẾN KHÍ TẠI NHÀ MÁY XỬ
LÝ KHÍ DINH CỐ
I . CÁC CHẾ ĐỘ HOẠT ĐỘNG CỦA NHÀ MÁY CHẾ BIẾN
KHÍ DINH CỐ
Để đảm bảo cho việc vận hành Nhà máyđược linh hoạt (đề phòng
một số thiết bị chính của nhà máy bị sự cố), và hoạt động của nhà
máy liên tục (khi thực hiên bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị ) không
gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho các nhà máy điện, đạm,
do đó nhà máy đươc lắp đăt và hoạt động theo các chế độ chính:
- Chế độ AMF: Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.
- Chế độ MF: Cụm thiết bị tối thiểu.
- Chế độ GPP: Cụm thiết bị hoàn thiện.
- Chế độ MGPP: chế độ GPP sửa đổi
Ngoài 4 chế độ trên trong quá trình vận hành nhà máy tùy theo tình
trạng vận hành bảo dưỡng của thiết bị mà VHV có thể linh hoạt điểu
chỉnh chế độ vận hành để đảm bảo tính an toàn và hiệu quả thu hồi

lỏng tối đa.
Nhà máy GPP được thiết kế dựa trên lưu lượng khí ẩm là 4,3
triệu m
3
/ ngày. Với lưu lượng này, áp suất đầu vào của nhà máy
sẽ khoảng 109 barG và là thông số quan trọng quyết định hiệu suất
làm việc của thiết bị bên trong nhà máy. Năm 2001 cùng với việc đưa
khí Rạng Đông vào xử lí, lưu lượng khí qua nhà máy đạt mức tối đa
khoảng 5,7 triệu m
3
/ ngày, áp suất đầu vào GPP giảm xuống còn
khoảng 70-75 barG, cụm máy nén K-1011 đã được lắp đặt nhằm
nâng áp suất khí đầu vào tới áp suất thiết kế 109 barG. Từ sơ đồ
công nghệ chính của nhà máy có 1 số thay đổi chính gồm:
- Khí đầu vào GPP được nâng áp từ 70-75 barG và nhiệt độ khí
sau trạm khí K-1011 tăng lên khoảng 45
0
C cao hơn so thiết kế.
- Áp suất bình tách V-03 giảm từ 75 barG xuống 45 barG để
đạt 2 mục đích: (a) lượng khí ẩm vượt quá công suất vận hành của
GPP được bypass qua V-101 để cấp thẳng cho các hộ tiêu thụ. Lỏng
được tách ở V-101 sẽ được đưa về V-03 để xử lí. (b) lỏng tách
được tại Scrubber trước K-1011 cũng được đưa về V-03 để đảm bảo
an toàn.
Trong các chế độ vận hành nói trên, hai chế độ AMF, MF là các
chế độ được thiết kế để vận hành trong giai đoạn lắp đặt, chạy thử.
Sau khi hoàn thành việc lắp đặt, các chế độ này rất ít khi được sử
dụng mà sẽ thay đổi tuỳ theo điểu kiện của các thiết bị. Để phù hợp
với mục đích ban đầu, trong báo cáo này sẽ trình bày 2 chế độ này
theo đúng thiết kế với các ghi chú về thay đổi hiện tại. Còn lại báo

cáosẽ tập trung cập nhật các thông số vận hành và công nghệ cho
chế độ GPP và MGPP.

1. QUI TRÌNH AMF:
1.1 Qui trình hoạt động
Dòng khí từ ngoài mỏ vào nhà máy với P = 109 bar, t = 25,6
o
C
được đưa qua thiết bị SC, dòng khí và Lỏng sẽ được tách ra theo
các đường ống riêng biệt để tiếp tục đi vào các hệ thống công nghệ
tiếp theo của nhà máy, đồng thời phần lớn nước trong condensat
cũng được tách ra và thải trong thiết bị này. Dòng Lỏng từ SC sẽ
được giảm áp và đưa vào bình tách V-03 để tách thêm phần nước
còn lẫn lại trong condensate. Bình này được gia nhiệt để tránh tạo
thành hydrat. Dòng condensat từ V-03 được đưa đến bộ trao đổi
nhiệt chéo condensat/ condensat (E04 ) trước khi đi vào tháp tách
Êtan (C01). Dòng khí từ SC được đưa qua bình tách V08 nhằm tách
triệt để các hạt Lỏng bị lôi cuốn theo dòng khí, nhằm đảm bảo hoạt
động cho injetor.
Khí đầu ra của V-08 được đưa đến thiết bị hòa dòng EJ-01A/B/C
để giảm áp suất từ 109 bar xuống 47 bar. Việc giảm áp này có tác
dụng hút khí từ đỉnh tháp C-01. dòng ra là dòng hai pha có áp suất
47 bar và nhiệt độ 20
0
C. ở chế độ AMF phần đỉnh của tháp hoạt động
như bình tách khí lỏng thông thường. tháp C-05 tách phần lỏng
ngưng tụ do sự sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi qua EJ-
01A/B/C. dòng khí ra từ đỉnh tháp C-05 được đưa ra đường khí
thương phẩm để cung cấp cho các nhà máy điện. lỏng tại đáy C-05
được đưa vào đĩa thứ 1 của tháp C-01. chế độ AMF tháp C-01 có 2

dòng nhập liệu:
- dòng từ V-03 vào đĩa thứ 14 của tháp C-01.
- Dòng lỏng từ đáy của tháp C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01.
Áp suất hơi của condensate giảm đi và được điều chỉnh trong tháp
C-01 nhằm mục đích: phù hợp cho việc chứa trong bồn chứa ngoài
trời. với ý nghĩa đó, trong chế độ AMF tháp C-01 hoạt động như tháp
ổn đỉnh condensate. Trong đó, phần lớn hydrocacbon nhẹ hơn butan
được tách ra khỏi condensate nhờ thiết bị gia nhiệt E-01AB đến
194
0
C. khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 64
0
C được trộn với khí nguyên
liệu nhờ EJ-01A/B/C. dòng condensate ở đáy tháp được trao đổi
nhiệt tại E-04AB và được làm lạnh bằng không khí ở E-09 để giảm
nhiệt độ xuống 45
0
C trước khi ra đường ống dẫn condensate về kho
cảng hoặc bồn chứa TK-21.
1.2 Thiết bị nén của AMF
Đối với khí từ SC của chế độ AMF thì thiết bị tách nước bằng
phương pháp hấp phụ ( V06A&B ) sẽ được bypass do quá trình
hydrat là không cần thiết. Vì vậy, khí đưa đến máy nén EJ- A/B/C
như một dòng động với áp suất giảm từ 109- 45 bar. Mục đích chính
của EJ là nén khí từ C01 từ 20 đến 45 bar. Vì vậy cần phải giữ áp
suất của tháp tách C
2
ở 20 bar. Thiết bị EJ bao gồm 3 ejector, năng
suất tương ứng là 50%, 30%, 20% so với dòng Lỏng. Đặc trưng
quan trọng của ejector là vùng hoạt động nhỏ. Vì vậy không nên lắp

đặc nối tiếp van điều áp trên đường bypass của ejector (PV-
0805 ) điều chỉnh lưu lượng tương ứng với 30% dòng tổng. Việc
diều khiển áp suất của tháp tách Êtan ở 20 bar bằng việc bypass
dòng khí động khi EJ hoạt động hết công suất. Khi EJ hoạt động
không hết công suất thì khí thừa từ đỉnh tháp tách etan được đưa đi
đốt thông qua van PV- 1303B. Vì vậy hệ thống tách etan được đảm
bảo nhờ việc điều khiển áp suất đỉnh.
1.3 AMF Rectifier
Từ EJ, khí được khí được đưa đến đĩa trên cùng của C05 và trên
cùng một đĩa khí từ V03 cũng được phun vào để tách Lỏng từ khí
dưới nhiệt độ 20,7
o
C, P= 45 bar được duy trì bởi PIC- 1114 lắp đặc
trên ống dẫn khí thương phẩm. Phần đỉnh của Rectifier hoạt động
như thiết bị phân tách Lỏng hơi. Lượng Lỏng đi ra khởi đáy Rectifier
được điều khiển bằng thiết bị điều khiển mức và đến đỉnh của tháp
tách Etan.
1.4 AMF Deethanizer
Ở chế độ này tháp tách Ethan có hai dòng nhập liệu : Một dòng
Lỏng từ V03 và dòng kia từ đáy C05. Dòng later được nạp liệu ở đỉnh
bao gồm 80% mol Lỏng và cung cấp cho dòng hồi lưu đỉnh của quá
trình chưng cất, dòng còn lại được đưa vào đĩa thứ 14 (đĩa thứ 20 thì
ở chế độ MF và GPP ).
Áp suất hơi của condensat được giảm và điều chỉnh trong thiết bị này
dưới áp suất khí quyển phù hợp với điều kiện lưu trữ. Như vậy ở chế
độ AMF thì thiết bị Deethanizer như một thiết bị ổn định condensat
mà hầu hết các H-C nhẹ butan được tách ra khởi condensat nhờ
thiết bị đun sôi lại E- 01A/B lên đến 194
o
C và khí đỉnh là 64

o
C sẽ
được trộn lẫn với khí thương mại nhờ thiết bị EJ- 01A/B/C.
1.5 điều khiển áp suất khí ở chế độ AMF
Áp suất khí ra được khống chế ở 45 bar nhờ van điều áp PV-
1114A trên đường ra ngay trước hệ thống khí thương phẩm. Khí vào
ở áp suất 109 bar sau khi qua EJ thì áp suất còn lại là 45 bar (bằng
áp suất ra ). Khi khí vào nhỏ hơn 109 bar hoặc khí cung cấp từ ngoài
khơi nhỏ hơn công suất nhà máy thì công suất của EJ co thể thừa, vì
vậy áp suất của tháp Deethanizer có
thể lớn hơn 20 bar. Trong trường hợp này một trong ba EJ phải được
lựa chọn và dần áp suất đầu ra sẽ được điều chỉnh lên gần 109 bar.
Vì vậy áp suất của tháp tách Etan có thể điều khiển đạt 20 bar .Ngay
khi việc lựa chọn công suất của EJ có thể không đủ thì lượng khí dư
thì có tự động được đem đi đốt thông qua van PV- 1303B gắn trên
đầu ra của dòng khí.
2. QUI TRÌNH MF( thiết kế)
Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy. Thiết bị của chế
độ này bao gồm toàn bộ các thiết bị của chế độ AMF ( trừ EJ-A/B/C)
và được bổ sung thêm các thiết bị chính sau:
- tháp ổn định condensate C-02
- các thiết bị trao đổi nhiệt: E-14, E-20.
- Thiết bị hấp thụ V-06AB
- Máy nén K-01, K-04AB.
Sơ đồ công nghệ chế độ MF có thể được mô tả như sau:
Dòng khí từ slug catcher được đưa đến bình tách lọc V-08, thiết bị
này có chức năng: tách nước, hydrocacbon lỏng, dầu và lọc các hạt
rắn, nhằm bảo vệ lớp chất hấp thụ trong V-06AB khỏi bị hỏng và
giảm hoạt tính cũng như giảm tuổi thọ của chúng. Sau khi được lại
nước tại V-06AB dòng khí được đưa đồng thời đến hai thiết bị E-14

và E-20 để làm lạnh. Dòng khí sau khi ra khỏi E-14 và E-20 là dòng
hai pha (lỏng – khí) được đưa vào tháp C-05 để tách lỏng. Khí ra từ
đỉnh tháp C-05 được sử dụng như tác nhân làm lạnh bậc một cho
dòng nguyên liệu tại E-14 được làm lạnh bậc hai tại van FV-1001.
Dòng khí ra từ đỉnh C-05 sau khi trao đổi nhiệt qua E-14 nhiệt độ
được tăng lên đủ điều kiện cung cấp cho nhà máy điện.
Hai tháp hấp thụ V-06AB được sử dụng luân phiên. Khi tháp này làm
việc thì tháp kia tái sinh. Quá trình tái sinh xúc tác được thực hiện
nhờ sự cung cấp nhiệt của dòng khí thương phẩm nâng nhiệt độ lên
220
0
C, dòng ra khỏi thiết bị V-06AB được làm mát tại E-15 và được
tách lỏng ở V-07 trước khi ra đường khí thương phẩm.
Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF giống như chế độ AMF, ngoại
trừ việc đưa khí từ V03 đến C-01 thay vì đến C-05 như chế độ AMF.
Ngoài ra trong chế độ MF, tháp C-02 được đưa vào vận hành để thu
hồi Bupro. Nhằm tận dụng Bupro và tách một phần metan, etan còn
lại, dòng khí ra từ V-03 được đưa đến tháp C-01 để tách triệt để C2.
Dòng lỏng ra khỏi V-03 được đưa đến tháp C-01 sau khi được gia
nhiệt từ 20
0
C đến 80
0
C tại thiết bị E-04AB nhờ dòng lỏng ra từ tháp
C-02. Tháp C-01 có 3 dòng nguyện liệu được đưa vào:
- Dòng khí đến từ V-03 vào giữa đĩa thứ 2 và 3 của tháp C-01.
- Dòng lỏng từ V-03 vào đĩa thứ 20 của tháp C-01.
- Dòng lỏng đến từ đáy C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01.
Tại đây các hydrocacbon nhẹ như C1,C2 được tách ra và đi lên đỉnh
tháp, sau đó được nén từ 25 bar lên 47 bar nhờ máy nén K-01 trước

khi dẫn vào đường khí thương phẩm.
Phần lỏng ra từ đáy tháp C-01 được đến tháp C-02. Tháp C-02 làm
việc ở áp suất 11 bar, nhiệt độ đỉnh 60
0
C và nhiệt độ đáy 154
0
C. tại
đây C5
+
được tách ra và đi ra ở đáy tháp, sau đó được dẫn qua thiết
bị trao đổi nhiệt E-04AB dòng lỏng này được đưa đến làm lạnh tại
thiết bị quạt làm mát bằng không khí E-09 trước khi đưa ra đường
ống hoặc bồn chứa condensate thương phẩm TK-21.
Dòng hơi ra khỏi đỉnh tháp C-02 là LPG được ngưng tụ tại V-02, một
phần được cho hồi lưu trở lại C-02 để đảm bảo sự hoạt động của
tháp, phần còn lại theo đường ống dẫn sản phẩm LPG.
2.1. Xử lý condensate trong MF
Việc xử lý Condensate trong chế độ hoạt động MF là dòng khí
từ bình tách 3 pha được chuyển đến tháp tách ethane, Condensater
từ bình tách nhanh được chuyển đến tháp tách ethane sau khi được
gia nhiệt từ 20
o
C lên 80
o
C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B với
dòng nóng 155
o
C đi từ đáy tháp ổn định C-02. Mục đích chính của
thiết bị trao đổi nhiệt dòng là tận dụng và thu hồi nhiệt và gia nhiệt
cho dòng lạnh tránh hiện tượng tạo hydrate ở đầu ra của FV-1701,

khi áp suất hoạt động giảm từ 75 barA xuống 29 barA, nhiệt độ hoạt
động có thể duy trì ở 61
o
C (cao hơn nhiệt độ tạo thành hydrate 14
o
C)
trong điều kiện này.
2.2. Tháp tách etan trong chế độ hoạt động MF
Trong tháp tách ethane các hydrocacbon nhẹ như methane,
ethane được tách ra khỏi dòng khí lỏng và đi lên đỉnh tháp.nhiệt độ
đáy tháp C-01 được giữ ở 120
o
C thông qua các reboiler E-01A/B.
Hydrocacbon nhẹ được tách ra được nén từ 29barA lên 47barA bằng
máy nén (K-01,Deethanizer OVH D compressor) và được trộn với khí
thương phẩm K-01, Deethanizer OVHD compressor là máy nén kiểu
pittông đơn cấp được dẫn động động cơ khí 766kw, có thiết bị tách
lỏng đầu vào V-12 là bình tách thẳng đứng có đường kính 1200mm,
cao 3000mm được lắp đặt trước máy nén để laoị bỏ tất cả các giọt
còn lại trong dòng khí chất lỏng ở đáy của thiết bị tách lỏng được xả
vào hệ thống xả kín thông qua thiết bị điều chỉnh mức LICA-1401.
Chất lỏng từ đáy tháp ethane được chuyển đến tháp ổn định
(C-02, Stabilier) để thu hổi Bupro (sản phẩm đỉnh) và Condensate
(sản phẩm đáy ).
3. Chế độ GPP (thiết kế)
Các thiết bị chính:
Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy chế biến khí. Chế độ này bao
gồm các thiết bị của chế độ MF và được bổ sung một số thiết bị sau:
- Một tháp tách C3/C4: C-03
- Một tháp Stripper C-04

- Hai máy nén, K-02, K-03
- Thiết bị Turbo-Expander: CC-01
- Các thiết bị trao đổi nhiệt: E-17, E-11
Sơ đồ công nghệ GPP có thể được mô tả như sau:
Khí ngoài giàn vào nhà máy được tiếp nhận đầu tiên tại Slug Catcher
(SC-01/02), dòng lỏng ra có nhiệt độ 25,6
0
C và áp suất 109 bar được
đưa tới V-03. Dòng khí ra từ Slug catcher qua V-03 để tách nốt phần
lỏng còn lại, lượng lỏng được tách ra này được đưa tới bình tách V-
03 để xử lý, còn dòng khí ra từ V-08 đi vào V-06A/B để tách tinh
nước.
Trong chế độ này thiết bị Turbo-Expander được đưa vào hoạt
động thay thế E-20 trong chế độ MF, nên khoảng 2/3 lượng khí ra
khỏi V-06A/B được chuyển tới phần giãn nở của thiết bị CC-01, tại
đó khí được giãn từ 109 bar xuống 33.5 bar và nhiệt độ cũng giảm
xuống -18
0
C, sau đó dòng này được đưa vào tháp tinh lọc C-05.
Phần còn lại khoảng 1/3 dòng từ V-06A/B được đưa tới thiết bị
trao đổi nhiệt E-14 để làm lạnh dòng khí từ 26
0
C xuống -35
0
C nhờ
dòng khí lạnh ra từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -42,5
0
C. Sau đó, dòng
này lại qua van giảm áp FV-1001 ( áp suất được giảm từ 109 bar
xuống 47.5 bar, nhiệt độ cũng giảm xuống còn -62

0
C) rồi được đưa
vào tháp C-05 như một dòng hồi lưu ngoài đỉnh tháp.
Trong chế độ GPP, tháp C-05 làm việc ở áp suất 33.5 bar nhiệt
độ đỉnh -42
0
C và nhiệt độ đáy -20
0
C. Khí ra khỏi đỉnh tháp C-05 có
nhiệt độ -42.5
0
C được sử dụng làm lạnh khí đầu vào thông qua thiết
bị trao đổi nhiệt trước khi nén ra dòng khí thương phẩm bằng phần
nén của CC-01.
Quá trình thu hồi lỏng của chế độ này có khác biệt so với chế
độ AMF và chế độ MF do sự có mặt của tháp C-04 và các máy nén
K-02, K-03. Dòng khí ra từ đỉnh tháp C-01 được máy nén K-01 nén
từ 29 bar lên 47 bar rồi tiếp tục được làm lạnh trong thiết bị trao đổi
nhiệt E-08 ( tác nhân lạnh là dòng lỏng ra từ V-03 có nhiệt độ 20
0
C)
và vào tháp C-04 để tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong lỏng
đến từ V-05.
Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47.5 bar, nhiệt độ đỉnh và đấy lần
lượt là 44
o
C và 40
o
C. khí sau khi ra khỏi thiết bị C-04 được nén đến
áp suất 75 bar nhờ máy nén K-02 rồi được làm lạnh tại thiết bị trao

đổi nhiệt bằng không khí E-19. Dòng này được trộn lẫn với dòng khí
ra từ V-03, và được nén tới 109 bar bằng máy nén K-03, sau đó đó
được làm lạnh và nhập vào dòng khí nguyên liệu trước khi vào V-08.
Dòng lỏng ra từ tháp C-04 được đưa đến đĩa thứ 14 của tháp
C-01 dòng lỏng ra từ tháp C-05 được đưa đến đĩa thứ nhất của tháp
C-01 đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh tháp.
Trong chế độ này, tháp C-01 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt
độ đỉnh là 14
o
C và nhiệt độ đáy là 109
o
C. Sản phẩm đáy của tháp C-
01 chủ yếu là C3
+
được đưa đến tháp C-02 (áp suất việc của C-02 là
11 bar, nhiệt độ đỉnh 55
o
C và nhiệt độ đáy là 134
o
C) để tách riêng
condensate và bupro.
Dòng ra từ đỉnh tháp C-02 là hỗn hợp bupro được tiến hành
ngưng tụ hoàn toàn ở nhiệt độ 43
o
C qua hệ thống quạt làm mát bằng
không khí E-02, sau đó được đưa đến bình hồi lưu V-02 có dạng
nằm ngang, một phần bupro được bơm trở lại tháp C-02 để hồi lưu
bằng bơm P-01A/B, áp suất của bơm có thể bù đắp được sự chênh
áp suất làm việc của tháp C-02 (11 bar) và tháp C-03 (16 bar). Phần
bupro còn lại được gia nhiệt đến 60

o
C trong thiết bị gia nhiệt E-17
trước khi cáp cho tháp C-03 bằng chất lỏng nóng từ đáy tháp C-03.
sản phẩm đáy của tháp C-03 chính là condensate thương phẩm
được đưa ra bồn chứa hoặc dẫn ra đường ống vận chuyển
condensate về kho cảng Thị vải.
Sản phẩm ra từ đỉnh tháp C-03 là hơi propan được ngưng tụ
hoàn toàn ở nhiệt độ 46
o
C trong thiết bị E-11 được lắp tại đỉnh C-03
có dạng làm mát bằng không khí và được đưa đến thiết bị chứa hồi
lưu V-05 có dạng nằm ngang, sản phẩm propan lỏng này được bơm
ra khỏi V-05 bơm bằng các máy bơm, một phần propan thương
phẩm được tách ra bằng thiết bị điều khiển mức và chúng được đưa
đến đường ống dẫn propan hoặc để chứa propan V-21A. Phần còn
lại được đưa trở lại tháp C-03 như một dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh
tháp.
Tại tháp C-03, thiết bị trao đổi nhiệt E-10 được lắp đặt để cấp
nhiệt đun sôi lại bằng dầu nóng tới nhiệt độ 97
o
C. Nhiệt độ của nó
được điều khiển bởi van TV-2123 đặt trên ống dẫn dầu nóng. Butan
còn lại đưa ra bồn chứa hoặc đưa đến kho ảng Thị Vải sau khi được
giảm nhiệt độ đến 60
o
C bằng thiết bị trao đổi nhiệt E-17 và đến 45
o
C
nhờ thiết bị trao đổi nhiệt
E-12.

3.1. Loại nước và tái sinh (dehydration and regeneration)
Trong chế độ hoạt động này, dòng khí từ Slug catcher được
chuyển đến bình tách V-08, và sau đó được đưa vào 1 trong 2 tháp
hấp thụ song song (V-06 A/B) để loại bỏ nước chứa trong không khí.
Sau đó cho qua hệ thống lưới lọc F-01 A/B để loại bỏ các bụi bẩn,
tạp chất cơ học bị cuốn theo và đưa vào hệ thống khí xử lý khí tương
tự như trong chế độ MF.
3.2. Quá trình xử lý Condensate trong chế độ hoạt động GPP.
Quá trình xử lý dòng Condensate trong chế độ hoạt động GPP
khác so với chế độ hoạt động MF và AMF bởi vì trong chế độ hoạt
động GPP có thêm 2 thiết bị là Stripper và máy nén khí K-02/03.
Dòng lỏng và khí từ bình tách 3 pha được chuyển lần lượt đến 2 thiết
bị này.
Áp suất của bình tách C-03 được điều chỉnh ở 75 barA bằng
van PV-2002 lắp đặt trên đường hồi lưu của máy nén hồi lưu cấp 2
K-03. Condensate từ bình tách V-03 thông qua thiết bị điều chỉnh
dòng FV-1802 được liên kết với thiết bị điều chỉnh mức LIC-0302
(cascaded control) đi vào đĩa trên cùng của tháp C-04, mục đích của
tháp làm sạch khí là loại nước khỏi condensate bằng dòng khí nóng
(khí khô). Tháp làm sạch gồm 6 đĩa van, Condensate tiếp xúc trực
tiếp với dòng khí nóng đi lên trong tháp, vì vậy nước trong
condensate sẽ được cuốn theo dòng khí. Tháp C-04 hoạt động ở áp
suất hoạt động là 47.5 barA được điều chỉnh bởi thiết bị điều chỉnh
PICA – 1801, PICA – 1801 được lắp đặt để xả khí ra đuốc đốt tránh
hiện tượng quá áp.
Dòng lỏng từ đáy của tháp C-04 thông qua van điều chỉnh dòng
FV-1701 ( kết hợp với thiết bị điều chỉnh mức LICA-1821, cascaded
control ) đưa vào đĩa thứ 14 hoặc 20 của tháp tách ethane sau khi
được gia nhiệt từ 40
o

C lên 86
o
C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04,
condensate Cross Exchanger bởi dòng nóng 154
o
C đi ra từ đáy tháp
ổn định C-02, Stabilizer. Mục đích của thiết bị trao đổi nhiệt là tận
dụng và thu hồi nhiệt.
3.3. Quá trình tách tinh và làm lạnh sâu trong chế độ GPP
Một phần ba lượng khí đã được làm khô được chuyển đến thiết
bị trao đổi nhiệt E-14, Cold Gas/Gas Exchanger để làm lạnh sâu từ
28
o
C xuống -35
o
C bằng dòng khí lạnh từ đỉnh tháp tinh C-05,
Rectifier có nhiệt độ -42.5
o
C. Nhiệt độ của dòng khí ra khỏi thiết bị
trao đổi nhiệt này là -36
o
C, đây là một thông số quan trọng trong quá
trình xử lý khí, nếu nhiệt độ này thấp hơn giá trị đó, thì một lượng
hydrocacbon lỏng có thể không được thu hồi, và nếu nhiệt độ này
cao hơn giá trị đặc biệt đó, thì hydrate có thể hình thành trong đường
ống, vì vậy nhiệt độ này được điều chỉnh bằng dòng lạnh qua E-14
thông qua bộ điều chỉnh nhiệt độ TICA-1009. Bộ điều chỉnh nhiệt độ
TICA-1009 được lắp đặt trên đường ống đầu ra của dòng lạnh nhằm
tránh hiện tượng nhiệt độ thấp hơn giá trị nhiệt độ thiết kế đường ống
(-100

o
C) bằng cách giới hạn dòng khí lạnh chảy vòng (bypass) qua
E-14.
Áp suất của dòng khí đầu vào sau đó được giảm từ 109 barA
xuống 33.5 barA thông qua van FV-1001 nhờ quá trình giãn nở đoạn
nhiệt và nhiệt độ của nó giảm xuống -62
o
C. Dòng lạnh này gồm 56%
(tỷ lệ mole phần) là lỏng được đưa vào đĩa trên cùng của tháp tinh C-
05 như là dòng hồi lưu ngoài cho tháp.
Hai phần ba lượng khí còn lại được đưa vào hệ thống giãn nở
khí CC-01, Turbo Expander, tại hệ thống này khí được giãn từ
109barA xuống 33.5 barA và nhiệt độ hạ xuống -180
o
C. Van FV-
0501B được lắp tên đường bypass qua CC-01 nhằm tránh quá áp
cho hệ thống. Nếu bộ phận giãn nở của CC-01 ngừng làm việc
(SDV-1101 ở đầu vào phần giãn nở đóng lại trong vòng 0.5 giây),
van bypass FV-0501 sẽ tự động mở, do vậy có thể tránh được hiện
tượng dội áp đột ngột. Dòng lạnh này sau đó được đưa vào đáy tháp
tinh C-05.
Trong tháp tách tinh C-05, khí chứa chủ yếu là methane,
ethane được tách ra khỏi dòng lỏng chứa các cấu tử nặng hơn như
propane, butane và các cấu tử nặng khác dưới áp suất hoạt động
33.5 barA, nhiệt độ đỉnh tháp là
-43
o
C và nhiệt độ đáy tháp là -20
o
C. Phần trên của tháp tách tinh như

là bình tách khí/lỏng. Cần nhấn mạnh thêm rằng trong các chế độ
hoạt động AMF và MF, tháp tách tinh có tác dụng như 1 bình tách,
nhưng trong chế độ hoạt động GPP nó có tác dụng như là 1 tháp
chưng cất phân đoạn có vòng hồi lưu ngoài và không có thiết bị gia
nhiệt bên ngoài (reboiler). Tháp C-05 có 12 van dạng đĩa.
Áp suất hoạt động của tháp tinh trong chế độ hoạt động GPP là
35.5 barA thấp hơn so với chế độ hoạt động MF và AMF (47.5 barA).
Áp suất này không được duy trì bởi các thiết bị điều chỉnh áp suất mà
phụ thuộc vào hiệu suất làm việc của Turbo-Exchanger/Compressor.
Dòng khí từ đỉnh tháp tách tinh có nhiệt độ -43
o
C được dùng
để làm lạnh sâu dòng khí nguyên liệu đi vào thiết bị trao đổi nhiệt E-
14, sau đó được nén bởi phần nén của CC-01. Một van anti-surge
FV-111 được lắp đặt ở phần nén của CC-01. Trước khi khởi động
máy nén, dòng khí thương phẩm đi theo ống bypass (qua van FV-
1111), sau tự động thay đổi tới máy nén khi máy nén khởi động, nhờ
van 1 chiều lắp đặt trên đường ống (check value. Khi máy nén ngừng
hoạt động dòng khí trỏ lại di chuyển theo dường ống bypass. Khi
dòng khí vào máy nén không đổi, van anti-surge FV-1111 sẻ mở ra
để giữ cho máy nén làm việc ở ngoài vùng Surge.
Dòng khí sau khi được chuyển đến đường ống dẫn khí thương
phẩm vào bộ đo dòng ME-13.bao gồm 2 bộ đo dòng SI-1150A/B, một
làm, một để dự bị. van điều áp PV-1114A được lắp đặt trên đường
ống để điều chỉnh áp suất đầu ra của nhà máy là 47BarA. Dòng lỏng
từ đáy tháp tách tinh thông qua thiết bị điều chỉnh dòng FIC-1201
cascaded với thiết bị điều chỉnh lỏng trong tháp tách tinh LIC-1201A
được đưa vào đĩa của tháp trên cùng của tháp C-01 như là dòng hồi
lưu ngoài.
4. Chế độ GPP chuyển đổi

Là chế độ hiện nay nhà máy đang hoạt động.
Chế độ GPP chuyển đổi được phát triển dựa trên chế độ GPP
thiết kế nhằm mục đích tăng lưu lượng khí đầu vào nhà máy từ 4,7
triệu m
3
(khí ẩm/ngày) lên 5,7 triệu m
3
/ngày (do từ cuối 2002 nhà máy
tiếp nhận thêm khoảng 1 triệu m3/ngày từ mỏ Rạng Đông)
Trong chế độ GPP chuyển đổi ngoài các thiết bị trong chế độ GPP
ban đầu có bổ sung thêm các thiết bị sau:
+ Bình tách khí –lỏng V-101
+ Trạm nén khí đầu vào gồm 4 máy nén K-101A/B/C/D với 3 máy
hoạt động và 1 máy dự phòng.
Khí vào nhà máy là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng
Đông với lưu lượng 5,7 triệu m
3
/ngày. Đầu tiên cũng được đưa vào
hệ thống Slug Catcher để tách condensate và nước trong điều kiện
áp suất 60-70 bars và nhiệt độ 23-28oC tuỳ theo nhiệt độ môi trường.
Hỗn hợp lỏng ra khỏi Slug Catcher được đưa vào thiết bị tách 3
pha V-03 làm việc ở nhiệt độ 20oC, áp suất 47 bars thấp hơn so với
chế độ GPP thiết kế là 75 bars nhằm mục đích xử lý thêm lượng lỏng
đến từ bình tách V-101 của dòng bypass.
Hỗn hợp khí ra khỏi Slug Catcher được chia làm 2 dòng:
Dòng thứ nhất khoảng 0,8 triệu m3/ngày được đưa qua van
giảm áp PV-106 giảm áp suất từ 60-70 bars xuống còn 54 bars và đi
vào thiết bị tách lỏng V-101 để tách riêng lỏng và khí. Lỏng đi ra tại
đáy bình táchV-101 được đưa vào thiết bị tách 3 pha V-03 để tách
sâu hơn, còn khí ra ở đỉnh bình tách V-101 được sử dụng như khí

thương phẩm cung cấp cho các nhà máy điện bằng hệ thống ống
dẫn có đường kính 16”
Dòng khí thứ hai là dòng khí chính với lưu lượng khoảng 4,9
triệu m3/ngày được đưa vào hệ thống 4 máy nén khí K-101A/B/C/D
để nén dòng khí từ áp suất 60-70 bars lên đến áp suất thiết kế là 109
bars với nhiệt độ 40
0
C, dòng khí này được đưa vào thiết bị lọc V-08
để tách tinh lượng lỏng còn lại trong khí và bụi bẩn. Dòng khí ra khỏi
V-08 được đưa vào thiết bị V-06A/B để tách loại nước trong khí với
mục đích tránh tạo thành hydrat trong quá trình làm lạnh khí, sau đó
được đưa qua thiết bị lọc F-01A/B để tách lọc bụi bẩn có trong khí.
Phần lỏng ra khỏi thiết bị V-08 được đưa vào bình tách 3 pha V-03
để xử lý tiếp.
Dòng khí sau khi được tách nước ở V-06A/B và lọc bụi ở F-
01A/B là khí khô, dòng này được chia làm 2 phần:
Phần thứ nhất khoảng 1/3 lượng khí khô ở trên được đưa vào thiết bị
trao đổi nhiệt E-14 bằng cách thực hiện quá trình trao đổi nhiệt với
dòng khí có nhiệt độ -45
0
C đi ra từ đỉnh tháp tinh cất C-05, qua đây
nhiệt độ của dòng khí sẽ giảm đến -35oC. Sau khi thực hiện quá trình
làm lạnh nhờ trao đổi nhiệt, dòng khí được đưa qua van điều khiển
FV-1001 để giảm áp xuống tới 37 bars, đồng thời với quá trình giảm
áp, nhiệt độ của dòng khí sẽ giảm xuống tới -62
0
C. Lúc này dòng khí
sẽ chứa khoảng 56% mol lỏng và được đưa tới đĩa trên cùng của
thiết bị tinh cất C-05 như một dòng hồi lưu ngoài.
Phần thứ hai khoảng 2/3 sẽ được đua vào đầu thiết bị CC-01 để thực

hiện việc giảm áp suất từ 109 bar xuốg tới 37 bars và nhiệt độ giảm
xuống -12
0
C. Dòng khí lạnh này sau đó được đưa vào đáy của tháp
tinh cất C-05.
Như vậy khí khô sau khi ra khỏi thiết bị lọc F-01A/B được tách
ra và đưa sang các thiết bị E-14 và CC-01 để giảm nhiệt độ sau đó
mới đưa vào tháp tinh cất C-05 hoạt động ở áp suất 37 bars, nhiệt độ
của đỉnh tháp và đáy tháp tương ứng là – 42
0
C và -20
0
C. Tại đây, khí
(chủ yếu là C1 và C2) được tách ra ở đỉnh tháp. Thành phần pha
lỏng (chủ yếu là propan và các cấu tử nặng hơn) được tách ra từ đáy
tháp.
Hỗn hợp khí đi ra từ đỉnh tháp tinh cất C-05 có thành phần chủ
yếu là metan và etan, có nhiệt độ -42
0
C được sử dụng làm tác nhân
lạnh cho thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và sau đó được nén tới áp suất
54 bars trong phần nén của thiết bị CC-01. Hỗn hợp khí đi ra từ thiết
bị này được đưa vào hệ thống đường ống 16” đến các nhà máy điện
như là khí thương phẩm.
Hỗn hợp lỏng đi ra từ đáy tháp tinh cất C-05 có thành phần là C3+,
chủ yếu là propan được đưa vào đỉnh tháp C-01 như dòng hồi lưu
ngoài.
Tháp tách etan C-01 là một tháp đĩa dạng van hoạt động như
một thiết bị chưng cất. Trong chế độ GPP chuyển đổi tháp C-01 có 2
dòng nguyên liệu đi vào là dòng lỏng từ đáy tháp C-05 đi vào đĩa trên

cùng và dòng lỏng từ đáy bình tách V-03 sau khi được gia nhiệt tại E-
04 được đưa vào đĩa thứ 20. Tháp C-01 có nhiệm vụ tách các
hydrocacbon nhẹ như metan và etan ra khỏi ra khỏi condensate, khi
hoạt động tháp có áp suất 29 bars, nhiệt độ đỉnh 14
0
C, nhiệt độ đáy
tháp 109
0
C được duy trì nhờ thiết bị gia nhiệt E-01A/B. Khí nhẹ ra
khỏi đỉnh tháp C-01 được đưa vào bình tách V-12 để tách lỏng có có
trong khí. Sau đó được máy nén K-01 nén từ áp suất 27 bars đến áp
suất 47 bars rồi đưa vào bình tách V-13 để tách các hạt lỏng tạo ra
trong quá trình nén. Dòng khí ra khỏi V-13 được nén tiếp đến áp suất
75 bars nhờ máy nén K-02, được làm mát nhờ thiết bị trao đổi nhiệt
bằng không khí E-19. Dòng khí ra khỏi E-19 lại được máy nén K-03
nén đến áp suất thiết kế là 109 bars, làm mát tại thiết bị trao đổi nhiệt
E-13 và cuối cùng quay trở lại bình tách V-08 như là nguyên liệu đầu
vào.
Hỗn hợp lỏng ra ở đáy C-01 có thành phần chủ yếu là C3+
được đưa vào bình ổn định V-15 sau đó được đưa vào đĩa thứ 11
của tháp C-02.
Tháp ổn định C-02 là một thấp đĩa dạng van bao gồm 30 đĩa áp suất
làm việc 11 bars, nhiệt độ đỉnh 43
0
C, nhiệt độ đáy 141
0
C (được duy
trì nhờ Reboiler E-03) Tháp C-02 có nhiệm vụ tách riêng hỗn hợp
bupro ra khỏi condensate . Hỗn hợp bupro ra khỏi đỉnh C-02 có nhiệt
độ 55

0
C được làm mát đến 43
0
C nhờ thiết bị làm lạnh bằng không
khí E-02 sau đó được đưa sang bình ổn định V-02, một phần nhỏ
bupro được hồi lưu lại đỉnh tháp C-01còn phần lớn được làm lạnh lần
nữa tại E-12 sau đó được đưa vào bồn chứa để xuất xe bồn hoặc
đưa về kho cảng Thị Vải.
Condensate ra khỏi đáy tháp C-02 có nhiệt độ cao được tận dụng để
gia nhiệt cho dòng lỏng ra từ đáy V-03 thông qua thiết bị trao đổi
nhiệt E-04, đồng thời nhiệt độ của dòng condensate cũng giảm
xuống còn 60
0
C, sau đó được làm mát tiếp đến 45
0
C tại thiết bị làm
lạnh bằng quạt E-09 cuối cùng được đưa vào bồn chứa hoặc dẫn về
kho cảng Thị Vải.
Thông số vận hành chính :
+ Các thông số áp suất
Thiết bị Mô tả Áp suất (kPaG)
PI-0101 Áp suất đầu vào nhà máy: 6000 – 7500
PI-8101 Áp suất đầu ra K-1011: 10900
FV-1001 Đầu vào (từ E-14): 10620
Đầu ra (đến C-05): 3450-3750
CC-01 Đầu ra phần giãn nở: 3450-3750
Đầu vào phần nén: 3450-3750
Đầu ra phần nén: 4450≥
+ Áp suất đường ống
LV-0131 A/B Đầu vào (từ SC-01/02)

Đầu ra (trước khi vào V-03): 6500 – 7500
FV-1701 Đầu vào (từ E-04): 4600-4700
Đầu ra (đến C-01): 4550
K-01 Đầu vào (từ đỉnh C-01): 2700
Đầu ra (đến K-02): 4480
K-02 Đầu vào (từ đỉnh C-04): 4480
Đầu ra (đến V-14): 7000
K-03 Đầu vào: 7000
Đầu ra (đến E-13): 10950
FV-1201 Đầu vào (từ đáy C-05) ): 3450-3750
Đầu ra (đến C-01): 2700
FV-1301 Đầu vào (từ V-15): 2650
Đầu ra (đến C-02): 1000
Đầu ra (đến V-21 A/B): 1800
Đầu ra (đến đường ống đi KCTV): 1200
FV-1501 Đầu vào (từ P-01 A/B): 1800
Đầu ra (đến đỉnh C-02): 1000
LV-1702 Đầu vào (từ E-09): 1000
Đầu ra (đến đường ống): 1000
Đầu ra (Bồn chứa TK-21): 600
+ Cột áp thủy tĩnh của bồn
ILV-0112/0122 Đầu vào (từ SC-01/02): 6500 – 8500
Đầu ra (đến V-52): 30
ILV-0301 Đầu vào (từ V-03): 4600
Đầu ra (đến V-52): 30
K-04 A/B Đầu vào: 3450
Đầu ra: 3650
+ Các thông số nhiệt độ
Thiết bị Mô tả Nhiệt độ (
0

C)
TI-0101 Nhiệt độ đầu vào nhà máy: 25.6
TI-8101 Nhiệt độ sau K-1011: 40.0 – 45.0
E-14 Đầu ra (đến FV-1001): -35/-37
Đầu ra (đến PV-1114A): 30
CC-01 Đầu ra phần giãn nở: -11/-15
Đầu vào phần nén: 30
Đầu ra phần nén: 60(phụ thuộc hiệu suất nén)
FV-1001 Đầu vào (từ E-14): -35/-37
Đầu ra (đến C-05): -60/-62
C-05 Đầu ra đỉnh: -42
Đầu ra đáy: -20
LV-0131 A/B Đầu vào (từ SC-01/02): 25.6
Đầu ra (trước khi vào V-03): 18-20
E-08 Đầu ra (đến FV-1802): 41
Đầu ra (đến C-04): 44
V-03 Đầu ra: 20 (được gia nhiệt bởi E-07)
FV-1802 Đầu vào (từ E-08): 41
Đầu ra (đến C-04): 34
C-04 Đầu ra đỉnh: 44
Đầu ra đáy: 40
E-04 Đầu ra (đến FV-1701): 86
Đầu ra (đến E-09): 60
FV-1701 Đầu vào (từ E-04): 86