BÀI BÁO CÁO-TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM - CT VẬN CHUYỂN HÍ ĐÔNG NAM BỘ- TRUNG TÂM PHÂN PHỐI KHÍ PHÚ MỸ

LỜI NÓI ĐẦU
Dầu mỏ và khí thiên nhiên là nguồn nguyên nhiên liệu vô cùng quý hiếm,
gần như không thể thay thế và tái sinh được, nó đóng vai trò cực kì quan trọng nếu
không muốn nói là quyết định trong thời đại văn minh hiện nay và trong vài chục năm
nữa khi mà những nguồn năng lượng khác vẫn chưa thể thay thế được. Mọi sự biến
động của cán cân cung và cầu của dầu khí đều lập tức ảnh hưởng đến mọi lĩnh vực
kinh tế, đến chính sách xã hội, thậm chí có thể dẫn đến xung đột vũ trang.
Trước kia lượng dầu khai thác và sử dụng chiếm lượng lớn vượt nhiều lần khí
khai thác được. Nhưng theo nhận định của nhiều nhà khoa học, thế kỷ 21 này có lẽ là
đỉnh cao của kỷ nguyên khí. Năm 1973 trữ lượng khí tìm thấy là 41,7.10
12
. Năm 1993
lượng khí khai thác được là 2,2 nghìn tỷ m
3
. Sự phân bố của khí là không đồng đều,
khoảng 40% khí thuộc Liên Xô cũ. Có những mỏ khí khổng lồ có trữ lượng vài nghìn
tỷ m
3
như: Mỏ Panhaudle_hugston có trữ lượng 2.10
12
m
3
ở Mỹ. Hay mỏ Pars có trữ
lượng 2.10
12
m
3
ở Iran.
Ở Việt Nam có hai mỏ khí lớn ở vùng trũng Nam Côn Sơn và vùng trũng Cửu
Long với trữ lượng dự đoán là 250-400 tỷ m
3

. Hiện nay trữ lượng khai thác khí của
Việt Nam khoảng 6 triệu m
3
/ngày. Công ty Anzoilasia PTC LTD của Úc, thông báo đã
tìm được mỏ khí với trữ lượng hàng trăm tỷ m
3
ở vùng trũng sông Hồng.
Việc khai thác và vận chuyển khí vào bờ để chế biến cũng như việc vận chuyển
và phân phối khí khô cho các khách hàng là một vấn đề hết sức quan trọng vì nó liên
quan tới nhiều vấn đề; nếu sự cố xảy ra thì sẽ để lại hậu quả vô cùng nghiêm trọng
như: ảnh hưởng tới môi trường, tới kinh tế và có hậu quả lâu dài khó khắc phục.
Với mục đích góp phần hiểu rõ quá trình vận chuyển và phân phối khí, trong thời
gian qua chúng em đã được thực tập tốt nghiệp tại công ty vận chuyển khí Đông Nam
Bộ thuộc Tổng công ty khí Việt Nam – PV Gas địa chỉ 101 Lê Lợi, Tp Vũng Tàu, đặc
biệt chúng em đã được đi thực tế ở Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ. Tại đây chúng
em đã được học hỏi rất nhiều về nội quy an toàn lao động, nguyên tắc hoạt động của
của các thiết bị, nguyên tắc vận chuyển và phân phối khí của công ty.
Nội dung báo cáo thực tập tốt nghiệp bao gồm các phần như sau:
 Mở đầu
 Phần I Giới thiệu về Tổng công ty khí Việt Nam
 Phần II Giới thiệu công ty vận chuyển khí Đông Nam Bộ
 Phần III Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ
 Kết luận
Do thời gian còn hạn chế nên chắc chắn báo cáo thực tập tốt nghiệp không tránh
khỏi thiếu xót. Em rất mong có sự góp ý, phê bình của các anh trong phòng Phân
xưởng vận hành, quý thầy cô để em có thể hoàn thiện kiến thức của mình.
LỜI CÁM ƠN
PHẦN I: GIỚI THIỆU TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM
1.1 Quá trình hình thành và phát triển
Tiền thân của Tổng công ty Khí Việt Nam (Petro-Vietnam Gas - PV Gas) là

Công ty khí đốt (thuộc Ban quản lý công trình Dầu khí Vũng Tàu), thành lập vào ngày
20-9-1990. Từ một đơn vị chuyên quản lý đầu tư và xây dựng, PV Gas đã bước vào
một lĩnh vực hoạt động hoàn toàn mới, gặp không ít khó khăn và thách thức. Song với
quyết tâm cao, với tinh thần chủ động sáng tạo, dám nghĩ dám làm, đồng thời được sự
chỉ đạo sát sao của các cơ quan cấp trên, sự giúp đỡ của chính quyền, nhân dân các địa
phương và sự hợp tác của bạn hàng, trong vòng gần 20 năm PV Gas đã vượt qua mọi
khó khăn để đạt được những thành tích đáng tự hào và trở thành một trong những đơn
vị chủ lực của Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam.
Ngay sau khi thành lập, để thực hiện nhiệm vụ Tập đoàn giao, bảo đảm cơ sở
hạ tầng vững chắc, PV Gas đã lần lượt đầu tư và đưa các dự án sau đây vào hoạt động:
- Ngày 20/9/1990, PV Gas được thành lập trên cơ sở Ban quản lý công trình Dầu
khí Vũng Tàu với tên gọi ban đầu là Công ty Khí đốt với nhiệm vụ thu gom,
vận chuyển, tàng trữ, kinh doanh khí và sản phẩm khí.
- Năm 1993, triển khai Dự án thu gom khí Bạch Hổ. Ðây là dự án lớn, phức tạp,
bao gồm hệ thống đường ống thu gom và vận chuyển khí, giàn nén khí, nhà
máy xử lý khí, kho chứa và cảng xuất sản phẩm lỏng, các trạm phân phối khí,
với tổng vốn đầu tư 600 triệu USD. Mục tiêu của dự án là sớm tận thu khí đồng
hành đưa vào bờ phục vụ nền kinh tế quốc dân. Dự án đã được chia thành các
giai đoạn để thực hiện và đã được hoàn thành, đưa vào sử dụng từng phần, đó
là: Phần đưa sớm khí vào bờ hoàn thành đầu quý 2-1995.
- Tháng 5/1995, PV Gas hoàn thành hệ thống đường ống dẫn khí Bạch Hổ - Bà
Rịa, giai đoạn đưa nhanh khí vào bờ của Dự án khí Bạch Hổ, chấm dứt việc đốt
bỏ ngoài khơi khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ, cung cấp khí cho Nhà máy Điện
Bà Rịa với công suất 1 triệu m
3
khí/ngày.
- Năm 1997, cùng với việc hoàn thành giàn nén nhỏ, giàn nén lớn và mở rộng hệ
thống đường ống dẫn khí trên bờ, công suất đưa khí vào bờ đã được nâng dần
lên hai triệu m
3

/ngày đêm vào ngày 25-2-1997 và ba triệu m
3
/ngày đêm vào
ngày 14-12-1997 để cấp cho các nhà máy điện Phú Mỹ 2.1 và 2.1 mở rộng.
- Tháng 10/1999, PV Gas đưa vào 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. Từ đây,
ngoài khí khô cấp cho các nhà máy điện tại Bà Rịa và Phú Mỹ, PV Gas bắt đầu
cung cấp các sản phẩm lỏng (LPG và Condensate) mỗi năm 150 nghìn tấn
condensate, 300 nghìn tấn khí hóa lỏng cho thị trường nội địa.
- Tháng 11/2001, PV Gas hoàn thành đường ống dẫn khí Rạng Đông – Bạch Hổ
dài 45 km. Khí đồng hành từ Rạng Đông được thu gom và đưa vào bờ cùng với
khí Bạch Hổ. Đưa thêm một triệu m
3
khí/ngày đêm của mỏ Rạng Ðông về mỏ
Bạch Hổ, nâng công suất của dự án khí đồng hành mỏ Bạch Hổ từ 4,7 triệu
m
3
/ngày đêm lên 5,7 triệu m
3
/ngày đêm, góp phần tăng sản lượng cung cấp khí.
- Tháng 12/2002, Dự án đường ống khí Nam Côn Sơn hợp tác giữa
PetroVietnam, BP và Conoco Phillips hoàn thành đưa vào vận hành với công
suất 7 tỷ m
3
/năm có tổng vốn đầu tư gần 600 triệu USD, bao gồm hệ thống
đường ống dài trên 400 km từ lô 06.1 và 11.2 đến Phú Mỹ, Trạm xử lý khí Dinh
Cố, Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ, Ðường ống Phú Mỹ - TP Hồ Chí Minh
nhằm tiếp nhận, vận chuyển khí từ bể Nam Côn Sơn cung cấp cho các nhà máy
điện, các khu công nghiệp ở Bà Rịa - Vũng Tàu, Ðồng Nai, TP Hồ Chí Minh.
Dự án góp phần gia tăng đáng kể sản lượng khí cung cấp cho các nhà máy

Điện, Đạm và các khách hàng công nghiệp ở khu vực các tỉnh phía Nam.
- Tháng 11/2003, hoàn thành mạng đường ống cấp khí thấp áp Phú Mỹ - Mỹ
Xuân - Gò Dầu cung cấp khí nhiên liệu cho các hộ công nghiệp vừa và nhỏ tại
địa bàn các tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu, Đồng Nai.
- Từ ngày 17/11/2006, PV Gas được chuyển đổi thành Công ty TNHH một thành
viên thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam với hơn 1.000 nhân viên.
- Tháng 5/2007 dòng khí thương mại từ mỏ PM3 – CAA được đưa vào bờ cung
cấp cho Nhà máy điện Cà Mau 1 thuộc khu Công nghiệp Khánh An, tỉnh Cà
Mau. Đây là công trình quan trọng của cụm Dự án Khí – Điện – Đạm, góp phần
phát triển kinh tế cho tỉnh Cà Mau và khu vực đồng bằng sông Cửu Long.
- Ngày 18/7/2007, Tổng công ty Khí Việt Nam được thành lập trên cơ sở tổ chức
lại Công ty TNHH một thành viên Chế biến và Kinh doanh sản phẩm khí và
một số đơn vị kinh doanh Khí thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.
- Ngày 5/3/2010, PV Gas đã ký kết Hợp đồng Hợp tác kinh doanh dự án đường
ống dẫn khí lô B Ô Môn với Chevron Vietnam, Mitsui Oil Exploration, PTTEP
Thai lan. Dự kiến dự án được hoàn thành đưa vào vận hành năm 2014 với công
suất tuyến ống là 7 tỷ m
3
/năm.
- Ngày 20/04/2009, Hội đồng Quản trị Tập đoàn dầu khí Việt Nam quyết định cổ
phần hóa Tổng Công ty Khí Việt Nam.
 Sau gần 20 năm kể từ ngày thành lập, PV Gas đã trưởng thành từ một
công ty có quy mô nhỏ thành một Tổng Công ty mạnh giữ vai trò chủ đạo
trong ngành công nghiệp khí Việt Nam, hàng năm PV GAS đóng góp vào
Ngân sách Nhà nước hàng ngàn tỉ đồng.
 Với những thành tựu đã đạt được, PV Gas vinh dự được đón nhận rất
nhiều Huân chương, Cờ thi đua, Bằng khen của Nhà nước, các bộ, ngành, địa
phương và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam:
 Huân chương Độc lập Hạng III cho đơn vị có thành tích đặc biệt xuất sắc trong
công tác góp phần vào sự nghiệp xây dựng CNXH và bảo vệ Tổ quốc.

 Huân chương Lao động hạng I cho Đơn vịđã có thành tích xuất sắc trong công
tác từ năm 2002 đến năm 2006, góp phần vào sự nghiệp xây dựng Chủ nghĩa
Xã hội và bảo vệ Tổ quốc;
 Huân chương Lao động hạng II cho Đơn vịđã có thành tích đặc biệt xuất sắc
trong công tác từ năm 1999 đến năm 2001, góp phần vào sự nghiệp xây dựng
Chủ nghĩa Xã hội và bảo vệ Tổ quốc;
 Huân chương Lao động hạng III cho Đơn vịđã có thành tích xuất sắc trong công
tác từ năm 1993 đến năm 1997, góp phần vào sự nghiệp xây dựng Chủ nghĩa
Xã hội và bảo vệ Tổ quốc;
 Huân chương Chiến công hạng III về công tác phòng cháy chữa cháy giai đoạn
1996 -2000;
 Cờ thi đua Chính Phủ cho Đơn vịđã hoàn thành xuất sắc nhiệm vụ công tác, dẫn
đầu phong trào thi đua các năm: 1998, 1999, 2000, 2002, 2006;
 Bằng khen của Thủ tướng Chính phủ cho Đơn vị có nhiều thành tích trong công
tác, góp phần vào sự nghiệp xây dựng Chủ nghĩa Xã hội và bảo vệ Tổ quốc
năm 2002;
 Cờ thi đua của Bộ Công thương cho Đơn vị xuất sắc trong phong trào thi đua
năm 2007;
 Cờ thi đua của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam từ năm 2002 đến 2005;
 Bằng khen của Bộ Công an về phong trào bảo vệ an ninh - tổ quốc liên tục
trong 03 năm: 1999, 2000, 2001;
 Bằng khen của Bộ Y tế về công tác an toàn - vệ sinh lao động năm 2000;
 Bằng khen của UBND tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu về phong trào bảo vệ an ninh -
tổ quốc trong thời kỳđổi mới (1986-2000); về việc thực hiện tốt Bộ Luật Lao
động giai đoạn 1995 - 2000; về công trái giáo dục các năm 2003, 2004, 2005;
 Cờ của Tổng Liên đoàn Lao động Việt Nam trong phong trào xanh - sạch - đẹp,
đảm bảo an toàn vệ sinh lao động các năm 2001, 2004, 2005;
 Bằng khen của Tổng liên đoàn Lao động Việt Nam trong phong
trào công nhân viên chức lao động và hoạt động công đoàn năm 1991-2004;
phong trào thi đua lao động giỏi và xây dựng công đoàn vững mạnh năm 2003

và năm 2004;
 Bằng khen của Bộ Lao động Thương binh và Xã hội cho tập thể có thành tích
xuất sắc trong công tác lao động - tiền lương năm 2005;
 Bằng khen của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam cho Đơn vịđã đạt nhiều
thành tích xuất sắc trong việc hoàn thành nhiệm vụ các năm: 1999,
2000, 2001, 2004, 2005 và 2006;
 Cờ của Công đoàn Dầu khí Việt Nam tặng Công đoàn cơ sở vững mạnh xuất
sắc liên tục các năm: 2000, 2001, 2002, 2003, 2004 và 2005;
 Bằng khen của Ban chấp hành Trung ương Hội khuyến học Việt Nam ngày
25/09/2006 vì đã có thành tích xuất sắc trong phong trào Khuyến học năm
2006;
 Bằng khen của Ủy ban Trung ương hội các nhà doanh nghiệp trẻ
Việt Nam ngày 14/08/2008 vì đã có thành tích phát triển thương hiệu trong
thời kỳ hội nhập kinh tế quốc tế, đạt giải thưởng Sao Vàng Phương Nam năm
2008;
 Bằng khen của Ủy ban Quốc gia về hợp tác quốc tế ngày 01/09/2008 vì đã có
thành tích xuất sắc trong xây dựng, phát triển thương hiệu và tham gia hội nhập
kinh tế quốc tế;
 Và nhiều danh hiệu cao quý khác.
Sau 20 năm hình thành và phát triển, đến nay, PV Gas đã tạo dựng cho mình cơ
sở hạ tầng một cách đồng bộ để bảo đảm phát triển vững chắc từ thu gom, vận chuyển,
chế biến, tàng trữ và phân phối.
- Về thu gom: tổng sản lượng khí thu gom từ các mỏ (Bạch Hổ, Rạng
Ðông, Phương Ðông, Lan Tây, Lan Ðỏ, Cá Ngừ Vàng, Sư Tử Ðen, Rồng Ðôi,
PM3 & 46 Cái Nước) để đưa vào bờ cung cấp cho các hộ tiêu thụ hàng năm hơn
8 tỷ m
3
.
- Về hệ thống xử lý, tàng trữ và phân phối khí: hai trạm xử lý khí tại Dinh
Cố, Bà Rịa - Vũng Tàu, gần 900 km đường ống cấp khí cao áp cho hai khu vực

Ðông và Tây Nam Bộ, các trạm phân phối khí tới từng hộ tiêu thụ, hệ thống kho
chứa khí hóa lỏng với sức chứa gần 60 nghìn tấn. Với cơ sở vật chất đồng bộ và
hoàn chỉnh, PV Gas đang cung cấp nguồn nguyên, nhiên liệu khí đầu vào để
sản xuất ra 36 tỷ kWh điện/năm, tương ứng 40% tổng sản lượng điện quốc gia,
gần 800 nghìn tấn đạm/năm, tương ứng 30% tổng sản lượng đạm cả nước, 100
nghìn tấn xăng/năm, tương ứng 5% sản lượng xăng sản xuất trong nước và cung
cấp khoảng 700 nghìn tấn khí hóa lỏng/năm, đáp ứng 70% nhu cầu khí hóa lỏng
toàn quốc, góp phần bảo đảm an ninh năng lượng, an ninh lương thực quốc gia
và bảo đảm nguồn cung ổn định cho thị trường khí hóa lỏng và góp phần bình
ổn giá khí hóa lỏng trong nước.
1.2. Chức năng
Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) là công ty trách nhiệm hữu hạn một
thành viên, đơn vị thành viên của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, được thành
lập trên cơ sở tổ chức lại công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên Chế biến và
Kinh doanh Sản phẩm Khí và một số đơn vị thuộc Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt
Nam (PVN).
PV GAS có cơ cấu tổ chức bao gồm Hội đồng thành viên, các kiểm soát viên,
Tổng giám đốc, các Phó tổng giám đốc, 9 ban, 3 trung tâm và văn phòng và là Công ty
mẹ quản lý 07 công ty trực thuộc, 09 công ty con và 07 công ty liên kết với hơn 2.000
cán bộ công nhân viên.
PV GAS hoạt động trên các lĩnh vực thu gom, vận chuyển, chế biến, tàng trữ,
phân phối và kinh doanh các sản phẩm khí trên phạm vi toàn quốc. Các hoạt động của
PVGAS gồm có:
Hình 1.1 Lĩnh vực kinh doanh của PV Gas
- Thu gom, vận chuyển, tàng trữ, chế biến khí và sản phẩm khí;
- Phân phối, kinh doanh khí và các sản phẩm khí khô, khí thiên nhiên hóa lỏng
(LNG), khí thiên nhiên nén (CNG), khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG), khí ngưng tụ
(Condensate); kinh doanh vật tư, thiết bị, hóa chất trong lĩnh vực chế biến và sử
dụng khí và 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 hóa dầu và các nguồn khác của PVN;
- 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;
- Cung cấp các dịch vụ 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 dụng nhiên liệu khí; dịch vụ vận tải của các phương tiện có sử dụng
nhiên liệu khí;
- Xuất nhập khẩu các sản phẩm khí khô, khí LNG, CNG, LPG, Condensate;
- Nhập khẩu vật tư, thiết bị và phương tiện phục vụ ngành khí;
- Tham gia đầu tư các dự án khí thượng nguồn;
- Đầu tư tài chính, mua bán doanh nghiệp khí trong và ngoài nước;
- Đầu tư mua, bán, chuyển nhượng, đàm phán, ký các hợp đồng, dự án, tài sản,
công trình khí.
1.3. Nguồn khí
1.3.1. Hệ thống khí bể Cửu Long
Đường ống ngoài khơi: hệ thống các đường ống thu gom khí đồng hành từ các
mỏ khác nhau (Sư Tử Vàng/Sư Tử Đen, Rạng Đông/Phương Đông, Bạch Hổ, Cá Ngừ
Vàng ) với tổng chiều dài 90 km; đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố dài khoảng 117 km
với công suất khoảng 2 tỉ m
3
/năm;
Đường ống trên bờ: 3 đường sản phẩm lỏng từ Nhà máy xử lý khí Dinh Cố đến
Kho cảng Thị Vải dài 25 km; đường ống khí khô Dinh Cố - Bà Rịa – Phú Mỹ dài 30
km với công suất khoảng 1,5 tỉ m
3
/năm;
Nhà máy xử lý khí Dinh Cố với công suất đầu vào khoảng 2 tỉ m
3
khí ẩm/năm;

Các trạm phân phối khí.
1.3.2. Hệ thống khí bể Nam Côn Sơn
PVGAS chiếm 51% vốn góp. Hệ thống có đường ống dài 400 km với công suất
tối đa 7 tỉ m
3
/năm, bao gồm đường ống ngoài khơi dài 360 km và đường ống trên bờ từ
nhà máy xử lý khí NCSP đến GDC Phú Mỹ dài 40 km; trung tâm phân phối khí Phú
Mỹ.
1.3.3. Hệ thống khí PM3 - Cà Mau
Hệ thống đường ống hoàn thành và đưa vào vận hành tháng 05/2007 vận
chuyển khí PM3 thuộc vùng biển chồng lấn giữa Việt Nam và Malaysia và 46-Cái
Nước về Cà Mau, cung cấp khí cho các nhà máy điện Cà Mau 1 & 2. Hệ thống đường
ống dài 298 km ngoài biển và 27 km trong bờ, công suất thiết kế 2,0 tỉ m3 khí/năm,
đường kính ống 18 inch.
PHẦN II: GIỚI THIỆU CÔNG TY VẬN CHUYỂN KHÍ
ĐÔNG NAM BỘ
2.1. Giới thiệu chung
2.1.1 Quá trình hình thành và phát triển:
- Công ty Vận chuyển Khí Đông Nam Bộ (PVGAS-SE) là đơn vị hạch toán
phụ thuộc thành viên của Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam (PetroVietnam
Gas) được thành lập theo Quyết định số 1519/QĐ-TCTK ngày 15/8/2007 của
Hội đồng thành viên Tổng Công ty Khí; Nhiệm vụ chính của Công ty là tiếp
nhận, vận chuyển và phân phối khí Cửu Long và Nam Côn Sơn.
- Tiền thân của Công ty vận chuyển Khí Đông Nam Bộ (Công ty KĐN) là Xí
nghiệp Vận chuyển khí được thành lập tháng 1972/QĐ-HĐQT ngày 12 tháng
9 năm 2002 của Hội đồng Quản trị Tổng Công ty Dầu khí Việt nam, từ một
bộ phận của Trung tâm vận hành khí. Công ty KĐN ra đời là kết quả của quá
trình lao động cần cù và sáng tạo của đội ngũ cán bộ, kỹ sư, công nhân đã
được đào tạo, rèn luyện và trưởng thành gắn liền với sự vận hành an toàn và
hiệu quả của các công trình khí như Nhà máy Xử lý khí Dinh Cố (GPP), Kho

cảng Thị Vải, Hệ thống đường ống dẫn khí Rạng Đông – Bạch Hổ - Dinh Cố
– Phú Mỹ - Thị Vải, … trong suốt thời gian qua. Trong bối cảnh hội nhập,
phát triển và chuyên môn hóa ngày càng sâu rộng, sự ra đời của Công ty KĐN
là phù hợp với xu thế phát triển, tạo ra những tiền đề quan trọng cho Tổng
Công ty Khí tiếp tục tăng trưởng và giữ vững vai trò chủ đạo trong công
nghiệp khí trên toàn quốc và phát triển ra thị trường khu vực và quốc tế.
- Tính đến nay đội ngũ CBCNV của Công ty Vận chuyển Khí Đông Nam Bộ
gồm 208 người. Công ty hiện đang quản lý và vận hành toàn bộ hệ thống
tuyến ống dẫn khí trải dài từ Giàn nén trung tâm của Vietsovpetro trên biển
tới các trạm khí trên đất liền với tổng chiều dài trên 200 km, bao gồm: Rạng
Đông - Bạch Hổ - Long Hải - Phú Mỹ - Hiệp Phước - Nhơn Trạch - TP.HCM.
Công ty hiện có: 01 trung tâm phân phối khí, 03 trạm phân phối khí và 04
trạm van được xây dựng dọc theo tuyến ống dẫn khí.
2.1.2 Lĩnh vực hoạt động chính:
1. Thu gom, vận chuyển, tàng trữ khí ẩm và khí khô thương phẩm;
2. Tổ chức phân phối, kinh doanh các sản phẩm khí khô thương phẩm;
3. Quản lý vận hành các công trình, dư án khí liên quan đến hệ thống thu gom,
vận chuyển, tàng trữ và phân phối khí;
4. Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực thu gom, vận chuyển, tàng trữ và phân
phối khí;
5. Cung cấp các dịch vụ vận hành, đào tạo vận hành, An toàn – PCCC hệ thống
thu gom, vận chuyển, tàng trữ và phân phối khí;
6. Nhập khẩu vật tư, thiết bị và phương tiện phục vụ hệ thống thu gom, vận
chuyển, tàng trữ và phân phối khí;
7. Các ngành nghề kinh doanh khác được Tổng công ty Khí Việt Nam giao tuân
thủ các quy định của Pháp luật.
2.1.3 Sản phẩm dịch vụ:
• Khí khô thương phẩm
• Vận chuyển Khí ẩm
• Dịch vụ vận hành, đào tạo vận hành, An toàn – PCCC

2.2. Hệ thống đường ống dẫn khí:
Công ty KĐN được giao nhiệm vụ vận hành hệ thống đường ống dẫn khí từ các
mỏ dầu ngoài khơi và tiếp nhận khí từ hệ thống khí Nam Côn Sơn để phân phối cho
các hộ tiêu thụ khí bao gồm các nhà máy điện tại Bà Rịa, Phú mỹ, Nhơn Trạch,
TPHCM, và cung cấp khí cho các nhà máy trong các khu công nghiệp. Khí từ các mỏ
dầu được thu gom đến giàn nén khí trung tâm rồi được nén với áp suất cao để chuyển
tải qua đường ống ngầm duới biển để đưa về trạm tiếp bờ tại Long Hải, và đưa vào xử
lý tại nhà máy xử lý khí Dinh Cố (GPP).
Khí khô đầu ra nhà máy GPP được vận chuyển bằng đường ống tới Bà Rịa, Phú
Mỹ, TPHCM để phân phối tới các hộ tiêu thụ.
Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ ngoài tiếp nhận khí đồng hành từ hệ thống khí
Bạch hổ còn tiếp nhận khí từ hệ thống khí Nam Côn Sơn để phân phối tới khách hàng.

Hệ thống đường ống của Công ty gồm:
1. Đường ống dẫn khí Sư tử vàng - Rạng Đông
Đường ống dẫn khí 16” Sư tử vàng - Rạng Đông với tổng chiều dài là 43.5 km,
được đưa vào vận hành năm 2009, được sử dụng để thu gom khí đồng hành từ
trũng Cửu Long và kết nối với đường ống Rạng Đông - Bạch Hổ ở một đầu chờ
tại mỏ Rạng Đông. Đường ống khí được đi ngầm dưới biển ở độ sâu từ 44-50m
từ trạm nén khí Sư tử vàng ở mỏ Cửu Long tới mỏ Rạng Đông.
2. Đường ống dẫn khí Rạng Đông - Bạch Hổ
Đường ống dẫn khí Rạng Đông - Bạch Hổ dài là 46,5 km được bắt đầu từ Pig
Launcher ở WHP-N1 mỏ dầu Rạng Đông và kết thúc ở Pig Receiver tại giàn
Bạch Hổ. Đường ống được đưa vào vận hành từ tháng 12/2001 để vận chuyển
khí đồng hành thu gom đưa về mỏ Bạch Hổ.
Đường ống được thiết kế với lưu lượng 4 MMSCMD để phục vụ cho giai đoạn
II vận chuyển khí từ các mỏ dầu khác.
3. Đường ống dẫn khí Bạch Hổ - Long Hải – Dinh Cố
Đường ống dẫn khí Bạch Hổ - Long Hải – Dinh Cố (116,5 km) được đưa vào
vận hành năm 1995 để vận chuyển khí đồng hành từ giàn nén khí trung tâm tại

mỏ Bạch Hổ tới nhà máy xử lý khí Dinh Cố.
Nhà máy GPP có công suất thiết kế là 6,7 MMSCMD để xử lý khí ẩm từ ngoài
khơi và cung cấp khí khô cho các hộ tiêu thụ qua tuyến ống Dinh Cô – Bà Rịa –
Phú Mỹ.
4. Đường ống dẫn khí Dinh Cố – Bà Rịa – Phú Mỹ
Đường ống dẫn khí 16” từ Dinh Cố – Bà Rịa – Phú Mỹ dài 23km được đưa vào
vận hành từ năm 1995, cùng lúc với tuyến ống Bạch Hổ - Long Hải – Dinh Cố,
có nhiệm vụ vận chuyển khí khô từ đầu ra nhà máy xử lý khí Dinh Cố tới các
trạm phân phối khí để phân phối cho các khách hàng tiêu thụ.
5. Đường ống sản phẩm lỏng Dinh Cố - Thị Vải
Bao gồm 3 đường ống 6” từ Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải được đưa vào sử
dụng từ năm 1998, có nhiệm vụ vận chuyển sản phẩm lỏng gồm Bupro và
Condensate từ đầu ra của nhà máy xử lý khí Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải để
tồn trữ và xuất cho khách hàng.
6. Trạm phân phối khí Bà Rịa
Được xây dựng và đưa vào vận hành cùng với đường ống dẫn khí Bạch Hổ -
Dinh Cố - Bà Rịa – Phú Mỹ. Trạm phân phối khí Phú Mỹ có nhiệm vụ phân
phối khí cho nhà máy điện Bà Rịa và các hộ tiêu thụ khí tại Bà Rịa trong tương
lai.
7. Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ
Được xây dựng trên diện tích 10 ha tại Phú Mỹ, bên cạnh trạm phân phối khí
Phú Mỹ thuộc hệ thống khí Bạch Hổ. Trung tâm phân phối khí Phú Mỹ có
nhiệm vụ tiếp nhận khí thương phẩm từ hệ thống khí Bạch Hổ và hệ thống khí
Nam Côn Sơn (NCS) để phân phối tới các hộ tiêu thụ tại các Khu Công nghiệp
tại Phú Mỹ và phân phối tới các khu công nghiệp tại Nhơn Trạch và TP.HCM.
PM GDC là trung tâm có chức năng điều hòa cung cấp khí giữa 2 nguồn khí
NCS và khí Bạch Hổ gồm:
 Dây truyền cung cấp khí Bạch Hổ công suất 2 triệu m
3
khí/ngày đêm.

 Dây truyền cung cấp khí Nam Côn Sơn cung cấp khí từ các mỏ Lan Tây,
Lan Đỏ, công suất 12 triệu m
3
khí/ngày đêm.
 Hệ thống đường ống cấp bù giữa hai đường ống Nam Côn Sơn và Bạch
Hổ.
8. Đường ống dẫn khí Phú Mỹ - Nhơn Trạch - Hiệp Phước.
Có nhiệm vụ vận chuyển một phần khí thương phẩm của bể Cửu Long và Nam
Côn Sơn cung cấp cho các nhà máy điện khu vực Hiệp Phước – Thành phố Hồ
CHí Minh, khu vực Nhơn trạch - Đồng Nai và các hộ tiêu thụ thuộc các khu
công nghiệp dọc theo tuyến ống, đồng thời phát triển thị trường tiêu thụ khí ở
TP.HCM trong tương lai, cũng như kết nối mạng khí hai khu vực Đông – Tây
Nam bộ.
Tuyến ống bắt đầu tư Phú Mỹ, đi qua huyện Nhơn Trạch - Tỉnh Đồng Nai, qua
Cần Giờ - TP.HCM tới Hiệp Phước - TP.HCM, với tổng chiều dài: 71,1km.
Trên tuyến ống có hệ thống chống ăn mòn, 2 trạm van ngắt tuyến, hệ thống
SCADA, Trạm phân phối khí Thủ Đức và Hiệp Phước.
Các khách hàng hiện nay của KĐN:
 Nhà máy Điện Bà Rịa
 Nhà máy Điện Phú Mỹ 1
 Nhà máy Điện Phú Mỹ 2.1
 Nhà máy Điện Phú Mỹ 2.2
 Nhà máy Điện Phú Mỹ 3
 Nhà máy Điện Phú Mỹ 4
 Nhà máy điện Nhơn Trạch 1
 Nhà máy điện Hiệp Phước
 Công ty Cổ phần phân phối Khí Thấp áp
Vai trò trong việc duy trì hệ thống điện lưới quốc gia:
Toàn bộ hệ thống tuyến ống dẫn khí của Công ty cung cấp và phân phối trên
96% sản lượng khí khô tại Việt Nam, cụ thể:

 Cung cấp khí khô làm nhiên liệu cho các nhà máy điện tại Bà Rịa và Phú
Mỹ, Nhơn Trạch, Hiệp Phước - nơi sản xuất 40% lượng điện năng của
Việt Nam;
 Cung cấp khí cho Nhà máy đạm Phú Mỹ - nơi sản xuất khoảng 40% sản
lượng phân đạm trong toàn quốc;
 Cung cấp khí đốt cho các hộ công nghiệp nhỏ
Việc vận hành liên tục và ổn định hệ thống khí Nam Côn Sơn – Bạch Hổ sẽ có
vai trò duy trì việc vận hành liên tục và ổn định cho các nhà máy điện sử dụng
khí tại Bà Rịa, Phú Mỹ, Nhơn Trạch và TP. HCM. Tổng công suất của các nhà
máy điện sử dụng khí Bạch Hổ và Nam Côn Sơn là 4.320 MW, chiếm hơn 30%
sản lượng điện Quốc gia. Vì vậy các nhà máy điện sử dụng khí đóng góp một
phần rất lớn đảm bảo nguồn cung công suất cho hệ thống điện Quốc gia, ảnh
hưởng lớn đến việc vận hành và điều độ công suất của hệ thống điện lưới Quốc
gia. Nếu hệ thống cung cấp khí có sự cố gián đoạn cung cấp khí cho các nhà
máy điện thì hệ thống điện Việt Nam sẽ bị ảnh hưởng rất lớn và có thể bị rã
lưới do mất đột ngột nguồn cung công suất, trong khi các nguồn cung khác
hoặc việc giảm tải hay chuyển đổi loại nhiên liệu chưa thể đáp ứng kịp.
Khi giảm hoặc mất nguồn cung công suất từ các nhà máy điện sử dụng khí thì
bắt buộc điều độ điện A0 phải tăng công suất của các nhà máy điện khác và
đồng thời cắt bớt phụ tải tiêu thụ điện nhằm duy trì sự hoạt động ổn định và an
toàn cho hệ thống điện Quốc gia.
Trong trường hợp gián đoạn cung cấp điện với công suất quá lớn chiếm đến
30% tổng công suất cả nước sẽ là một sự cố cực kỳ nghiêm trọng ảnh hưởng
cung cấp điện cho cả khu vực Nam bộ.
Hiện nay Việt Nam vẫn đang thiếu điện trầm trọng, việc không cung cấp đủ năng
lượng điện cho sản xuất và sinh hoạt sẽ ảnh hưởng rất lớn đến đời sống người dân và
thiệt hại về mặt kinh tế và sản xuất kinh doanh là không hề nhỏ. Vì vậy có thể nói PV
Gas – SE có vai trò rất quan trọng trong việc duy trì hệ thống điện quốc gia.
_____ Đường khí khô
_____ Đường khí NCSP

_____ Đường khí lỏng
PHẦN III: TRUNG TÂM PHÂN PHỐI KHÍ PHÚ MỸ
3.1 Giới thiệu chung
Khí Thiên nhiên Nam Côn Sơn được lấy từ vùng trũng thuộc bể Nam Côn Sơn
gồm các mỏ Lan Tây, Lan Đỏ, Hải Thạch Mộc Tinh… và chuyển tới nhà máy BP
Dinh Cô để xử lý công nghệ với chiều dài đường ống là 370 km. Khí khô sau đó sẽ
được vận chuyển tới GDC Phú Mỹ bằng đường ống 30” có chiều dài 28.8 km. Trung
tâm phân phối khí Phú Mỹ GDC (Gas Distriubation Center) là nơi tiếp nhận và phân
phối chủ yếu khí khô Nam Côn Sơn (NCS) và một phần khí Bạch Hổ để phân phối cho
các hộ tiêu thụ với công suất trong giai đoạn đầu 10.48 MMSCMD và công suất sẽ
được tăng gấp đôi trong giai đoạn tiếp theo.
Có thể nói GDC Phú Mỹ sẽ trở thành nơi cung cấp khí chính tại miền Nam,
Việt Nam trong giai đoạn hiện tại cũng như sau này.
Chức năng hoạt động của trạm là:
- Tiếp nhận khí từ NCSP và một phần khí BH từ GDS Phú Mỹ.
- Gia nhiệt khí tới nhiệt độ yêu cầu của hộ tiêu thụ
- Giảm áp tới áp suất yêu cầu của hộ tiêu thụ.
- Đo đếm lượng khí cung cấp bằng cụm thiết bị đo đếm.
- Xả áp ra flare cho các thiết bị để đảm bảo an toàn trạm.
Ngoài ra giữa giữa GDC và GDS Phú Mỹ được lắp đặt 02 dây chuyền cấp bù
qua lại lẫn nhau “BH crossover” và “NCS crossover “ với công suất tối đa cho mỗi
kênh là 5 MMSCMD. Việc cấp bù thực hiện một cách linh hoạt tuỳ thuộc vào thực tế
của các nguồn khí cũng như nhu cầu các khách hàng.
3.2 Thiết kế cơ sở
3.2.1 Lượng khí yều cầu từ các nhà máy điện Phú Mỹ
Khí yều cầu Năm
2002 2003 2004+
Phú Mỹ 1
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD

4.536 4.536 4.536
Phú Mỹ 2.1
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
1.878 1.878 1.878
Phú Mỹ 2.1 mở rộng
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
1.878 1.878 1.878
Phú Mỹ 2.2
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
3.049 3.049
Phú Mỹ 3
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
3.049 3.049
Phú Mỹ 4
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
1.99 1.99
Phú Mỹ FRP
Lượng khí tối đa hàng ngày,
MMSCMD
1.494 1.494

Lưu ý:
Bình thường Phú Mỹ 2.1 và Phú Mỹ 2.1 mở rộng tiêu thụ lượng khí trộn giữa khí
Bạch Hổ và NCSP.
3.2.2 Yêu cầu nguồn khí:

3.2.2.1 Nhu cầu cung cấp khí:
Khí yêu cầu Năm
2002 2003 2004+
NCSP
Lượng khí tối đa hàng ngày, triệu m
3
10.48 10.48 10.48
Bạch Hổ
Khí yêu cầu Năm
2002 2003 2004+
Lượng khí tối đa hàng ngày, triệu m
3
2.8 2.8 2.8
3.2.2.2 Điều kiện dòng khí vào tại GDC
Các bảng sau liệt kê các điều kiện đầu vào của dòng khí NCSP và khí
Bạch Hổ tại Phú Mỹ, GDC.
1) NCSP
Điều kiện đầu
vào
Tối thiểu Bình thường Tối đa Thiết kế
Nhiệt độ
o
C Dew 25 60 65
point+10
Áp suất, barg 43 45 60 71
2) Khí Bạch Hổ
Điều kiện đầu
vào
Tối thiểu Bình
thường

Tối đa Thiết kế
Nhiệt độ
o
C 20 - 20 60
Áp suất, barg 30 - 42 60
3.2.2.3 Thành phần khí và chất lượng
1) Khí NCSP
a) Thành phần
Thành phần Thành phần khí ( phần trăm mol)
N2 0.0034
CO2 0.0189
CH4 0.8959
Ethane 0.0427
Propane 0.0238
i-Butane 0.0057
n-Butane 0.0053
i-Pentane 0.0017
n-Pentane 0.0010
n-Hexane 0.0008
M-cyclopentane 0.0002
Benzene 0.0001
Cyclohexane 0.0002
n-Heptane 0.0001
M-cyclohexane 0.0001
H2O 0.0001
b) Chất lượng khí
H2O Water Dewpoint 5
o
C tại 45 barg
Total Sulphur Normal 11.5 ppmv, Max. 21.6

ppmv
Hydrogen Sulphide Normal 10.1 ppmv, Max. 20.2
ppmv
Mercaptans 1.4 ppmv
Mercury 1.8 ppmv
GCV 41 MJ/m
3
(1,100 Btu/ft
3
)
Hydrocarbon Dewpt 5
o
C tại 42 barg
Nhiệt độ Min=Dew Pt+10
o
C; Normal=25
o
C;
Max=60
o
C
Áp suất tại đầu vào Normal 45 barg; Min=42 barg;
Max=60 barg
2) Khí Bạch Hổ
a) Thành phần khí cho mỗi chế độ thiết kế
Thành phần Thành phần khí (mole fraction)
AMF Mode MF Mode GPP Mode
N2 0.0021 0.0023 0.0018
CO2 0.0006 0.0007 0.0017
H2S 0.0000 0.0000 0.0000

CH4 0.7335 0.7930 0.8156
Ethane 0.1389 0.1495 0.1370
Propane 0.776 0.0425 0.0358
i-Butane 0.0170 0.0050 0.0032
n-Butane 0.0241 0.023 0.0037
i-Pentane 0.0024 0.0007 0.0005
n-Pentane 0.0022 0.0006 0.0005
n-Hexane 0.0006 0.0001 0.0002
n-Heptane 0.0001 0.0000 0.0000425
n-Octane 0.0000 0.0000 0.0000125
n-Nonane 0.0000 0.0000 0.0000
n-Decane 0.0000 0.0000 0.0000
Cyclopentane 0.0001 0.0000 0.0000
M-cyclopentane 0.0001 0.0000 0.0000
Cyclohexane 0.0000 0.0000 0.0000
M-cyclohexane 0.0000 0.0000 0.0000
Benzene 0.0000 0.0000 0.0000
H2O 0.0005 0.0001 0.0000
b) Chất lượng
Khái niệm AMF Mode MF Mode GPP Mode
Phân tử lượng 22.26 19.89 19.40
GCV (MJ/m
3
) 49.78 45 42.6
Hydrocarbon
dewpoint
19
o
C tại 40 barg -15
o

C tại 40
barg
-40
o
C tại 40
barg
3.2.3 Điều kiện của lượng khí cung cấp tới khách hàng:
Khách hàng Lưu lượng max Áp suất Nhiệt độ
Phú Mỹ 1 4.536 mmscmd 40-50 barg Dew Pt+15
o
C
Phú Mỹ 2.2 3.049 mmscmd 40-50 barg Dew Pt+15
o
C
Phú Mỹ 3 3.049 mmscmd 40-50 barg Dew Pt+15
o
C
Phú Mỹ 4 1.990 mmscmd 25-38 barg Dew Pt+25
o
C
Phú Mỹ 2.1 và
2.1 exp
2.800 mmscmd 23-27 barg Dew Pt+25
o
C
Đạm Phú Mỹ 1.494 mmscmd 25-40 barg Dew Pt+25
o
C
Điều kiện khí Phú Mỹ
2.1+exp

Phú Mỹ
1
Phú Mỹ
2.2 & 3
Phú Mỹ
4
Đạm Phú
Mỹ
C02 & N không qui
định
Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
Nhiệt độ điểm
sương của
nước
Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
Không

qui định
Tổng S, ppmv <=24 <=36 <=36 Hold
H2S, ppmv <=20 <=24 <=24 <4
Alkalimetal
sulfate,ppm
Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
<5
Oxygen Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
Không
qui định
Particulates,
ppmv
<=10µ <=10µ <=10µ <10µ <10µ
Gross Calorific
Value, GCV,
MJ/sm
3
37-47 37-47 37-47 Hold

LHV, kJ/kg Chưa xác
định
Chưa xác
định
Chưa xác
định
35,000
Water, % Chưa xác
định
Chưa xác
định
Chưa xác
định
0.25
Hydrocarbon
Dew Pt,
o
C
Chưa xác
định
Chưa xác
định
Chưa xác
định
Chưa xác
định
Chưa xác
định
Nhiệt độ,
o

C Dew
Pt+25
Dew
Pt+15
Dew
Pt+15
Dew
Pt+25
18-35
Áp suất, barg 25-30 40-50 40-50 25-38 (*) 25-40
3.3 Nguyên lý vận hành và hệ thống thiết bị
Nguyên lý vận hành sau đây sẽ được thực hiện trong suốt quá trình vận hành và
bảo dưỡng GDC.
3.3.1 Khái quát
Toàn bộ hệ thống thiết bị được điều khiển 24 giờ/ngày từ phòng điều khiển
GDC. Các dữ liệu về công nghệ và an toàn sẽ được truyền từ GDC Phú Mỹ đến Trung
tâm SCADA tại Dinh Cố thông qua các thiết bị SCADA NCSP tại trạm Phú Mỹ, và do
đó các vận hành viên tại Dinh Cô GPP biết được thông tin về hiện trạng vận hành
chung tại Phú Mỹ GDC.
Hệ thống đều khiển trung tâm Integrated Control System (ICS) tại GDC bao
gồm các thiết bị hỗ trợ sau:
- Hệ thống cô lập trạm khẩn cấp (ESD)
- Hệ thống phòng chống cháy (F&G)
Trạm GDC được thiết kế với yêu cầu đơn giản, an toàn và vận hành tự động.
Các vận hành bằng tay sẽ được giới hạn tới mức tối thiểu.
3.3.2 Gia nhiệt khí
3.3.2.1 Khái quát
Từ Phú Mỹ GDC, khí NCSP được cung cấp tới các hộ tiêu thụ bằng đường ống
với đường kính 30”, với nhiệt độ đầu vào cao hơn nhiệt độ điểm sương (điểm sương
Hydrocarbon) là 10

o
C. Nhiệt độ khí đầu ra cho các Nhà máy điện sẽ cao hơn nhiệt độ
điểm sương là 15
o
C cho PM-1/2.2/3 và 25
o
C cho PM-4/2.1 & 2.1 exp. Vì thế GDC
cần có thiết bị gia nhiệt để sẳn sàng đảm bảo yêu cầu trên.
Các thiết bị gia nhiệt cho khí NCS đó là E-401 A/B/C truyền nhiệt bằng hình
thức trao đổi nhiệt gián tiếp thông qua nước. Thiết bị E-401 A gia nhiệt khí với nhiệt
độ đầu ra là 25
o
C cung cấp cho các khách hàng yêu cầu áp suất cao. Thiết bị E-401 C
gia nhiệt khí với nhiệt độ đầu ra là 49
o
C cung cấp cho các khách hàng yêu cầu áp suất
thấp. Thiết bị E-401 B có công suất bằng E-401A và thường ở vị trí standby.
Tuỳ theo thực tế điều kiện vận hành mà 1 hoặc 2 trong 3 heater hoat động, 1
hoặc 2 heater còn lại ở trạng thái dự phòng.
TIC-1012 (khí đầu ra của E-401A) được cài đặt ở nhiệt độ 25
o
C và TIC-1016
(khí đầu ra của E-401C) được cằi đặt ở nhiệt độ 49
o
C. Trong trường hợp nhiệt độ khí
cấp cho khách hàng có nguy cơ giảm do áp suất đầu vào cao hoặc nhiệt độ môi trường
thấp thì nhiệt độ cài đặt cho các heater có thể điều chỉnh ở trạng thái Maunal nhưng
vẫn giới hạn công suất của mỗi heater.
Tuỳ thuộc vào thực tế vận hành mà thông thường E-401C gia nhiệt cho khách
hàng PM4, E-401A hoặc E-401B gia nhiệt cho tất cả các khách hàng còn lại.

3.3.2.2 Các ống góp cho các thiết bị gia nhiệt.
Khí NCS trước khi vào các heater qua một ống góp đầu vào 30” và ra khỏi
heater qua hai ống góp đầu ra có đường kính 30” cho E-401A/B và 20” choE-401B/C
Các van xả áp (BDV-1012, BDV-1025, BDV-1027) được lắp đặt tại các ống góp của
thiết bị gia nhiệt nhằm xả áp trong trường hợp quá áp với mục đích an toàn.
Các van xả áp trên ống góp 30” của khí đầu vào từ NCSP, ống góp 30” của khí
đầu ra E-401A/B và ống góp 20” (E-401C/B) của khí đầu ra được kích hoạt bằng tay
sau khi vận hành viên kiểm tra xác định báo cháy xảy ra trong vùng thiết bị công nghệ
hoặc trong khu vực phát cháy tại nơi đặt các thiết bị gia nhiệt. Chú ý rằng các van xả
áp trên sẽ không được mở đồng thời với van BDV khác vì nếu như vậy sẽ tạo ra một
lượng khí xả quá lớn làm quá tải flare tắt đuốc rất nguy hiểm và có thể gây ra nổ.
3.3.2.3 Ống đầu vào và đầu ra tại các thiết bị gia nhiệt.
Các van cô lập đầu vào (XZV-1019/1020/1021) được lắp đặt tại các đường vào
đến các thiết bị gia nhiệt E-401A/B/C và các van cô lập đầu ra (XZV-
1022/1023/1024/1025) được lắp đặt tại các đường ra từ các thiết bị E-401A/B/C. Các
van cô lập này sẽ được đóng tự động trong trường hợp xảy ra cháy trong khu vực
quanh các thiết bị gia nhiệt hoặc xác định cháy tại hai dây chuyền cấp khí cho khách
hàng.
Các van xả áp bằng tay (GA-1005, GL-1002/GA-1012, GL-1004/GA-1019,GL-
1006) được lắp đặt trên các thiết bị gia nhiệt để giảm áp các lò xo truyền nhiệt của các
thiết bị gia nhiệt này.
Hai van an toàn (PSV-1001A/B, PSV-1002A/B, PSV-1003A/B) được lắp đặt
trên mỗi thiết bị gia nhiệt cũng để xả áp bảo vệ đường ống, thiết bị trong trường hợp
quá áp.
3.3.2.4 Khí nhiên liệu:
Khí nhiên liiêụ được trích từ 2 dòng đầu vào của khí NCS, dòng trước và sau
heater trên header 30”, 20”.
Khí nhiên liệu được gia nhiệt từ 0
o
C đến 20

o
C trong bộ lò xo thứ hai của thiết bị
gia nhiệt (E-401A/B/C). Sau khi gia nhiệt, 1 phần khí nhiên liệu được dùng như khí
thổi ra đầu flare và phần còn lại vào làm nhiện liệu đốt cho các đầu đốt chính, phụ.
Đối với quy trình khởi động đầu tiên, bồn nước vẫn chưa được đun nóng cho
việc gia nhiệt khí nhiên liệu, đường cung cấp khí nhiên liệu trực tiếp (dòng thứ nhất
theo đường ống số 80-P-176-6C1) từ đầu vào của NCSP đến các van điều áp (PV-
1008A/B) được lắp đặt.
Van điều khiển áp suất (PV-1008A/B) sẽ giảm áp suất dòng khí nhiên liệu đến
6.5 barg. Tổng lượng khí nhiên liệu tiêu thụ được đo đếm bằng thiết bị FQI-1010. Các
van an toàn (PSV-1011A/B) được lắp đặt nhằm mục đích bảo vệ đường ống nhiên liệu
tránh xảy ra trường hợp quá áp khi van PV-1008A/B bị hỏng.
3.3.2.5 Thiết bị gia nhiệt:
a) Thiết bị
Các thông số kỹ thuật chính của các thiết bị gia nhiệt:
Thiết bị E-401A & B Thiết bị E-401C
Công suất 2,496 kW 1,588 kW
Chất cần gia nhiệt Khí tự nhiên Khí tự nhiên
Lưu lượng 343,655 kg/hr
(10.48 mmscmd)
65,255 kg/hr
(1.99 mmscmd)
Áp suất đầu vào max 60.0 barg max 60.0 barg
Chênh áp cho phép 0.5 bar 0.5 bar
Nhiệt độ vào/ra (
o
C) 15/25.2 15/48.7
Phân tử lượng 18.6 18.6

Thiết bị gia nhiệt gián tiếp qua bồn nước, bao gồm:

- Bồn chứa nước hình trụ nằm ngang
- Các ống truyền nhiệt dạng lò xo xoắn.
- Ống khói và ống đốt.
- Hệ thống cung cấp khí nhiên liệu, buồng đốt, hệ thống điều khiển buồng đốt
(BMS)
Dòng lưu chất được gia nhiệt (trong trường hợp này là khí thiên thiên ) sẽ đi
qua bộ gia nhiệt bằng lò xo đặt tại phía trên cùng của bồn nước. Nhiệt sẽ được cấp nhờ
khí nhiên liệu cháy trong các buồng đốt. Nhiệt độ cao của quá trình cháy này sẽ đi vào
các ống tải nhiệt và sẽ làm nóng nhiệt độ của nước trong bình và nhiệt độ của nuớc
nóng này sẽ làm nóng dòng khí công nghệ khi mà dòng khí này đi qua hệ thống các
ống lò xo xoắn.
Nhiệt độ tại bồn nước được điều khiển bằng hệ thống khí nén cho phép dừng tự
động thiết bị khi xảy ra sự cố.
Thiết bị gia nhiệt tại GDC có dạng vỏ ống. Các thiết bị gia nhiệt E-401A/B bao
gồm hai buồng đốt với 2 miệng đốt trong mỗi buồng đốt nhằm cung cấp lượng nhiệt
cần thiết. Thiết bị gia nhiệt E-401C với một buồng đốt và ba miệng đốt bên trong. Phía
trên thiết bị là bình giản nỡ nhiệt được thiết kế nhằm thu gom nước giãn nở do nhiệt
độ trong quá trình vận hành. Bình giãn nở được trang bị ống tiếp nước và được tiếp
đầy nước đến khi đạt mức cho phép.
Vỏ ống được bọc cách nhiệt, vận hành tại áp suất môi trường và bình giãn nở
được lắp đặt ống xả ra ngoài trời. Trong điều kiện vận hành bình thường, nhiệt độ bồn
nước đạt 87
o
C và nhiệt độ ống khói lên đến 560
o
C.
Dòng khí cần gia nhiệt sẽ đi qua các ống xoắn nằm ở nửa trên của thiết bị gia
nhiệt. Các ống góp đầu vào, đầu ra và ống đốt có thể tháo rời khỏi vỏ cho mục đích
bảo dưỡng và kiểm tra. Ống đốt và đầu đốt được thiết kế theo API 12K với áp suất
thiết kế là 71 barg.

Nhiệt được truyền qua hai ống đốt chữ U đối với E-401A/B và một ống đốt đối
với E-401C nằm ở nửa trên của bồn nước.
Khí nhiên liệu cung cấp đến đầu đốt chính (burner) trong các buồng đốt được
điều chỉnh bởi bộ điều khiển nhiệt (TIC-1032/1042/11052) sử dụng tín hiệu đầu vào từ
nhiệt độ bồn nước. Tín hiệu điều khiển từ hệ thống điều hiển ICS (TIC-
1012/1014/1016) điều chỉnh giá trị cài đặt tại bộ điều khiển local (TIC-
1032/1042/1052) bằng cách đo nhiệt độ đầu ra của dòng khí công nghệ. Áp suất hạ
nguồn của van điều khiển được duy trì ổn định bằng van điều áp.
Không khí được đưa vào buồng đốt qua Fire Arrestor. Khí cháy sẽ qua các ống
đốt ( gia nhiệt nước) rồi đi ra các ống khói của thiết bị E-401A/B và E-401C.
Các thiết bị gia nhiệt được cung cấp thêm các ống lò xo thứ 2 nhằm gia nhiệt
khí nhiên liệu từ 0
o
C đến 20
o
C.
b) Nguyên lý điều khiển khí công cụ:
Các thiết bị gia nhiệt sẽ tự động dừng khi có báo động cháy xung quanh khu
vực thiết bị hoặc báo động cháy trên hai dây chuyền cấp khí cho khách hàng bằng cách
đóng các van cô lập đầu vào (XZV-1019/1020/1021) và các van cô lập đầu ra (XZV-
1022/1023/1024/1025), và đồng thời gửi các tín hiệu cô lập đến các bảng điều khiển
tại các thiết bị gia nhiệt (HS-0016/0017/0018).
Buồng đốt khí nhiên liệu bao gồm bộ phận đánh lửa và bộ phận đốt lửa chính.
Bảng điều khiển buồng đốt (BMP) đặt tại các hệ thống điều khiển hệ thống.
Hệ thống đánh lửa mồi bao gồm đường khí nhiên liệu với van cô lập tự động
cho phép khí được đưa đến buồng đốt. Trong buồng đốt là trục đánh lửa. Khi trục đánh
lửa được mồi sẽ mồi lửa cho buồng đốt. Lửa mồi sẽ cháy liên tục.
Khi hệ thống đánh lửa hoạt động tốt thì van cho dòng khí chính sẽ tự động mở,
bộ phận dò lửa sẽ điều khiển ngọn lửa chính.
Ngọn lửa chính được điều chỉnh bởi van điều khiển nhiệt độ (TV-

1032/1042/1052) nằm trên bảng điều khiển nhiệt độ.
Bảng điều khiển nhiệt độ điều khiển trực tiếp bộ phận đánh lửa và đốt lửa, bộ
phận dò lửa chính và các van cô lập nguồn lửa chính và lửa mồi.
Van điều khiển nhiệt độ (TV-1032/1042/1052) gồm có mức vạch giới hạn và
van đạt đến mức giới hạn mở thấp nhất trong trường hợp xảy ra cháy nhỏ.
Trong điều kiện vận hành bình thường của buồng đốt, van điều chỉnh nhiệt độ
(TV-1032/1042/1052) được đặt tại chế độ điều khiển tự động và BMP sẽ điều chỉnh vị
trí của các van điều khiển (TV-1032/1042/1052). Bộ điều khiển ICS (TIC-
1012/1014/1016) sẽ bỏ qua điều khiển bởi BMP nếu trong trường hợp nhiệt độ đầu ra
của dòng khí công nghệ tăng/ giảm so với nhiệt độ cài đặt.
Tuy nhiên, nếu lượng khí qua thiết bị gia nhiệt quá thấp, buồng đốt sẽ điều
khiển ở chế độ đóng/mở.
Khi hiển thị của nhiệt độ đầu ra từ van điều khiển (TV-1032/1042/1052) giảm
do yêu cầu về nguồn nhiệt thấp, van điều khiển sẽ đóng cho đến khi đạt tới mức cài đặt
mở thấp nhất (độ mở thấp nhất của van đã được điều chỉnh là 25% giá trị output). Van
điều khiển nhiệt độ (TV-1032/1042/1052) sẽ không điều chỉnh bất cứ sự giảm nhiệt độ
nào khác ,và buồng đốt lúc này sẽ tắt.
BMP và các de-energising solenoid van XY-1033/1043/1053 sẽ điều khiển trạng
thái trên. Các van điện này sẽ không có chế độ reset, vì thế có thể được sử dụng để mở
và đóng các van XV-1032/1042/1052 trong suốt chế độ điều khiển đóng/mở.
Đôi khi nhiệt độ buồng nước giảm và bộ điều khiển thiết bị nhiệt tại local
(TICA-1032/1042/1052) sẽ yêu cầu cung cấp thêm nhiệt và BMP sẽ mở các van XV-
1032/1042/1052 bằng cách cung cấp điện cho các van từ XY-1033/1043/1053. Quá
trình này nhiệt sẽ cung cấp tới buồng đốt chính với lưu lượng ổn định. Nếu thiết bị gia
nhiệt cần thêm lưu lượng đốt, bộ điều khiển tăng nhiệt độ đầu ra (TICA-
1032/1042/1052) (trên 30%) sẽ được cung cấp để điều chỉnh độ mở của van điều khiển
nhiệt độ (TV-1032/1042/1052).
c) Báo động và dừng hệ thống:
Các báo động và dừng hệ thống sau được cung cấp trong BMP:
FAULT ALARM

SHUTDOW
N
Pilot flame failure X (ICS) X
Main flame failure X (ICS) X
Bath temperature high X
Bath temperature high high X
Bath level low X (ICS)
Bath level low low X
Bath level high X (ICS)