báo cáo thực tập tại nhà máy khí việt nam

Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
LỜI NÓI ĐẦU
Trong quá trình học tập chuyên ngành tại trường, em đã được học
những môn về chuyên ngành như: các quá trình và thiết bị trong công nghệ
hóa học và thực phẩm, kỹ thuật xúc tác, công nghệ chế biến dầu mỏ….tuy
nhiên, vẫn còn nhiều bỡ ngỡ do đặc thù và hạn chế của môn học. Hiểu được
những điều đó nên lãnh đạo Khoa Hóa Học & CNTP trường Đại Học Bà Rịa
– Vũng Tàu đã phối hợp với ban quản lý của nhà máy xử lý khí Dinh Cố tạo
điều kiện tốt nhất để em có thể đến cơ sở để được tìm hiểu một cách thực tế
nhất về quy trình sản xuất, vị trí địa lý, các bộ phận lãnh đạo….qua đó tạo
tiền đề để em có thể học tập tốt những môn học tiếp theo và làm nền tản để
chúng tôi trang bị thêm kiến thức phục vụ cho quá trình học tập và làm việc
sau khi ra trường.
Nhà máy Xử Lý Khí Dinh Cố được 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, giá trị kinh tế rất cao: Khí hóa lỏng (LPG), Condensate, Khí
khô tự nhiên.
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.
Với việc tân dụng các khí tự nhiên và các khí đồng hành để sản xuất ra
các nguồn 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.
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 1
1
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
CHƯƠNG 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 Nam là 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 từ Bạch Hổ vào bờ từ một triệu tấn đến
hai rồi đến ba triệu 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
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 2
2
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
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.
Bảng 1: 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
Bảng 2: 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
CHƯƠNGII: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY CHẾ BIẾN KHÍ DINH CỐ

I.GIỚI THIỆU TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM – PV GAS.
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 3
3
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
Tổng Công ty Khí Việt Nam - PV GAS là Công ty cổ phần được
thành lập trên cơ sở tổ chức lại Công ty TNHH một thành viên Chế
biến vàKinh doanh sản phẩm khí và các đơn vị thuộc tập đoàn Dầu
khí Quốc Gia Việt Namhoạt động trên các lĩnh vực thu gom, vận chuyển,
chế biến, dự trữ, phân phối và kinhdoanh các sản phẩm khí trên phạm vi toàn
quốc.
I. 1. Hoạt động chính.
- Thu gom, vận chuyển, dự trữ, chế biến khí và sản phẩm khí.
- Phân phối, kinh doanh các sản phẩm khí khô, khí thiên nhiên hoá lỏng
(LNG), khí thiên nhiên nén ( CNG), khí dầu mỏ hoá lỏng ( LPG), khí
ngưng tụ (Condensate); kinhdoanh vật tư, thiết bị, hóa chất trong lĩnh vực
chế biến khí và sử dụng các sản phẩm khí,kinh doanh dịch vụ cảng, kho bãi.
- Đầu tư cơ sở hạ tầng, hệ thống phân phối sản phẩm khí khô, khí lỏng.
- Phân phối LPG từ các nhà máy lọc hoá dầu và các nguồn khác của tập
đoàn.
- Tư vấn thiết kế, lập dự án đầu tư, thực hiện đầu tư xây dựng,
quản lý, vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa các công trình, dự án khí và liên
quan đến khí.
- Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực khí, thiết kế, cải tạo công trình
khí.
- Nghiên cứu trong lĩnh vực khí, cải tạo, bảo dưỡng, sửa chữa động cơ,
lắp đặt thiết bị chuyển đổi cho phương tiện giao thông vận tải và
nông, lâm, ngư nghiệp sử dụngnhiên liệu khí, dịch vụ vận tải của các
phương tiện có sử dụng nhiên liệu khí.
- Xuất,nhậpkhẩucác sản phẩm khí khô, LNG, CNG, LPG,
Condensate và vật tưthiết bị liên quan.

- Tham gia đầu tư các dự án khí thượng nguồn.
- Đầu tư tài chính; mua bán doanh nghiệp khí trong và ngoài nước.
I. 2. Sản phẩm, dịch vụ.
- Khí khô, khí hóa lỏng (LPG).
- Condensate, CNG, LNG.
- Vận chuyển, tàng trữ khí và sản phẩm khí.
- Tư vấn thiết kế, vận hành, bảo dưỡng, sữa chữa công trình khí.
- Đầu tư tài chính.
II. GIỚI THIỆU VỀ NHÀ MÁY.
II. 1.Vị trí nhà máy.
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được xây dựng tại thị xã An Ngãi,
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 4
4
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
huyện Long Điền, tỉnh 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 ).
II. 2.Sơ lược về nhà máy.
Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ ( cách đất liền 107 km) ngoài khơi bờ
biển Vũng tàu được vận chuyển qua đường ống 16” tới Long Hải và được xử
lý tại nhà máy GPP Dinh Cố để thu hồi LPG và các hydrocarbon nặng
hơn.Khí khô sau khi tách hydrocarcbon nặng được vận chuyển tới Bà Rịa và
Phú Mỹ để dùng làm nguyên liệu cho các nhà máy đạm, nhiên liệu cho nhà
máy điện.
Công suất vận chuyển khí của khí đồng hành Bạch Hổ giai đoạn thiết
kế là 4.3 triệu m
3
/ngày.Với lưu lượng này áp suất khí tới nhà máy là 109

barG.Từ năm 2002,khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông được đưa về giàn nén
trung tâm của mỏ Bạch Hổ qua đường ống 16”44 km để đưa về bờ tăng công
suất lên 5.7 triệu m
3
/ngày. Do lưu lượng tăng lên,sụt áp qua đường ống cũng
tăng lên dẫn đến áp suất tới nhà máy chỉ còn khoảng 70 barG.Năm 2003 cùng
với việc nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn (NCS) đi vào hoạt động,GPP cũng
đảm nhận vai trò vận chuyển toàn bộ lượng Condensate của NCS qua 3
đường ống 6” tới KCTV,do đó 1 cụm máy bơm công suất lớn được cũng được
lắp đặt bên cạnh hệ thống bơm Condensate cũ.
Nhà máy sử dụng công nghệ turbo-expander để thu hồi khoảng 540 tấn
propane/ngày,415 tấn butane/ngày và 400 tấn condensate/ngày với lưu lượng
đầu vào khoảng 4.3 triệu m
3
/ngày.Sản phẩm lỏng của nhà máy được vận
chuyển đến KCTV qua 3 đường ống 6”.Nhà máy bao gồm các cụm thiết bị
chính như máy nén đầu vào,slug-catcher,tháp hấp phụ tách nước,cụm thiết bị
làm lạnh sâu,turbo-expander,các tháp chưng cất,các máy nén hồi lưu,cụm
thiết bị chứa sản phẩm lỏng và các thiết bị phụ trợ…
Nhà máy được thiết kế nhằm đảm bảo hoạt động 24/24 với hệ thống
điều khiển phân tán lắp đặt trong phòng điều khiển.
Các hệ thống đường ống kết nối với nhà máy như đường ống dưới
biển,đường ống vận chuyển khí khô từ nhà máy tới các hộ tiêu thụ,các đường
ống vận chuyển sản phẩm lỏng 6” tới KCTV được giám sát bởi hệ thống
SCADA,lắp đặt ở trạm Dinh Cố cũ.
III.MỤC ĐÍCH 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.
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 5
5

Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
+ 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 nữa, khí đồng hành là một nguồn năng lượng sạch để sử dụng,
có giá thành rẻ và được xem là nhiên liệu lý tưởng để thay thế than, cũi, dầu
diezel
IV. Nguồn nguyên liệu và các đặc tính kĩ thuật.
Khí đồng hành này từ các mỏ được thu và dẫn về nhà máy bằng hệ
thống đường ống dẫn khí 16” về nhà máy Dinh Cố.
Lưu lượng thiết kế ban đầu của nhà máy là 4.3 triệu tấn/ngày. Hiện nay,
nhà máy còn tiếp nhận thêm lượng khí ở mỏ Rạng Đông nên lưu lượng khí
hiện tại của nhà máy khoảng 3,5 - 4 triệu m
3
khí/ngày.
Bảng 4.1 Đặc điểm của khí đồng hành dẫn từ mỏ Rạng Đông
( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F1)
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 6
6
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
ST
T
Tên chỉ tiêu

Đơn vị
tính
Đặc tính kỹ
thuật
1 Chất lỏng tự do nhỏ hơn % 1
2
Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở
áp suất giao và chế độ vận hành bình
thường , nhỏ hơn
o
C 30.5
3
Nhiệt độ điểm sương của hydrocarbon ở
áp suất giao và chế độ vận hành không
qua máy nén, nhỏ hơn
o
C 54
4
Nhiệt độ điểm sương của nước ở áp suất
giao, nhỏ hơn
o
C 5
5
Nhiệt độ trong điều kiện vận hành bình
thường trong khoảng
o
C 15<t
o
<85
6 Nhiệt trị toàn phần (GHV),không nhỏ hơn Btu/Scf 950<GHV<1350

7 Hàm lượng CO
2
nhỏ hơn %V 1
8
Tổng hàm lượng chất trơ kể cả CO
2
nhỏ
hơn
%V 2
9 Hàm lượng H
2
S,nhỏ hơn ppm 10
10 Hàm lượng lưu huỳnh tổng ppm 30
11 Hàm lượng O
2
%V 0.1
12 Hàm lượng metan không ít hơn %V 70
Bảng 4.2. Đặc điểm của khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ
( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F2)
ST Tên chỉ tiêu Đơn vị Đặc tính
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 7
7
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
T tính kỹ thuật
1
Áp suất ban đầu tại giàn ống đứng không nhỏ
hơn
bar 125
2 Nhiệt độ khí đồng hành tại giàn ống đứng
o

C -
3
Điểm sương của nước ở nhiệt độ 125 bar nhỏ
hơn
o
C 5
4 Hàm lượng CO
2
và N
2
nhỏ hơn %mole 2
5 Hàm lượng oxy %V 0.1
6 Hàm lượng H
2
S ppm 10
7 Hàm lượng lưu huỳnh tổng ppm 30
8
Methane, ethane, propan, i-butane, neo-pentane,
hexane, heptanes, ctanes, nonanes, decanes,
undercanes, đodercanesplus
%mole Báo cáo
9
Khối lượng riêng của khí vào bờ ở điều kiện
15
o
C và 1.01325 bar
Báo cáo
10 Trọng lượng phân tử của khí vào bờ g/mole Báo cáo
11 Nhiệt trị của khí vào bờ MJ/m
3

Báo cáo
12
Khối lượng riêng của condensate ở điều kiện
bình tách 28
o
C,10 bar
Báo cáo
13 Trọng lượng phân tử của condensate trắng g/mole Báo cáo
Bảng 4.3. Đặc tính kỹ thuật khí và condensate đầu vào nhà máy Dinh Cố
( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính nguyên liệu NCPT.CAM 007.05/F3)
STT Tên chỉ tiêu Đơn vị tính
Đặc tính kỹ
thuật
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 8
8
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
1
Điểm sương của nước ở 125 bar
nhỏ hơn
o
C 5
2 Hàm lượng CO
2
và N
2
nhỏ hơn % mole 2
3
Hàm lượng lưu huỳnh tổng nhỏ
hơn
ppm 30

4
Methane, ethane, propan, i-
butane, neo-pentane, hexane,
heptanes, ctanes, nonanes,
decanes, undercanes,
đodercanesplus
% mole Báo cáo
V. Sản phẩm tạo thành từ nhà máy.
Sản phẩm của nhà máy gồm có:
• Khí khô thương phẩm
• LPG
• Condensate
Khí khô thương phẩm:là khí thu được từ khí thiên nhiên và khí đồng
hành sau khi được xử lý loại nước và tách các tạp chất cơ học, tách khí hóa
lỏng LPG, Condensate. Thành phần chính của khí khô thương phẩm chủ yếu
là methane, ethane, ngoài ra còn có một phần nhỏ khí propane, butane cũng
như các khí vô cơ khác như nitơ, cacbondioxit… với hàm lượng cho phép.
Khí khô thương phẩm này được cung cấp cho nhà máy điện, đạm, nhà
máy cán thép, nhà máy sản xuất gốm…
Bảng 5.1.1 Hàm lượng cho phép trong khí khô thương phẩm.
Chỉ tiêu
Chế độ vận hành
AMF MF GPP GPP hiện tại
Lưu lượng (triệu m
3
/ngày) 3,8 3,5 3,34 4,7
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 9
9
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
Nhiệt độ (

0
C) 20,3 30,4 60,8 55
Áp suất (bar) 45,5 49,5 48,0 52
Nhiệt trị toàn phần (MJ/m
3
) 49,9 45,2 42,7 42,6
Thành phần (% mole)
C
1
73,3
6
79,30
82,8
5
84,8107
C
2
13,8
8
14,8
8
15,4
1
13,3255
C
3
7,77 4,33 1,23 1,3184
i-C
4
1,70 0,48 0,08 0,0732

n-C
4
2,40 0,54 0,08 0,0671
i-C
5
0,23 0,06
0,00
6
0,0031
n-C
5
0,24 0,06
0,00
6
0,0031
C
6
+
0,09 0,01 0 0
N
2
0,22 0,24 0,25 0,3571
CO
2
0,06 0,07 0,07 0,0244
H
2
O 0,05 0,03 0,03 —
Sau khi tách, khí khô thương phẩm được chuyển tới Bà Rịa, Phú Mỹ
bằng hệ thống đường ống dẫn khí 16’’ Dinh Cố – Bà Rịa – Phú Mỹ.

V.2 LPG (Liquefied Petroleum Gas).
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 10
10
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
Khí hóa lỏng LPG:là hỗn hợp hydrocarbon nhẹ thành phần chính gồm
propane và butane, có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều
kiện áp suất trung bình ở nhiệt độ môi trường.
LPG được sử dụng chủ yếu làm chất đốt trong dân dụng và công
nghiệp.Ngoài ra, LPG còn được sử dụng làm nhiên liệu cho động cơ trong
giao thông vận tải và còn là một nguồn nguyên liệu cho các nhà máy hóa dầu.
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
Bảng 5.2.1 Chỉ tiêu kỹ thuật cần đạt được của LPG
( Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính sản phẩm NCPT.CAM 007.03/F1)
ST
T
Tên chỉ tiêu
Đơn vị
tính
Propan Butan Bupro
Phương pháp
phân tích
1
Áp suất hơi ở
37.8
o
C max
Kpa 1430 485 1430
ASTM
D1267-95

2
Hàm lượng lưu
huỳnh tổng
Ppm 185 140 140
ASTM
D2784-98
3
Hàm lượng
nước tự do
%kl
Không
có
Không
có
Không
có
Quan sát bằng
mắt thường
4
Độ ăn mòn tấm
đồng trong một
giờ ở 37.8
o
C
- số 1 số 1 số 1
ASTMD1838-
91
5 Tỷ trọng ở 15
o
C Kg/l

số liệu
báo cáo
số liệu
báo
cáo
số liệu
báo
cáo
ASTM
D1657-91
6
Thành phần
ASTM
D2163-91
Hàm lượng Etan %mole
số liệu
báo cáo
- -
Hàm lượng
Butan và các
hợp chất nặng
hơn, max
%mol 2,5 - -
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 11
11
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
Hàm lượng
pentan và các
hợp chất nặng
hơn, max

- 2 2
Hydrocarbon
không bão hoà
Số liệu
báo cáo
Số liệu
báo
cáo
0,05
7
Thành phần cặn
nặng sau khi
bốc hơi 100ml,
max
Ml 0,05 0,05 0,05
ASTM
D2158-97
V.3 Condensate.
Condensate : là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng, gồm hidrocacbon có
phân tử lượng lớn hơn Propan và Butan, hợp chất vòng, nhân thơm, được
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 12
12
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
ngưng tụ và thu hồi sau khi qua các bước xử lý, tách khí bằng các phương
pháp làm lạnh ngưng tụ, chưng cất nhiệt độ thấp, hấp phụ, hấp thụ
Ở Việt Nam có hai loại: Một loại được tách từ bình lỏng đặt tại giàn
khoan, lượng không lớn; loại thứ hai được ngưng tụ trong quá trình vận
chuyển trên đường ống. Từ condensate, chúng ta có thể làm nhiên liệu (như
các loại xăng M92, M95), làm dung môi và các sản phẩm Hoá dầu.
Thành phần chính của Condensate là các hydrocarbon no như pentane,

hexane, heptane (C5
+
), ngoài ra còn có các hydrocarbon mạch vòng, các
nhân thơm và một số tạp chất khác.
Lưu lượng:50.000 tấn/năm.
Hiện nay, Condensate của nhà máy được vận chuyển đến nhà máy xử
lý Condensate và được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng.
Hiện nay lượng LPG do nhà máy cung cấp khoảng 150000 tấn/năm.
Condensate thu được từ nhà máy sẽ được chuyển đến nhà máy xử lý
condensate Thị Vải để tiếp tục xử lý.
Condensate được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng, dung môi pha sơn,
dung môi trong công nghiệp, DO, FO.
Bảng 5.3.1.Kết quả thực tế của Condensate
(Theo biểu mẫu kiểm tra đặc tính sản phẩm NCPT.CAM 007.03/F1)
ST Tên chỉ tiêu Đơn vị Mức chất Phương pháp
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 13
13
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
T tính lượng đăng ký phân tích
1 Tỷ trọng ở 15
o
C Kg/l Số liệu báo cáo
ASTM D1298-
99
2
Áp suất hơi bão hoà ở
37.8
o
C,max
Psi 12,1

ASTM D323-
99
3
Hàm lượng lưu huỳnh,
max
%kl 0,15
ASTM D1266-
98
4 Hàm lượng nước tự do %kl Không có ASTM D95-99
5
Tổng hàm lượng axit,
max
Mg
KOH/g
0,033
ASTM D974-
95
6
Ăn mòn tấm đồng trong
3giờ ở 50
o
C
- số 1
ASTM D130-
94
7 Trị số octan (RON),min 55
ASTM D2699-
95a
8 Chưng cất
ASTM D86-96

IBP,max
o
C 45
FBP,max
o
C 180
Hàm lượng cặn và hao
hụt,max
%Vol 2,5
CHƯƠNGIII:QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ
Để đảm bảo cho việc vận hành Nhà máy được linh hoạt tránh bị sự cố
và đảm bảo hoạt động của nhà máy được liên tục không gây ảnh hưởng đến
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 14
14
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
việc cung cấp khí cho nhà máy điện, đạm, nhà máy được lắp đặt và hoạt
động theo các chế độ chính:
• Chế độ AMF (Ablolute Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu
tuyệt đối.
• Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu.
• Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện.
• Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): 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: 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. 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 tài
liệu này sẽ trình bày lại hai chế độ này theo đúng thiết kế với các ghi chú về
thay đổi hiện tại. Còn lại tài liệu sẽ tập trung cập nhật các thông số vận hành
và công nghệ cho chế độ GPP và MGPP.
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 15
15
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
I. Chế độ AMF.
Chế độ AMF ( theo thiết kế):
Chế độ AMF theo thiết kế

là chế độ vận hành nhà máy ban đầu với
các thiết bị tối thiểu nhằm cung cấp khí
cho các hộ
tiêu thụ và không
chú trọng vào thu
hồi sản phẩm lỏng.
I .1.Sơ đồ
công nghệ.
I .2 Mô
tả sơ
đồ.
Khí đồng
hành mỏ Bạch Hổ
với lưu lượng khí ẩm
khoảng 4,3 triệu
m
3
/ngày được đưa tới
Slug Catcher của nhà máy bằng
đường ống 16’’ với áp suất 109 bar,
nhiệt độ 25,6
0
C. Tại đây,
Condensate và khí được tách ra theo các
đường riêng biệt để tiếp tục xử lí, nước có
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 16
16
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
trong Condensate được tách nhờ trọng lực và đưa vào bình tách nước ( V- 52)
để xử lí. Tại đây nước được làm giảm tới áp suất khí quyển và hydrocacbon bị

hấp thụ sẽ được giải phóng đưa vào đốt ở hệ thống cột đuốc, nước sau đó
được đưa tới hầm đốt ( ME- 52).
Dòng lỏng đi ra từ Slug Catcher (SC) được giảm áp và đưa vào bình
tách V-03 hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 20
0
C. V-03 có nhiệm
vụ: Tách hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng nhờ giảm áp. Cùng với việc
giảm áp suất từ 109 bar xuống 75 bar, nhiệt độ cũng giảm thấp hơn nhiệt độ
hình thành hydrate nên để tránh hiện tượng này, V-03 được gia nhiệt đến 20
0
C
bằng dầu nóng nhờ thiết bị gia nhiệt E-07.Sau khi ra khỏi V-03 dòng lỏng này
được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B nhằm tận dụng nhiệt và làm mát cho
dòng condensate thương phẩm.
Dòng khí thoát ra từ Slug Catcher được dẫn vào bình tách lọc V-08 để
tách triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí do SC không tách hết và
lọc các hạt bụi trong khí (nếu có) tránh làm hư hỏng các thiết bị sau.
Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hòa dòng EJ-01 A/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 2 pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 20
0
C
cùng với dòng khí từ V-03 (đã giảm áp) được đưa vào tháp C-05. Nhiệm vụ
của EJ-01 A/B/C là giữ áp suất làm việc của tháp C-01 ổn định.Tháp C-05
hoạt động ở 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 có nhiệm vụ
tách phần lỏng ngưng tụ do sự sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi qua
EJ-01 A/B/C. Dòng khí đi 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 hai 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 công việc chứa trong bồn chứa ngoài trời. Với ý
nghĩa đó, trong chế độ AMF, tháp C-01 hoạt động như là tháp ổn định
Condensate.Trong đó, phần lớn hydrocacbon nhẹ hơn Butan được tách ra khỏi
Condensate nhờ thiết bị gia nhiệt E-01A/B đến 194
0
C. Khí ra ở đỉnh tháp có
nhiệt độ 64
0
C được trộn với khí nguyên liệu nhờ EJ-01 A/B/C. Dòng
Condensate ở đáy tháp được trao đổi nhiệt tại E-04A/B và được làm lạnh
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 17
17
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
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 chứa bồn chứa TK-21
II. Chế độ MF.
Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy. Trong chế độ hoạt
động này, một số thiết bị được bổ sung vào so với chế độ AMF( không có EJ-
A/B/C), các thiết bị chủ yếu là tháp hấp phụ loại nước V-06A/B (Dehyration
Adsorber), thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/khí E-14 (Cold Gas/ Gas
Exchanger), thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng E-20 (Gas/Cold Liquid
Exchanger), máy nén khí ở đỉnh tháp tách enthane K-01 (Deethanizer OVHD
Compressor), máy nén K-04A/B và tháp ổn định C-02 (Stabilizer).

• Tháp ổn định Condensate C-02.
• Các thiết bị trao đổi nhiệt: E-14, E-20.
• Thiết bị hấp thụ V-06A/B.
• Máy nén K-01, K-04A/B.
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 18
18
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
II.1 Sơ đồ công nghệ.
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 19
19
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
II .2 Mô tả sơ đồ.
Dòng khí từ Slug Catcher được đưa tới 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-06A/B khỏi bị hỏng hoặc giảm hoạt tính cũng như
giảm tuổi thọ của chúng. Sau khi được loại nước tại V-06A/B dòng khí được
đưa đồng thời đến 2 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 đi ra từ đỉnh tháp C-05 được sử dụng như tác nhân làm lạnh
bậc một cho dòng nguyên liệu tại E-14 (nhiệt độ giảm từ 26,5
0
C xuống -17
0
C)
dòng nguyên liệu qua 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 các nhà máy điện.
Hai tháp hấp thụ V-06A/B được sử dụng luân phiên, khi tháp này làm
việc thì tháp kia tái sinh. Quá trình tái sinh được sự cung cấp nhiệt của dòng
khí thương phẩm nâng nhiệt độ lên 220

0
C, dòng ra khỏi thiết bị V-06 A/B
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 trong chế độ AMF, ngoại
trừ việc đưa khí từ V-03 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 methane, ethane còn lại, dòng khí ra
từ V-03 được đưa đến tháp C-01 để tách triệt để ethane. Dòng lỏng ra khỏi V-
03 được đưa đến tháp C-01 sau khi được gia nhiệt từ 20
0
C lên 80
0
C tại thiết bị
E-04A/B nhờ dòng lỏng ra từ tháp C-02. Tháp C-01 có ba dòng nguyên liệu
được đưa vào:
• Dòng khí đến từ V-03 vào giữa đĩa thứ 2 và thứ 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 trên đỉnh
tháp sau đó được nén từ 25 bar lên 47 bar nhờ máy nén K-01 trước khi được
dẫn vào đường khí thương phẩm.
Phần lỏng ra từ đáy tháp C-01 được đưa 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 khi ra khỏi E-04A/B để gia nhiệt cho

TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 20
20
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
nguyên liệu vào tháp.Sau khi ra khỏi E-04A/B dòng lỏng này được đưa đến
làm lạnh bằng thiết bị 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 dẫn sản phẩm LPG.
III. Chế độ 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
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 21
21
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
III .1 Sơ đồ công nghệ.
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 22
22
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
III .2 Mô tả sơ đồ.
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-08 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 E-14
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-03.
Tháp C-04 làm việc ở áp suất 47,5 bar, nhiệt độ đỉnh và đáy 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
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 23
23
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
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 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 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 cảng 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.
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 24
24
Báo cáo thực tập GVHD: TS. Lê Thanh Thanh
IV. Chế độ hoạt động GPP chuyển đổi.
Để giải quyết những việc phát sinh của việc tăng năng suất của Nhà
máy khi phải tiến hành tiếp nhận thêm lượng khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông
sao cho đem lại hiệu quả cao nhất: Việc tăng lưu lượng khí đồng hành dẫn
vào bờ gây nên sự sụt giảm áp suất đáng kể trên đường ống làm cho áp suất
tại đầu vào nhà máy xử lý khí không thể đảm bảo giá trị áp suất thiết kế là
109 bar. Phương pháp lắp đặt trạm nén khí đầu vào nhà máy khí Dinh Cố để
nén tăng áp suất khí nguyên liệu vào nhà máy lên 109 bar theo thiết kế ban
đầu sẽ đảm bảo việc tăng sản lượng sản phẩm của Nhà máy khi tăng lưu
lượng nguyên liệu vào nhà máy cũng như đủ áp suất của dòng khí cung cấp
cho Nhà máy điện Phú Mỹ1.
Trạm nén khí đầu vào được lắp đặt gồm 4 máy nén khí gồm: 3 máy hoạt

động và 1 máy dự phòng. Ngoài ra, một số thiết bị của nhà máy xử lý khí
Dinh Cố cũng được cải tiến để kết nối mở rộng với trạm nén khí.
Các thiết bị trong chế độ này gồm toàn bộ thiết bị của chế độ GPP và
thêm trạm nén khí đầu vào K-1011 A/B/C/D và bình tách V-101.
TÌM HIỂU THÁP C-02 NMCB KHÍ DINH CỐ 25
25