Đề tài tìm hiểu quá trình công nghệ sản xuất khí hóa lỏng tại nhà máy Dinh Cố, thiết lập sơ chức năng đo và điều khiển quá trình này

Đề tài : Tìm hiểu quá trình công nghệ sản xuất khí hóa lỏng
tại nhà máy Dinh Cố , Thiết lập sơ chức năng đo và điều khiển
quá trình này
Giảng viên hướng dẫn : Phạm Trung Kiên


Mục Lục
ChƯƠNG I Giới thiệu quá trình công nghệ tách khí nhà máy Dinh Cố
1.1 Giới thiệu về khí hóa lỏng
1.2 KHAI THÁC VÀ SỬ DỤNG LPG TRÊN THẾ GIỚI
1.3 KHAI THÁC VÀ SỬ DỤNG LPG Ở VIÊT NAM.
1.4 Các đặc tính của LPG
1.5 Cơ sở lý thuyết quá trình
CHƯƠNG II: NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
2.1 CHỨC NĂNG - NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY:
2.2 SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY
2.3 NGUỒN NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT:
2.3.1 Nguyên liệu đầu vào theo thiết kế
2.3.2 Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành hiện nay
2.4 SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY:
CHƯƠNG III Thiết lập yêu cầu điều khiển tháp tách ở chế độ GPP
nhà mày Dinh Cố
3.1 Tổng quan các thiết bị chính trong chế độ làm việc GPP
3.2 Sơ đồ chức năng tháp tách trong chế độ GPP
3.2.1 Tháp tách ethane C-01
3.2.2Tháp ổn định C-02.
3.2.3 Tháp C -03
3.2.4 tháp tách tinh C-05
Chương IV Thiết lập sơ đồ chức năng đo và điều khiển quá trình
công nghệ tách trong các tháp ở chế độ GPP

4.1 Sơ đồ chúc năng đo của tháp quá trình thách tinh C05 và làm lạnh sâu trong
chế độ GPP
4.2 Sơ đồ chức đo và điều khiển tháp C01.
4.3 Tháp ổn định (C-02, STABILIZER).
4.4 Sơ đồ điểu khiển tháp C03
Chương V Kết luận
Tài liệu tham khảo

Chương I Giới thiệu quá trình công nghệ tách khí nhà máy Dinh Cố
1.1 giới thiệu về khí hóa lỏng
Khí hóa lỏng - khí gas hay còn gọi đầy đủ là khí dầu mỏ hóa lỏng LPG (Liquefied
Petroleum Gas) có thành phần chính là propan C3H8 và butan C4H10.
Bình thường thì propan và butan là các chất ở dạng khí, nhưng để dễ vận chuyển và sử
dụng, người ta cho chúng tồn tại ở dạng lỏng. LPG không màu, không mùi (nhưng chúng ta
vẫn thấy gas có mùi vì chúng đã được cho thêm chất tạo mùi trước khi cung cấp cho người
tiêu dùng để dễ dàng phát hiện ra khi có sự cố rò rỉ gas). Mỗi kg LPG cung cấp khoảng
12.000 kcal năng lượng, tương đương nhiệt năng của 2 kg than củi hay 1,3 lít dầu hỏa hoặc
1,5 lít xăng. Việc sản sinh ra các loại chất khí NOx, khí độc và tạp chất trong quá trình cháy
thấp đã làm cho LPG trở thành một trong những nguồn nhiên liệu thân thiện với môi trường.
1.2 KHAI THÁC VÀ SỬ DỤNG LPG TRÊN THẾ GIỚI.
Cùng với sự phát triển của các ngành công nghiệp, ngành công nghiệp sản xuất và sử
dụng nguồn nguyên liệu từ dầu mỏ và khí cũng được phát triển mạnh mẽ với mục đích chủ
yếu là giải quyết vấn đề nhiên liệu động cơ, nhiên liệu công nghiệp, nhiên liệu dân dụng. Trong
sự phát triển đó công nghiệp chế biến khí đã phát triển không ngừng, nó đem lại hiệu quả kinh
tế cao cho nền kinh tế.
Trong quá trình khai thác dầu mỏ do áp suất và nhiệt độ giảm, khí hòa tan trong dầu mỏ
sẽ thoát ra; khí thu được cùng với quá trình khai thác dầu và được gọi là khí đồng hành. Khí
thiên nhiên, khí đồng hành là nguồn nguyên, nhiên liệu quý giá do ít gây ô nhiễm môi trường,
có giá thành rẻ và tính an toàn cao.
Đối với các nước phát triển, LPG được sản xuất mạnh như Mỹ, Nga, Canada, Mehico, Nauy…

LPG được sản xuất từ nguồn nguyên liệu chính là khí thiên nhiên và khí đồng hành, tổng sản
lượng LPG thu được từ quá trình chế biến khí đồng hành chiếm trọng lớn khoảng 60% khối
lượng.
Trên thế giới năm 2000 sử dụng LPG đạt tới 255 triệu tấn với tốc độ tăng hàng năm 4 - 6 %.
Khu vực tiêu thụ sản phẩm LPG lớn là Đông Bắc Á có Nhật Bản, Trung Quốc, Hàn Quốc, Ấn Độ.
Khu vực Bắc Mỹ có Mỹ, Mehico, Canada và khu vực Tây Âu.
Châu Á hiện nay là nơi diễn ra các hoạt động đầu tư các cơ sở vật chất kỹ thuật phục vụ quá
trình khai thác, tiếp nhận và phân phối LPG với tỷ lệ phát triển 10 - 30 % năm. Tại Ả Rập Xêut là
nước sản xuất LPG lớn nhất thế giới hiện nay. Hàng năm xuất khẩu khoảng 10 triệu tấn. Nhật
bản là nơi có nhu cầu nhập khẩu LPG lớn nhất hiện nay chiếm khoảng 26% nhu cầu nhập khẩu
LPG trên thế giới. Malaysia là nước trong những năm qua cũng đã phát triển rất mạnh mẽ về
công nghiệp dầu khí, sản lượng khai thác tăng gấp 5,5 lần trong đó có 20% là khí đồng hành
dùng để chế biến LPG. Các nước Đông Nam Á trong những năm gần đây cũng đã và đang tiêu
thụ LPG tăng lên đáng kể khoảng 16 triệu tấn/năm.
Khu vực Châu Phi, các nước có khả năng sản xuất LPG lớn như Angeri, Nigeria, Ai Cập, Libi, sản
lượng cung cấp khoảng 7,8 triệu tấn/năm.
Nhu cu tiờu th LPG Tõy u khong 22 triu tn/nm vo nm 1996 lng LPG nhp ch
yu t Anh v Nauy.
Trong thp k va qua nhu cu tiờu th LPG trờn th gii tng gp 9 ln so vi nhu cu v du
m.
Hin nay, LPG c s dng khỏ rng rói lm nhiờn liu trong sinh hot v cụng nghip. Tuy
nhiờn trong nhng nm sp ti LPG s c s dng ngy mt nhiu hn lm nguyờn liu
cho cụng nghip tng hp hu c-húa du nhm ch bin, chuyn húa ra cỏc sn phm cụng
ngh cú giỏ tr kinh t cao.
1.3 KHAI THC V S DNG LPG VIT NAM.
Vit Nam l nc cú tim nng v du khớ rt ln, c phỏt hin vo nhng
nm 1970, vi s giỳp v mt kinh t, k thut ca cỏc chuyờn gia Liờn Xụ ó tin
hnh thm dũ v khai thỏc du khớ trờn quy mụ ln min Nam nc ta. Do cú tim
nng v du khớ nh vy nờn vic khai thỏc v s dng khớ nc ta ó v ang phỏt
trin mnh m, úng gúp rt ln cho nn kinh t t nc.

LPG đợc tạo thnh từ các quá trình xử lý v chế biến dầu thô nh l một sản
phẩm phụ từ các thiết bị hoá học. Phần Propan, Butan còn lại trong dầu thô đã đợc ổn
định hoá bị tách ra trong quá trình tinh chế ở cột phân đoạn dầu thô. Các thnh phần của
LPG ny l propan, n-butan v isobutan. Ngoi ra LPG còn đợc sản xuất từ các quá
trình chuyển hoá nh reforming xúc tác, cracking nhiệt, cracking xúc tác v
hydrocracking. Thnh phần của LPG ny phụ thuộc vo các quá trình trên nhng đặc
trng l bao gồm cả những hợp chất no (propan, n-butan, isobutan) v cả những hợp chất
không no nh propen v buten.
Hiện nay, Việt Nam đang khai thác 6 mỏ dầu và mỏ khí hình thành 4 cụm khai thác khí
quan trọng.
- Cụm khí thứ nhất nằm ở vùng đồng bằng Bắc Bộ, gồm nhiều mỏ khí nhỏ, trong đó có Tiền
Hải - Thái Bình, trữ lượng khoảng 250 tỷ m
3
khí, được bắt đầu khai thác năm 1981 phục vụ cho
công nghiệp địa phương.
- Cụm khí thứ 2 thuộc vùng biển Cửu Long, gồm có 4 mỏ dầu Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ru Bi
là cụm quan trọng nhất, cung cấp trên 96% sản lượng dầu toàn quốc.
- Cụm thứ 3 ở vùng biển Nam Côn Sơn gồm mỏ Đại Hùng đang khai thác và các mỏ khí đã phát
hiện khu vực xung quanh Lan Tây, Lan Đỏ, Hải Thạch, Mộc Tinh đang chuẩn bị đưa vào khai
thác. Theo dự kiến của PetroVietNam, khoảng thời gian năm 2003 đến năm 2010 cụm mỏ dầu
khí ở vùng biển Cửu Long, Nam Côn Sơn có thể cung cấp 6÷8 tỷ m
3
khí/năm, nó là cơ sở
nguyên liệu cho cụm công nghiệp dầu khí ở Bà Rịa - Phú Mỹ và Dung Quất.
- Cụm mỏ thứ 4 tại thềm lục địa Tây Nam gồm có mỏ BungaKewa - Cái Nước đang khai thác, sẽ
là nơi khai thác và cung cấp khí lớn thứ 2 và là cơ sở đảm bảo cho sự phát triển cụm công
nghiệp dầu khí ở Cà Mau - Cần thơ.
Sản lượng khai thác ở Việt Nam hiện nay vượt quá 100 triệu tấn, đây có thể coi là những
thành công bước đầu của ngành dầu khí nước ta. Song bên cạnh đó vấn đề đặt ra là phải xây
dựng 1 ngành công nghiệp dầu khí và hóa dầu hoàn chỉnh song song với khai thác thì mới phát

huy hết hiệu quả kinh tế của dầu mỏ.
Công nghiệp khí đòi hỏi phải có công nghệ đồng bộ từ khai thác, vận chuyển, chế biến và
tiêu thụ. Nguồn tiêu thụ đầu tiên là dự án khai thác và dẫn khí vào bờ cho các nhà máy điện
Phú Mỹ I và Phú Mỹ II, nhà máy sản xuất phân đạm. Cùng với nó, ngày 1/1/1995 nhà nước đã
quyết định cho nhà máy điện Bà Rịa - Vũng Tàu sử dụng khí đồng hành thay diegel, đồng thời
xây dựng nhà máy khí Dinh Cố tại Bà Rịa với công suất thiết kế là vận chuyển vào bờ 3 triệu m
3
khí/ngày và sẽ được nâng lên 3,5 - 4 tỷ m
3
khí/năm. Đây là nhà máy xử lý khí đầu tiên của nước
ta đã chính thức hoạt động, cung cấp LPG phục vụ cho công nghiệp và dân dụng.
Song song với dự án trên thì năm 1998 PetroVietnam cũng đã bắt đầu khởi công xây dựng nhà
máy lọc dầu Dung Quất.
LPG được sản xuất tại Dinh Cố sử dụng nguồn nguyên liệu là khí đồng hành được vận
chuyển từ các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng. Khí đồng hành tại các mỏ này có hàm lượng
H
2
S và CO
2
rất thấp (0,4÷4%) rất thuận lợi cho chế biến và sử dụng.
Dầu mỏ Bạch Hổ có tỷ xuất khí hòa tan trung bình là 180m
3
/tấn nghĩa là cứ một tấn dầu
trong điều kiện mỏ có áp suất lớn hơn áp suất bão hòa khi khai thác lên có thể tách ra
180m
3
khí. Sản lượng khai thác hiện nay của nước ta vào khoảng 10 triệu tấn với lượng
khí đồng hành khoảng 1,8 tỷ m
3
/năm và hiện nay lượng khí đồng hành đã được thu gom

hết vào bờ.
Sản lượng khai thác dầu ngày càng tăng khoảng 30÷40 triệu tấn thì ta sẽ thu được
khoảng 34÷72 tỷ m
3
khí đồng hành. Đây là một nguồn nguyên liệu rất dồi dào thúc đẩy
nhanh ngành công nghiệp chế biến khí của nước ta, trong đó có công nghệ sản xuất
LPG, đồng thời thúc đẩy sự phát triển các ngành công nghiệp khác có liên quan.
Về tiêu thụ LPG ở Việt Nam đã có trước những năm 1975. Nhưng mãi đến năm 1991, do Nhà
nước có ban hành chính sách mở cửa để thu hút đầu tư nước ngoài, kết hợp với sự đổi mới,
nâng cao mức sống của nhân dân lúc đó LPG được quay lại sử dụng ở Việt Nam và hình thành
các công ty chuyên cung cấp LPG. Bắt đầu từ năm 1995 thì mức tiêu thụ LPG hàng năm, ngày
càng được phát triển mạnh mẽ.
Việt Nam là một nước nằm trong khu vực đang có sự phát triển rất mạnh mẽ cả về sản xuất
lẫn tiêu thụ LPG trên thế giới, và thực tế thị trường tiêu thụ LPG ở nước ta hiện nay rất sôi
động đã và đang đáp ứng nhu cầu sử dụng LPG trong tất cả các ngành, các lĩnh vực của ngành
kinh tế.
Theo điều tra của các công ty trong và ngoài nước thì nhu cầu tiêu thụ LPG ở Việt Nam trong
những năm vừa qua như sau:
Đơn vị tính: Tấn
Năm Miền Bắc Miền Trung Miền Nam Toàn quốc
2001 73.000 40.000 113.000 245.000
2002 87.000 53.000 150.000 290.000
2003 103.000 57.000 173.000 330.000
2004 121.000 62.000 197.000 380.000
2005 139.000 84.000 214.000 437.000
1.4 Các đặc tính của LPG
LPG có đặc tính là độ sạch cao, không lẫn tạp chất ăn mòn và các tạp chất
có chứa lưu huỳnh, không gây ăn mòn các phương tiện vận chuyển và tồn chứa.
Khi cháy, LPG không gây ô nhiễm môi trường, không gây độc hại kể cả khi
LPG tiếp xúc trực tiếp với thực phẩm. LPG là loại khí đốt thuận tiện cho việc

vận chuyển và tồn chứa do khả năng hoá lỏng ở áp suất không quá cao khi ở
nhiệt độ bình thường (0,3 ÷ 0,4MPa) vì thế 5000l khí có thể hoá lỏng để chứa
trong bình chứa 20 lít lỏng.
Tính chất cơ bản của LPG.
a. Thành phần.
LPG chủ yếu bao gồm cả các hydrocacbon parafin có công thức chung
CnH2n+2. Có olefin hay không là phụ thuộc vào phương pháp chế biến. LPG là
hỗn hợp của các hydrocacbon như butan, propan, izo - butan, hỗn hợp butan -
propan ở trạng thái lỏng. Tuy nhiên vẫn có khả năng trong LPG chứa etan,
pentan nhưng với tỷ lệ không đáng kể.
LPG được chứa trong các loại bình chịu áp lực khác nhau và tồn chứa ở
trạng thái bão hoà, tức là dưới dạng lỏng và dạng hơi nên với thành phần không
đổi, áp suất bão hoà trong bình chứa không phụ thuộc vào lượng LPG bên trong
mà phụ thuộc vào nhiệt độ bên ngoài.
Thông thường các loại bồn chứa chỉ được chứa gas lỏng tối đa khoảng 80 ÷ 85% thể tích bình,
phần thể tích còn lại dành cho phần hơi có thể giãn nở khi thay đổi nhiệt độ môi trường bên
ngoài.
b. Tỷ lệ giãn nở.
LPG có tỷ lệ giãn nở lớn, từ dạng lỏng sang dạng hơi. Nhờ hệ số giãn nở
này mà LPG trở lên kinh tế hơn khi bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng.
Tỷ lệ giãn nở: - Propan: 1 thể tích lỏng cho 270 thể tích hơi ở 1 atm
- Butan: 1 thể tích lỏng cho 283 thể tích hơi ở 1 atm
c. Áp suất của LPG.
Áp suất tối đa cho phép đối với sản phẩm LPG như sau:
- Propan C3H8 có áp suất 1448 KPa ở 37,8oC.
- Butan C4H10 có áp suất 438 KPa ở 37,8oC
d. Tỷ trọng của LPG.
Tỷ trọng của hơi LPG là tỷ trọng giữa trọng lượng của dung tích hơi quy
định và trọng lượng của một dung tích không khí tương đương.
- Propan: 1 lít propan hơi cân nặng bằng 1,5 lít không khí

- Butan: 1 lít butan hơi cân nặng bằng 2,0 lít không khí
STT Các đặc tính Đơn vị đo Propan Butan
1
Nhiệt độ tới hạn
o
C 95 130
Điểm sôi
o
C -45 -4
4
Tỷ trọng dạng hơi
5
Thể tích riêng ở O
o
C m
3
/kg 0,51 0,358
6 Thể tích riêng hơi/ lỏng ở 0
o
C m
3
/kg 247 233
7
Áp suất hơi ở 0
o
C
Áp suất hơi ở 50
o
C
kg/cm

2
4,7 - 5,7
17 - 21,5
1,03 - 2,0
5 - 6,25
8
Ẩn nhiệt bay hơi Kcal/kg 85,5 89
9 Năng suất tản nhiệt thực tế (net)
Kcal/kg
Kcal/Nm
3
11.000
21.000
10.900
28.400
10
Năng suất tản nhiệt chung (gross) Kg/kgLPG 11.900 11.800
11 Không khí cần để đốt cháy
Kg/kgLPG
m
3
/m
3
LPG
25,6
23,5
15,3
30,0
Tỷ trọng của LPG lỏng nặng bằng 0,51 ÷ 0,58 so với nước có tỷ trọng là 1. Chính vì vậy, nếu LPG
thoát ra ngoài, hơi của nó sẽ lan truyền trên mặt đất hoặc trên mặt nước ở nơi thấp nhất. Nếu

có gió nó sẽ tản mát ngay.
e. Tính độc hại.
LPG không gây độc. Tuy nhiên, nếu hít vào số lượng lớn sẽ bị ngạt thở. Không nên bước vào
nơi có đầy hơi LPG vì ngoài nguy hiểm bị ngạt thở nó còn có tính dễ cháy.
f. Điểm sôi.
Điểm sôi là nhiệt độ mà ở đó chất lỏng sôi ở áp suất khí quyển.
- Điểm sôi của propan là -42
o
C
- Điểm sôi của butan là -4
o
C.
Khi LPG thoát ra ngoài không khí,vì LPG giãn nở và bay hơi nên nhiệt độ tại đó sẽ giảm nhanh,
nếu LPG tiếp xúc với da có thể gây bỏng lạnh.
Đặc tính chung của propan và butan thương phẩm.
1.5 Cơ sở lý thuyết quá trình sản xuất LPG
LPG tồn tại trong thiên nhiên ở các giếng dầu hoặc giếng gas và cũng có thể sản xuất ở các
nhà máy lọc dầu. Nguyên liệu ban đầu dùng để sản xuất LPG là dòng khí thiên nhiên khai thác từ các
mỏ dầu hoặc qua quá trình xử lý dầu thô để thu được LPG. Về cơ bản, quy trình sản xuất LPG gồm
các bước sau:
• Làm sạch khí: loại bỏ các tạp chất bằng phương pháp lắng, lọc Sau khi loại bỏ các tạp chất, khí
nguyên liệu còn lại chủ yếu là các hydrocarbon như etan, propan, butan…
• Tách khí: hỗn hợp khí nguyên liệu cần được tách riêng từng khí để sử dụng và pha trộn cho từng
mục đích sử dụng khác nhau. Có thể dùng các phương pháp tách khí như phương pháp nén, hấp thụ,
làm lạnh từng bậc, làm lạnh bằng giãn nở khí…Qua hệ thống các dây chuyền tách khí có thể thu được
propan và butan tương đối tinh khiết với nồng độ từ 96-98%.
• Pha trộn: các khí thu được riêng biệt lại được pha trộn theo các tỷ lệ thể tích khác nhau tùy theo
yêu cầu. Hiện nay trên thị trường Việt Nam có khá nhiều loại LPG khác nhau do các hãng cung cấp
với các tỷ lệ propan: butan là 30:70, 40:60, 50:50… Đối với LPG có tỷ lệ là 30:70, 40:60 thường được
sử dụng trong sinh hoạt. Còn tỷ lệ pha trộn 50:50 thường được sử dụng làm nguyên liệu trong các

ngành công nghiệp như nấu thủy tinh, sản xuất ắc quy, cơ khí đóng tàu
Khi chuyển từ thể lỏng sang thể khí, LPG có tỷ lệ giãn nở rất lớn. 1 lít LPG lỏng sẽ tạo ra khoảng
250 lít khí.
Do vậy trong các bồn chứa LPG không bao giờ được nạp đầy, chúng được quy định chỉ chứa từ 80%
- 85% dung tích.
Sản xuất LPG không khó nhưng có lẽ vấn đề tồn trữ LPG luôn là một trở ngại vì chi phí xây dựng
các bồn chứa LPG khá cao. Để có được một kho chứa LPG 1.000 tấn theo đúng tiêu chuẩn, cần
khoảng 60 tỷ đồng. Vì là bồn chứa chịu áp lực cao nên phải tuân thủ các quy định trong tiêu chuẩn
TCVN 6486-1999 hay TCVN 7441-2004. Kho LPG của PVGas Việt Nam hiện có sức chứa lớn nhất
nước nhưng cũng chứa được tối đa 7.000 tấn. Với số lượng này, chỉ hai tàu bơm trong vài ngày là
hết. Do không có kho chứa đủ lớn nên các doanh nghiệp thường không dám ký hợp đồng nhập khẩu
dài hạn với số lượng lớn; hoặc ký hợp đồng nhưng không thể cùng lúc chuyển về với khối lượng lớn.
Vì vậy các doanh nghiệp thường bị động trong việc bình ổn thị trường, và đó cũng là lý do khiến thị
trường LPG trong nước thường có nhiều biến động về giá so với thế giới

CHƯƠNG II: NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
2.1 CHỨC NĂNG - NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY:
- Tiếp nhận và xử lý nguồn khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và các mỏ khác
trong bể Cửu Long.
- Phân phối sản phẩm khí khô đến các nhà máy điện, đạm và các hộ tiêu thụ công nghiệp.
- Bơm sản phẩm LPG, condensate sau chế biến đến cảng PV Gas Vũng Tàu để tàng chứa
và xuất xuống tàu nội địa.
- Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn (khi cần).
2.2 SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY
Nhà máy khí hoá lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được khởi công xây dựng ngày
04/10/1997 – hợp đồng ký ngày 04/09/1997 – với các đơn vị thắng thầu là Tổ hợp Samsung
Engineering Company Ltd (Hàn Quốc) cùng công ty NKK (Nhật Bản) theo phương thức trọn gói
(EPCC) bao gồm thiết kế, mua sắm, thi công, lắp đặt và chạy thử, nghiệm thu theo đúng tiêu
chuẩn quốc tế và các quy định của Nhà nước Việt Nam về xây dựng, an toàn, môi sinh, môi
trường, phòng cháy chữa cháy… Toàn bộ nhà máy LPG và hệ thống thu truyền dữ liệu được

điều khiển tự động, tổng số vốn đầu tư là 79 triệu USD, 100% vốn đầu tư của Tổng công ty dầu
khí Việt Nam (PetroVietNam), được xây dựng tại Dinh Cố thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền,
tỉnh Bà Rịa- Vũng Tàu với diện tích 89.600 km
2
.
Nhà máy được thiết kế với công suất đầu vào 1,5 tỷ m
3
khí/năm và có 3 giai đoạn vận
hành theo chế độ nhằm đáp ứng tiến độ cung cấp sản phẩm.
Giai đoạn thiết bị cực tối thiểu (AMF) chỉ sản xuất condensate ổn định với công suất 342
tấn/ngày và 3,8 triệu m
3
khí/ngày, hoạt động vào tháng 10/1998.
Giai đoạn thiết kế tối thiểu (MF) sản xuất condensate ổn định với công suất 380
tấn/ngày, hỗn hợp butan- propan với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu m
3
/ngày khí khô,
hoạt động vào tháng 12/1998.
Giai đoạn nhà máy hoàn chỉnh (GPP) sản xuất condensate ổn định, butan và propan được
tách độc lập và khí khô. Giai đoạn hoàn chỉnh với công suất khí đầu vào là 1,5 tỷ m
3
khí/năm
thu hồi propan: 537 tấn/ngày; 417 tấn/ngày; condensate: 402 tấn/ngày và khí khô:3,34 triệu
m
3
/ngày. Giai đoạn này sử dụng công nghệ Turbo-Expander với khả năng thu hồi sản phẩm
lỏng cao.
2.3 NGUỒN NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT:
2.3.1 Nguyên liệu đầu vào theo thiết kế:
Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ từ ngoài khơi Vũng Tàu được vận chuyển bằng

đường ống dẫn 16 inch tới Long Hải và được xử lý tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.
- Áp suất: 10900 kPa
- Nhiệt độ: 25.6
0
C
- Lưu lượng: 1.5 tỷ m
3
/năm (4.3 triệu m
3
/ngày trên cơ sở vận hành 350 ngày)
- Hàm lượng nước: bão hòa (trên thực tế thì hàm lượng nước trong khí đã được
xử lý tại giàn)
- Thành phần khí:
Thành phần Nồng độ (phần mol)
N
2
2.0998E-3
CO
2
5.9994E-4
C
1
0.7085
C
2
0.1341
C
3
0.075
iC

4
0.0165
nC
4
0.0237
iC
5
6.2994E-3
nC
5
7.2993E-3
C
6
5.0995E-3
C
7
2.5997E-3
C
8
1.7998E-3
C
9
7.9992E-4
C
10
2.9997E-4
CycloC
5
4.9995E-4
McycloC

5
4.9995E-4
CycloC
6
3.9996E-4
McycloC
6
4.9995E-4
Benzene 3.9996E-4
Nước 0.013
Tổng 1.000
2.3.2 Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành hiện nay:
Từ năm 2002, nhà máy tiếp nhận thêm nguồn khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông
được đưa vào giàn nén trung tâm qua đường ống 16 inch dài khoảng 40km thì thành
phần khí vào bờ đã thay đổi như sau:
Thành phần
Khí Rạng Đông
% mol
Khí Bạch Hổ
% mol
Khí về bờ
% mol
N
2
0.144 0.129 0.123
CO
2
0.113 0.174 0.044
C
1

78.650 74.691 74.430
C
2
10.800 12.359 12.237
C
3
6.601 7.040 7.133
iC
4
1.195 1.535 1.576
nC
4
1.675 2.191 2.283
iC
5
0.297 0.549 0.604
nC
5
0.257 0.592 0.664
C
6
0.157 0.385 0.540
C
7
0.084 0.135 0.271
C
8+
0.026 0.220 0.094
H
2

O (g/m
3
) 0.12 0.113
H
2
S (ppm) 16 10.0 10.0
Tổng 100.000 100.000
Cùng với sự thay đổi thành phần khí vào bờ, lưu lượng khí ẩm cũng tăng từ 4.3
triệu m
3
/ngày (theo thiết kế ban đầu) lên khoảng 5.7 triệu m
3
/ngày. Trong đó bao gồm
từ 1.5 – 1.8 triệu m
3
/ngày khí từ mỏ Rạng Đông và 4.2 – 4.8 triệu m
3
/ngày khí từ mỏ
Bạch Hổ.
2.4 SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY:
Các sản phẩm khí của nhà máy xử lý khí Dinh Cố bao gồm: khí khô thương phẩm,
condensate, hỗn hợp bupro, propane, butane.
2.4.1 Khí khô:
AMF MF GPP GPPM
Lưu lượng (triệu m
3
/ngày) 3.95 3.67 3.44 5.03
Áp suất (kPa) 4700 4700 4700
Nhiệt độ (
o

C) 20.9 27.2 56.4
Điểm sương nước (
o
C) 15 4.6 6.6
Điểm sương hydrocarbon (
o
C) 20.3 -10.7 -38.7
2.4.2 Condensate:
AMF MF GPP GPPM
Lưu lượng (tấn/ngày) 330 380 400 542
Áp suất (kPa) 800 800 800
Nhiệt độ (
o
C) 45 45 45
Hàm lượng C
4
max (%) 2 2 2
2.4.3 Bupro (chế độ MF):
AMF MF GPP GPPM
Lưu lượng (tấn/ngày) 640
Áp suất (kPa) 1300
Nhiệt độ (
o
C) 47.34
2.4.4 Propane:
AMF MF GPP GPPM
Lưu lượng (tấn/ngày) 535 419
Hiệu suất thu hồi (%) 85.2
Áp suất (kPa) 1800
Nhiệt độ (

o
C) 45.57
Hàm lượng C
4
max (%) 2.5
2.4.5 Butane:
AMF MF GPP GPPM
Lưu lượng (tấn/ngày) 415 515
Hiệu suất thu hồi (%) 92
Áp suất (kPa) 900
Nhiệt độ (
o
C) 45
Hàm lượng C
5
max (%) 2.5

Chương III Thiết lập yêu cầu điều khiển tháp tách ở chế độ GPP nhà
mày Dinh Cố
Nhiệm vụ của điều khiển quá trình là đảm bảo điều kiện vận hành an toàn,
hiệu quả và kinh tế cho quá trình công nghệ ở trên.
Toàn bộ các chức năng của hệ thống điều khiển quá trình có thể phân loại và
sắp xếp nhằm phục vụ 5 yêu cầu cơ bản sau:
1. Đảm bảo vận hành hệ thống ổn định , trơn tru: giữ cho hệ thống hoạt động
ổn định tại điểm làm việc cũng như chuyển chế độ một cách trơn tru, đảm
bảo các điều kiện theo yêu cầu của chế độ vận hành, kéo dài tuổi thọ của
máy móc vận hành thuận tiện.
2. Đảm bảo năng suất và chất lượng sản phẩm: đảm bảo lưu lượng sản phẩm
theo kế hoạch sản xuất và duy trì các thông số liên quan chất lượng sản
phẩm trong phạm vi yêu cầu.

3. Đảm bảo vận hành hệ thống an toàn: giảm thiểu các nguy cơ xảy ra sự cố
cũng như bảo vệ con người, máy móc, thiết bị và môi trường.
4. Bảo vệ môi trường: giảm ô nhiễm môi trường thông qua giảm nồng độ khí
thải độc hại, giảm lượng nước sử dụng và lượng nước thải, hạn chế bụi và
khói, giảm tiêu thụ nguyên liệu và nhiên liệu.
5. Nâng cao hiệu quả kinh tế, đảm bảo năng suất và chất lượng theo yêu cầu
trong khi giảm chi phí nhân công, nguyên liệu và nhiên liệu, thích ứng
nhanh với yêu cầu của thị trường.
Hình 1 : Sơ đồ hoạt động nhà máy xử lý khí GPP Dinh Cố:
3.1 Tổng quan các hoạt đông và các thiết bị chính trong chế độ làm
việc GPP :
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 chế độ GPP được nêu ra ở hình vẽ đính kèm. Trong đó
đường đậm biểu diễn dòng lưu chất (lỏng, khí) trong chế độ GPP. Sơ đồ công
nghệ chế độ 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°C và áp suất 80 bar được đưa tới V-03.
Dòng khí ra từ Slug Catcher qua V-08 để tách nốt phần lỏng còn lại, lượng lỏng
được tách ra này được đưa đến 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°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°C xuống - 35°C nhờ dòng khí lạnh ra từ
đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ - 42,5°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°C) rồi được đưa vào tháp C-05 như một dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh tháp. Trong
chế độ GPP, tháp C-05 làm việc ở áp suất 33,5 bar, nhiệt độ đỉnh - 42°C và nhiệt
độ đáy -20°C. Khí ra khỏi đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ -42,5°C được sử dụng làm
lạnh khí đầu vào thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 trước khi nén ra dòng khí
thương phẩm bằng phần nén của CC-01.
Quá trình thu hồi lỏng trong 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 là 20°C) và vào tháp C-04 để tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong
lỏng đến từ V-03. Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47,5bar, nhiệt độ đỉnh và đáy lần
lượt là 44°C và 40°C. Khí sau khi ra khỏi thiết bị C-04 được nén tiếp tới 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 tiếp tới 109
bar bằng máy nén K-03, sau đó lại 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 14°C
và nhiệt độ đáy 109°C. Sản phẩm đáy của tháp C-01 chủ yếu là C
+
3
được đưa đến
tháp C-02 (áp suất làm việc của C-02 là 11 bar, nhiệt độ đỉnh 55°C và nhiệt độ đáy
134oC) 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°C qua hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-02, sau đó
được đưa tới 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 (11bar) và tháp C-03 (16 bar). Phần
Bupro còn lại được gia nhiệt đến 60°C trong thiết bị gia nhiệt E-17 trước khi cấp
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 46oC trong thiết bị E-11 được lắp tại đỉnh C-03 có dạng làm mát bằng
không khí và được đưa tới thiết bị chứa hồi lưu V-05 có dạng nằm ngang. Sản
phẩm Propane lỏng này được bơm ra khỏi V-05 bơm bằng các máy bơm, một
phần Propane thương phẩm được tách ra bằng thiết bị điều khiển mức và chúng
được đưa tới đường ống dẫn Propane hoặc bể chứa Propane V-21A. Phần còn lại
được đưa trở lại tháp C-03 như một dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh tháp.
Tại đáy 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°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 cảng Thị Vải sau khi được giảm nhiệt độ đến 60°C bằng thiết bị trao đổi
nhiệt E-17 và đến 45oC nhờ thiết bị trao đổi nhiệt E-12.

3.2 Sơ đồ chức năng tháp tách trong chế độ GPP
Nhà máy có 5 tháp chính: tháp C-01, C-02, C-03, C-04, C-05.
3.2.1 Tháp tách ethane C-01.
- Biến vào: lưu lượng dòng lỏng F từ tháp C-04; lưu lượng dòng lỏng W từ
đáy tháp C-05 và lưu lượng hồi lưu L
- Biến ra cần điều khiển : lưu lượng dòng khí hydrocacbon đi ra từ đỉnh
tháp hơi D , thành phần xD ; lưu lượng đi ra từ đáy tháp lỏng B , thành
phần xB.
- Nhiễu quá trình :nhiệt độ T
F
, thành phần z
F

, và tỷ lệ hơi V
F
của nguyên
liệu vào

3.2.2 Tháp ổn định C-02.
- Biến vào: lưu lượng dòng lỏng “F” đi ra từ đáy tháp C-01 , ;lưu lượng hồi
lưu hơi “H” , lưu lượng hồi lưu lỏng “L”