Báo cáo thực tập Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Báo cáo thực tập

MỤC LỤC
CHƯƠNG I. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4

I.1. Tổng quan Tổng Công ty Khí Việt Nam – CTCP (PVGAS) . . . . . . . . .

4

I.2. Tổng quan về Nhà máy xử lý khí Dinh Cố . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5

I.2.1. Lịch sử nhà máy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5

I.2.2. Vị trí nhà máy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6

I.2.3. Công suất nhà máy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6

I.2.4. Mục đích của việc xây dựng nhà máy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6

I.2.5. Nguyên liệu của nhà máy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7

I.2.6. Sản phẩm của nhà máy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7

CHƯƠNG II. QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8

II.1. Các thiết bị chính của nhà máy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8

II.1.1. Thiết bị Slug Catcher SC-01/02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8

II.1.2. Tháp hấp phụ V-06A/B . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9

II.1.3. Thiết bị Turbo Expander CC-01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

13

II.1.4. Tháp làm sạch C-05 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

13

II.1.5. Thiết bị tách lỏng/ hơi V-03 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

14

II.1.6. Tháp tách etan C-01 (Deethanizer ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

15

II.1.7. Tháp ổn định C-02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

16

II.1.8. Máy nén khí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

18

II.2. Các hệ thống trong quá trình sản xuất của nhà máy . . . . . . . . . . . . . . .

19

II.2.1. Hệ thống đốt đuốc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

19

II.2.2. Hệ thống bơm Methanol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

19

II.2.3. Hệ thống xả kín . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

19

II.2.4. Hệ thống bơm và bồn chứa sản phẩm . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

20

II.2.5. Hệ thống gia mùi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

20

II.2.6. Hệ thống phụ trợ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

20

II.3. Các chế độ vận hành của nhà máy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

22

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 1


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

II.3.1. Chế độ AMF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

23

II.3.2. Chế độ MF . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

25

II.3.3. Chế độ GPP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

27

II.3.4. Chế độ MGPP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

31

KẾT LUẬN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 2

35


Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Báo cáo thực tập
LỜI CẢM ƠN

Lời đầu tiên, em xin cảm ơn Ban giám hiệu nhà trường đã tạo điều kiện cho em
được thực tập tại các công ty, được tiếp cận trực tiếp với môi trường làm việc. Qua đó,
em được vận dụng những kiến thức đã học vào thực tế. Đồng thời, em xin gửi lời cảm
ơn trân thành đến ban Giám Đốc Công ty chế biến khí Vũng Tàu đã tạo điều kiện cho
em có cơ hội được thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố từ ngày 18/02/2016 đến ngày
27/03/20165.
Được sự giúp đỡ tận tình của Ban Giám Đốc nhà máy và các anh chị tại công
ty, em đã nắm được những kiến thức để trình bày trong báo cáo dưới đây. Em cũng xin
gửi lời cảm ơn đến các cô, chú, anh, chị cán bộ - nhân viên trong nhà máy đã tận tình
giúp đỡ em trong suốt thời gian thực tập. Và đặc biệt em xin cảm ơn các kĩ sư tại phòng
điều khiển trung tâm đã tận tình giúp đỡ, huớng dẫn em trong suốt thời gian thực tập tại
công ty. Bên cạnh đó, em xin cảm ơn các thầy cô Bộ môn Lọc hóa dầu trường Đại học
Mỏ - Địa chất đã không ngần ngại mà kịp thời giải quyết cho em những thắc mắc trong
quả trình thực tập.
Em xin trân thành cảm ơn!
Hà Nội, ngày 28 tháng 3 năm 2016
Sinh viên thực hiện

Đỗ Khắc Mạnh

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 3


Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Báo cáo thực tập
CHƯƠNG I.
I.1.

TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Tổng quan Tổng Công ty Khí Việt Nam – CTCP (PVGAS)
Tổng Công ty Khí Việt Nam-CTCP là đơn vị thành viên thuộc Tập Đoàn Dầu

Khí Quốc gia Việt Nam được thành lập ngày 20/09/1990 trên cơ sở Ban Quản lý Công
trình Dầu khí Vũng Tàu với tên gọi ban đầu là Công ty Khí đốt Việt Nam. Trụ sở chính
tại số 101, đường Lê Lợi, phường 6, TP Vũng Tàu.
Ngày 19/5/1995 Công ty Khí đốt Việt Nam đổi tên thành Công ty Chế biến và
Kinh doanh các sản phẩm khí. Ngày 17/11/2006 đổi tên thành Công ty TNHH Chế biến
và Kinh doanh các sản phẩm khí. Ngày 18/7/2007, Hội đồng Quản trị Tập đoàn Dầu khí
Quốc gia Việt Nam ra quyết định về việc thành lập Công ty mẹ - Tổng Công ty Khí.
Tháng 5/2011 PV Gas tiến hành cổ phần hóa và trở thành Tổng Công ty Khí Việt Nam
– Công ty cổ phần và sau đó niêm yết trên sàn giao dịch Chứng khoán TP. HCM vào
tháng 5/2012.
Sơ đồ tổ chức Tổng Công ty Khí Việt Nam:

ĐẠI HỘI ĐỒNG CỔ ĐÔNG

HỘI ĐỒNG QUẢN TRỊ

BAN KIỂM SOÁT

TỔNG CÔNG TY

BAN GIÁM ĐỐC
TỔNG CÔNG TY

CƠ QUAN ĐIỀU HÀNH TCT

ĐƠN VỊ TRỰC THUỘC

ĐƠN VỊ THÀNH VIÊN

Qua quá trình hình thành và phát triểnvũng mạnh,theo số liệu thống kê năm
2015 PV GAS đã đạt được những kết quả đáng khích lệ:


Vận chuyển và cung cấp 10 tỷ m3 khí/năm cho các nhà máy điện, đạm, khách

hàng công nghiệp, làm nguồn nguyên nhiện liệu để sản xuất khoảng 35% sản lượng điện

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 4


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

quốc gia và đáp ứng 70% nhu cầu đạm trên toàn quốc, cũng như cho rất nhiều nhà máy
công nghiệp khác.


Kinh doanh trên 1,2 triệu tấn LPG/năm, chiếm 70% thị phần trong nước.



Vận chuyển và kinh doanh: 200.000 tấn Condensate/năm.



Cung cấp 50.000 – 70.000 tấn ống thép/năm.
Với những thành tựu to lớn đạt được, PV GAS xứng đáng trở thành Nhà vận

chuyển và cung cấp khí khô lớn nhất tại Việt Nam, Nhà sản xuất và kinh doanh LPG số
1 tại Việt Nam; hoàn thành xuất sắc nhiệm vụ do Nhà nước giao cho: góp phần đảm bảo
an ninh năng lượng quốc gia; an ninh lương thực quốc gia; đảm bảo nguồn cung ổn định
cho thị trường LPG và góp phần bình ổn giá LPG trong nước; và vinh dự đón nhận rất
nhiều Huân chương, Cờ thi đua, Bằng khen... của Nhà nước, các bộ, ngành, địa phương
và của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.
Trong những năm tiếp theo, PV GAS sẽ không ngừng phấn đấu hoàn thiện hệ
thống quản lý, mở rộng và nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, tăng cường sức cạnh
tranh trên thị trường với chiến lược phát triển con người làm then chốt. PV GAS tin
tưởng vững chắc rằng với nỗ lực của toàn thể CBCNV PV GAS, sự quan tâm chỉ đạo
của Nhà nước, của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, PV GAS sẽ không ngừng phát triển,
đưa ngành công nghiệp khí trở thành một trong những ngành công nghiệp đầu tàu của
nền kinh tế Việt Nam, từng bước vươn ra thị trường thế giới và có tên trong các Doanh
nghiệp khí mạnh của châu Á.
I.2.

Tổng quan về Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

I.2.1. Lịch sử nhà máy
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được khởi công xây dựng ngày 4/10/1997, đây
là nhà máy khí hóa lỏng đầu tiên của Việt Nam.
Nhà thầu: Tổ hợp Samsung Engineering Company Ltd. (Hàn Quốc), cùng công
ty NKK (Nhật Bản).
Tổng số vốn đầu tư: 79 triệu USD (100% vốn đầu tư của Tổng Công Ty Dầu
Khí Việt Nam).

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 5


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

I.2.2. Vị trí nhà máy
Nhà máy được xây dựng tại Thị xã An Ngãi, 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 m2 (dài 320m, rộng 280m).
I.2.3. Công suất nhà máy
Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông, được dẫn vào
bờ theo đường ống 16" và được xử lý tại nhà máy xử lý khí Dinh cố nhằm thu hồi khí
khô, LPG và các sản phẩm nặng hơn. Phần khí khô được làm nhiên liệu cho nhà máy
điện Bà Rịa và nhà máy điện đạm Phú Mỹ.
Công suất nhà máy (năm 2012) khoảng 6 triệu m3/ngày. Các thiết bị được thiết
kế vận hành liên tục 24h trong ngày (hoạt động 350 ngày/năm), còn sản phẩm sau khi
ra khỏi nhà máy được dẫn theo 3 đường ống 6" đến kho cảng Thị Vải.
Sự ưu tiên hàng đầu của nhà máy là duy trì dòng khí khô cung cấp cho nhà máy

điện, việc thu hồi các sản phẩm lỏng từ khí thì ít được ưu tiên hơn.
 Ưu tiên đối với việc cung cấp khí khô cho nhà máy điện: Trong trường
hợp nhu cầu khí của nhà máy điện cao thì việc thu hồi các thành phần lỏng sẽ được giảm
tối thiểu nhằm bù đắp cho thành phần khí.
 Ưu tiên cho sản xuất các sản phẩm lỏng: Trong trường hợp nhu cầu khí
của nhà máy điện thấp thì việc thu hồi các thành phần lỏng sẽ được ưu tiên. Nhưng
thực tế trong quá trình vận hành nhà máy, nhà máy đã tìm cách thu hồi sản phẩm lỏng
càng nhiều càng tốt vì sản phẩm lỏng có giá trị cao hơn so với khí.
I.2.4. Mục đích của việc xây dựng nhà máy
Trong hơn mười năm khai thác dầu (từ năm 1983 đến năm 1995), ta buộc phải
đốt khí đồng hành, điều này không chỉ làm lãng phí một lượng lớn nguồn tài nguyên
thiên nhiên của đất nước mà còn gây ô nhiễm môi trường. Bên cạnh đó cùng với sự phát
triển hàng loạt các mỏ khí thiên nhiên ở thềm lục địa phía Nam, đã thôi thúc chúng ta
phải tìm những giải pháp thích hợp cho việc khai thác, sử dụng hợp lý nguồn tài nguyên
quý giá này.
Tháng 5/1995 hệ thống thu gom khí đồng hành ở mỏ Bạch Hổ đã hoàn thành,
điều này đánh dấu một bước phát triển quan trọng cho ngành chế biến khí ở Việt Nam.
SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 6


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Chỉ tính riêng việc đưa khí vào sử dụng cho các nhà máy điện Bà Rịa với công suất 1
triệu m3 khí/ngày đã tiết kiệm cho đất nước hơn 1 tỷ đồng mỗi ngày, chưa kể đến những
lợi ích khác kèm theo như ổn định sản xuất, giải quyết vấn đề việc làm, tránh lảng phí

và giải quyết vấn đề ô nhiễm môi trường,...
Nhà máy xử lý khí Dinh cố ra đời với mục đích sau:
 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).
I.2.5. Nguyên liệu của nhà máy
Khí đồng hành thu gom từ mỏ Bạch Hổ được dẫn về nhà máy GPP theo đường
ống ngầm đường kính 16” để xử lý nhằm thu hồi LPG, condensate và khí khô.
Hiện nay, nguồn nguyên liệu vào nhà máy được dẫn từ mỏ Rạng Đông, mỏ Bạch
Hổ và gần đây nhất là dòng khí Nam Côn Sơn.
 Áp suất: 60-70 bar
 Nhiệt độ: 250C
 Lưu lượng theo thiết kế: 4.3 triệu m3/ngày (trên cơ sở vận hành 350 ngày)
 Lưu lượng thực tế từ 2002: 5,7 triệu m3/ngày (1,5 – 1,8 triệu m3/ngày
khí từ mỏ Rạng Đông và 4,2 – 4,8 triệu m3/ngày khí từ mỏ Bạch Hổ).
 Hàm lượng nước: bão hòa (trên thực tế thì hàm lượng nước trong khí đã
được xử lý tại giàn).
 Thành phần khí: N2, CO2, C1 - C10, Hơi nước,…
I.2.6. Sản phẩm của nhà máy
II.3.4.1. Khí khô (khí thương phẩm)
Thành phần gồm metan và etan sau khi được làm sạch và tinh chế được đưa vào
hệ thống phân phối cung cấp khí cho các Nhà máy nhiệt điện Bà Rịa, Phú Mỹ 1, Phú
SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 7

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Báo cáo thực tập

Mỹ 2.1, Phú Mỹ 2.2, Phú Mỹ 3, Phú Mỹ 4, Cà Mau, các công ty sản xuất phân bón,
thép, gạch, vật liệu xây dựng, thuỷ tinh như Công ty Phân đạm và Hoá chất Dầu khí,
Công ty Vedan, Công ty Taicera,…
II.3.4.2. LPG
Thành phần chủ yếu là propan và butan hoặc hỗn hợp bupro.
Các khả năng sử dụng khí hóa lỏng:
 Sử dụng làm nhiên liệu.
 Sử dụng trong dân dụng.
 Sử dụng trong sản xuất vật liệu xây dựng.
 Sử dụng làm nguyên liệu cho tổng hợp hữu cơ hóa dầu: Có thể từ propan,
butan sản xuất etylen, propylen, butadien phục vụ cho ngành nhựa, cao
su, đặc biệt là sản xuất dung môi.
II.3.4.3. Condensate
Condensate còn gọi là khí ngưng tụ là hỗn hợp đồng thể ở dạng lỏng có màu
vàng rơm, gồm các hydrocacbon có phân tử lượng lớn hơn propan và butan, hợp chất
vòng, nhân thơm.
Từ condensate, chúng ta có thể làm nhiên liệu như các loại xăng M92, M95,
làm dung môi và nguyên liệu để tổng hợp các sản phẩm hóa dầu.
CHƯƠNG II.

QUY TRÌNH XỬ LÝ KHÍ

TẠI NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
II.1.

Các thiết bị chính của nhà máy

II.1.1.

Thiết bị Slug Catcher SC-01/02
Bản vẽ P&ID thiết bị Slug Catcher thể hiện trong bản vẽ số ML1200-005-001

được đính kèm.
 Thiết kế ban đầu
 Áp suất đầu vào: 109 bar
 Lưu lượng khí từ Slug Catcher-01/02: 4,3 triệu m3/ngày.
 Lưu lượng lỏng về V-03: Tương đương 0,5 triệu m3/ngày.

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 8


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Theo đánh giá của Fluor Daniel Inc trong tương lai Slug Catcher-01/02 vẫn đủ
khả năng để tiếp nhận và xử lý dòng khí ẩm đầu vào với lưu lượng khoảng 6 triệu
m3/ngày. Tuy nhiên khả năng lỏng bị cuốn theo sẽ tăng lên do đó cần đặc biệt lưu ý đến
hệ thống scrubbers của máy nén đầu vào.
Hỗn hợp khí và condensate từ ngoài mỏ vào, được đưa đến Slug Catcher (SC01, 02) để phân tách condensate và nước từ khí, dưới áp suất vận hành 109 bar và nhiệt
độ 25,60C. Slug Catcher bao gồm hai hệ thống ống, mỗi hệ có dung tích 1400 m3. Khi

phân tách được góp lại ở đầu góp 30 inch và đưa đến thiết bị ở chế độ công nghệ tiếp
theo.
Lượng condensate tách ra được góp ở đầu góp 36 inch và sẽ được đưa đi dưới
sự kiểm soát của thiết bị điều khiển mức, mức điều khiển được chia làm hai mức A
(cao), B (thấp) bởi thiết bị điều khiển bằng tay. Trong trường hợp lượng lỏng lớn ở mức
cao thì van vào sẽ đóng, còn ở mức thấp thì dòng lỏng sẽ đóng để tranh hiện tượng sục
khí vào thiết bị V-03.
Nước từ thiết bị Slug Catcher đến thiết bị ILV-0112 & 0122 thông qua bình tách
nước và sản phẩm V-52 (nước được giảm áp đến áp suất khí quyển và hydrocacbon hấp
phụ sẽ được giải phóng qua hệ thống thông gió), nước sẽ được đưa đến Burn pit (ME52) để đốt, với việc điều khiển mức thấp thì đường dẫn nước sẽ được đóng để tránh các
hydrocacbon sụt vào thiết bị tách nước V-52.
II.1.2.

Tháp hấp phụ V-06A/B
Bản vẽ P&ID thiết bị C-06A/B thể hiện trong bản vẽ số ML1200-005-005 được

đính kèm riêng.
II.1.2.1.

Thông số thiết kế

 Áp suất vận hành: 109 bar.
 Nhiệt độ : 250C – 2300C.
 Hàm lượng nước đầu vào bảo hoà trong khí ở 109 bar và 290C.
 Chênh áp tối đa cho phép: 80 kpa.
Do đã có hệ thống tách nước bằng glycol từ thượng nguồn tại giàn nén trung
tâm nên có thể kéo dài chu kỳ làm việc hiện nay. Tháp hấp phụ V-06A/B có chức năng
hấp phụ hơi nước bão hòa tồn tại trong khí hydrocacbon ngăn ngừa sự tạo thành hydrate.
SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 9


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Trong chế độ hoạt động GPP và MF, khí từ Slug Catcher đầu tiên sẽ được đưa
đến thiết bị lọc tách sơ bộ V-08, thiết bị này được thiết kế để tách loại 99% hydrocacbon
lỏng, nước tự do, dầu nhờn, và các chất rắn có trong dòng khí nhằm bảo vệ lớp rây phân
tử, bởi vì các tạp chất này có khả năng làm bẩn lớp hấp phụ, làm giảm hiệu suất cũng
như tuổi thọ của chất hấp.
Mô tả hoạt động tháp V-06A/B

II.1.2.2.

Khí đi ra từ bình tách V-08 đi vào tháp hấp phụ qua 3 lớp: Lớp trên cùng là
nhôm hoạt tính để loại bỏ nước, lớp thứ 2 là màng phân tử loại bỏ hoàn toàn nước đạt
nhiệt độ điểm sương của nước là -750C tại 34.5 bar; lớp cuối cùng là đệm caremic. Khí
sau khi qua tháp hấp phụ được đưa qua thiết bị lọc F-01A/B để loại bỏ bụi bẩn chất hấp
phụ. Chất hấp phụ sẽ bão hoà hơi nước sau thời gian làm việc 8 giờ. Khí đưa vào tháp
hấp phụ để khử nước thông qua thiết bị phân phối khí, dòng khí đi qua các lớp chất hấp
phụ trong tháp, lớp chất hấp phụ đầu tiên là oxit nhôm hoạt tính để loại một phần lớn
nước, lớp chất hấp phụ thứ hai là rây phân tử (Zeolit) để loại nước triệt đế đạt điểm
sương của khí như yêu cầu (-750C ở 34.5 Bar ). Oxit nhôm được dùng để tách thô ban
đầu và vì:
 Giá thành thấp
 Có khả năng hút nước cao hơn tuy nhiên không triệt để
 Khó bị làm bẩn và rây phân tử của Oxit nhôm được bảo vệ tốt

 Dễ tái sinh
Khí khô đi ra khỏi tháp hấp phụ thông qua thiết bị thu hồi được lắp đặt bên trong
và sau đó đi qua thiết bị F-01A/B Dehydration After Filter, trong đó một thiết bị hoạt
động, thiết bị còn lại ở chế độ dự phòng, để loại bỏ các bụi của chất hấp phụ.
II.1.2.3.

Quá trình tái sinh chất hấp phụ
Chất hấp phụ sau một thời gian (khoảng 8h) làm việc sẽ bị bão hòa nước, hoạt

tính của chất hấp phụ giảm đi, lúc này chất hấp phụ cần được tái sinh. Quá trình tái sinh
chất hấp phụ gồm có các quá trình.
-

Chuyển tháp hấp phụ

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 10


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Thiết bị đang ở chế độ dự phòng sẳn sàng đưa vào hoạt động song song với thiết
bị đang hoạt động. Trong thời gian ngắn thì cả hai thiết bị hoạt động song song để:
 Tối thiểu sự thay đổi thành phần
 Tránh dòng khí bị gián đoạn
Sau đó tháp hấp phụ được tái sinh sẽ bị cô lập.

-

Giảm áp
Thiết bị hấp phụ được giảm áp sau khi cô lập cả dòng khí vào và dòng khí ra,

khí từ áp suất 109 bar giảm xuống áp suất 35 bar mới qua thiết bị tái sinh.
Sự giảm áp là cho dòng đi trực tiếp đến đường ống dẫn khí tái sinh. Tốc độ giảm
áp được được giới hạn bởi một lỗ tiết lưu và có thể điều khiển bằng van điều khiển bằng
tay với thời gian tối đa cho quá trình giảm áp là 30 phút. Quá trình này được kiểm tra
nhờ việc tính toán kích thước lỗ, bằng cách dùng thiết bị đo áp suất đặt trước và sau lỗ.
Trong quá trình giảm áp thì kèm theo quá trình giảm nhiệt độ (nhiệt độ tối thiểu
-80C) và xảy ra sự ngưng tụ khí, kết quả của quá trình này làm ngưng tụ thêm 20% khối
lượng Hydrocacbon lỏng.
Ngoài ra còn có một lượng nhỏ Hydrocacbon ngưng tụ trong quá trình hấp phụ
(nhỏ hơn 1% khối lượng). Để ngăn chặn quá trình tích tụ các Hydrocacbon lỏng trong
thiết bị tái sinh thì có một dòng khí tái sinh by pass sẽ được hình thành trước khi quá
trình giảm áp.
-

Làm nóng
Nước được tách khỏi chất hấp phụ nhờ đun nóng bởi dòng khí khô tái sinh sau

khi đã được gia nhiệt tại E-18. Khí tái sinh (Lưu lượng là 12500 kg/h, áp suất 34 bar)
được tuần hoàn bởi máy nén khí K-04A/B, khí được tái sinh 100%, công suất của động
cơ điện 75 Kw và được làm nóng trong thiết bị trao đổi nhiệt E-18 bằng Hot oil lên đến
2300C. Dòng khí tái sinh đi ngược chiều với dòng khí hấp phụ. Quá trình làm nóng được
hiển thị bởi ba thiết bị hiển thị nhiệt độ trên tầng hấp phụ (TI-0551A/B, 0552A/B,
0553A/B) và nhiệt độ đầu ra khí tái sinh được điều khiển bởi TI-0512 để đảm bảo lưu
lượng và nhiệt độ nhỏ nhất, đèn báo động nhiệt độ, lưu lượng thấp nhất được cài đặt.
Dòng khí tái sinh nóng có chứa nước được làm lạnh bởi thiết bị làm lạnh bằng không

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 11


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

khí E-15. Nước ngưng tụ được tách ra trong bình tách nước V-07 và quay lại dòng Sales
Gas.
-

Làm lạnh
Tầng chất hấp phụ được làm lạnh bằng chính dòng khí tái sinh cũng như đối với

việc làm nóng ngoại trừ bộ làm nóng khí tái sinh khử nước E-18 được bỏ qua bằng cách
Bypass. Tầng hấp phụ sẽ được làm lạnh đến nhiệt độ 250C hoặc chênh lệch 50C so với
nhiệt độ của khí nhập liệu. Giống như quá trình đốt nóng, quá trình làm lạnh cũng được
hiển thị bởi 3 chỉ thị nhiệt độ đặt trên lớp chất hấp phụ và kiểm tra nhiệt độ của khí tái
sinh bằng (TI0512).
-

Tăng áp
Thiết bị hấp phụ được tăng áp bởi dòng khí khô sản phẩm đến áp suất 109 bar.

Hiệu suất của quá trình này được giới hạn nghiêm ngặt bằng một lỗ tiết lưu, bằng cách
dùng thiết bị đo áp suất cục bộ của áp suất trước lỗ và sau lỗ và có thể được kiễm soát
bằng van tay, thời gian tăng áp hoàn toàn là 30 phút.

Giống như quá trình giảm áp, ở quá trình này sẽ có sự ngưng tụ ngược.
Hydrocacbon lỏng sẽ được góp lại trong đường ống vào của quá trình làm việc. Tốc độ
nén trung bình hơi lớn hơn so với quá trình giảm áp. Điều này sẽ được kiểm tra bởi việc
tính toán kích thước của lỗ.
-

Dự phòng
Kết thúc quá trình tăng áp, thiết bị hấp phụ sẽ được giữ ở áp suất khí xử lý 109

bar để sẵn sàng đưa vào hoạt động. Các máy nén khí tái sinh khử nước sẽ hoạt động
trong suốt thời gian.
Trong quá trình thực hiện các pha tăng và giảm áp của bộ hấp phụ thì khí tái sinh
sẽ bỏ qua các bộ hấp phụ này bằng cách đi theo ống dẫn nhánh. Máy nén có thể được
tắt đi nếu như dự đoán sẽ không cần thiết hơn 4 giờ đồng hồ và như vậy cần có sự tương
thích giữa số lần khởi động máy nén và tiết kiệm năng lượng.
Theo thiết kế quá trình khử nước sẽ hoạt động với dòng khí bão hoà hơi nước
(0,06%), tuy nhiên việc xử lý bằng glycol ở ngoài giàn đã giảm hàm lượng nước xuống

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 12


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

0,015%, vì vậy quá trình hấp phụ có thể được kéo dài gần 4 chu kỳ. Trong trường hợp
này, máy nén khí tái sinh K-04 có thể ngừng hoạt động.

II.1.3.

Thiết bị Turbo Expander CC-01
Thông số thiết kế:
 Lưu lượng dòng vào đầu giãn nở lớn nhất: 170000 sm3/h
 Áp suất vào/ ra đầu giãn: 109/ 33 bar
 Lưu lượng đầu nén: 150000 sm3/h
 Áp suất vào/ ra đầu nén: 33/ 48 bar
Thiết bị gồm 2 phần chính: expander và máy nén.
Phần expander gồm hai phần nhận dòng khí đi từ V-06 vào có áp suất 109 bar

xuống 33.5 bar làm nhiệt độ dòng giảm xuống đến -180C. Ở nhiệt độ này chủ yếu các
hydrocacbon nặng (C3+) được hóa lỏng và đưa đến tháp c-05 như nguồn nạp liệu.
Phần máy nén: khi quá trình giảm áp suất tại turbo expender xảy ra thì dòng khí
sẽ được sinh công làm quay quạt gió trong expender, công được dẫn qua hệ trục truyền
động dùng để chạy máy nén nhằm tăng áp suất của dòng khí ra từ đỉnh tháp c-05 từ 33.5
bar lên 47 bar.
II.1.4.

Tháp làm sạch C-05
Bản vẽ P&ID thiết bị C-05 thể hiện trong bản vẽ số ML1200-002-013 được đính

kèm.
-

Thông số thiết kế:
 Lưu lượng 200.000 m3/h
 Áp suất vận hành: 33,5 bar, tối đa có thể 60 bar
 Nhiệt độ hoạt động của tháp từ -700C ÷ 800C

-

Chức năng của tháp làm sạch C-05: Tách thành phần C3+ ra khỏi hỗn hợp khí

ban đầu nhằm thu hồi tối đa lượng C3+ có trong nguyên liệu khí đầu vào nhà máy.
Trong chế độ MF và AMF tháp C-05 đóng vai trò như bình tách. Trong chế độ
GPP và MGPP tháp C-05 có vai trò là tháp chưng cất với dòng hồi lưu ngoài là dòng
lỏng được ngưng tụ từ khí làm lạnh qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và dòng nhập liệu từ

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 13


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

khí giản nở qua Expander đóng vai trò như dòng hồi lưu nóng để cung cấp nhiệt cho
tháp.
Tháp C-05 gồm 12 đĩa mâm van, đường kính tháp là 2.14m, chiều cao tháp 21m.
-

Tình hình của tháp C-05 hiện nay
Do lưu lượng khí đầu vào tăng dẫn đến tháp C-05 thương xuyên bị ngập lỏng

dẫn đến nguy cơ lỏng bị cuốn theo gây nguy hiểm cho CC-01.
Để khắc phục tình trạng này năm 2002 công ty đã thuê chuyên gia tư vấn cải
tạo hệ thống phân phối nguyên liệu đầu vào tháp (Inlet distribution) nhưng vẫn không

giải quyết được triệt để vấn đề.
Trong điều kiện hiện nay để ngăn ngừa ngập lỏng tháp C-05 nhà máy luôn duy
trì một một dòng khí nóng bypass thông qua van PV-0805 với độ mở của van khoảng
15-20%. Điều này đã dẫn đến làm giảm hiệu quả thu hồi lỏng nhà máy.
Với đặc điểm như vậy, hiện nay toàn bộ hệ thống thiết bị của nhà máy đều làm
việc ổn định và đảm bảo cho phép xử lý với lưu lượng khí đầu vào lên trên 6 triệu
m3/ngày.
Vấn đề tháp C-05 được xem như là “điểm thắc cổ chai” của nhà máy. Giải quyết
được vấn đề ngập lỏng tháp C-05 sẽ cho phép tăng tối đa hiệu quả thu hồi lỏng của từ
dòng nguyên liệu khí đầu vào.
II.1.5.

Thiết bị tách lỏng/ hơi V-03
Bản vẽ P&ID thiết bị V-03 thể hiện trong bản vẽ số ML1200-005-003 được

đính kèm.
Thiết bị phân tách V-03 là thiết bị phân tách ba pha nằm ngang, vận hành ở áp
suất 75 bar, nhiệt độ 180C. Ở chế đô MGPP thì tháp V-03 sẽ được vận hành ở áp suất
45 bar. Mục đích của thiết bị này để tách hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong condensate.
Với việc giảm áp từ 109 bar xuống 75 bar thì nhiệt độ sẽ giảm xuống dưới nhiệt độ tạo
thành hydrate (200C) thì các khí hydrocacbon nhẹ chủ yếu là C2, C3 được tách ra khỏi
phần lỏng và được nén bởi máy nén K-03 từ 75 bar lên 109 bar để hòa cùng với khí ra
từ Slug Catcher. Vì nhiệt độ giảm xuống dưới nhiệt độ tạo thành hydrate nên cần phải
có hai van điều khiển mức, một cái như thiết bị dự trữ tại đầu vào của thiết bị bốc hơi.
Trong trường hợp tinh thể hydrate hình thành trong van thì người ta phun metanol vào.

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 14

Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Ở trong bồn có hệ thống gia nhiệt để đảm bảo nhiệt độ lớn hơn 200C, lưu lượng của
dòng lưu chất nóng được điều khiển bằng thiết bị điều khiển nhiệt, còn condensate được
điều khiển bởi thiết bị điều khiển mức. Nước được góp lại ở đáy bồn và được điều khiển
ở thiết bị điều khiển mức thông qua thiết bị bốc hơi V-52 như trong trường hợp của thiết
bị Slug Catcher. Áp suất vận hành của thiết bị bay hơi được khống chế ở 75 bar bằng
van điều áp đặt trên đường ống dẫn hơi nước.
II.1.6.

Tháp tách etan C-01 (Deethanizer )
Bản vẽ P&ID thiết bị C-01 thể hiện trong bản vẽ số ML1200-002-014 được đính

kèm.
Tháp chưng cất C-01 là thiết bị trong đó thực hiện quá trình phân tách giữa C2
và C3. C2- và một phần nhỏ C3 sẽ đi ra khỏi đỉnh ở pha khí, phần lớn lượng C3+ và một
phần nhỏ C2 ra khỏi đáy C-01 ở dạng lỏng sẽ được đưa tới tháp C-02 để phân tách tiếp
thành LPG và condensate.
Áp suất hoạt động của tháp tách ethane C-01 là 27 bar cho chế độ MF và GPP
hoặc 20 bar cho chế độ AMF. Nhiệt độ ở đáy và đỉnh tương ứng là 140C và 1090C ứng
với chế độ GPP, đối với chế độ MF thì nhiệt độ này là 60C và 1200C. Trong chế độ AMF
thì không có dòng hồi lưu của lưu thể lạnh nên nhiệt độ trong tháp rất cao, nhiệt độ ở
đỉnh và đáy tương ứng là 63,70C và 1940C.
Tháp tách ethane C-01 được thiết kế 32 đĩa van. Phần trên của tháp có 13 đĩa
với đường kính là 2,6m. Phần dưới của tháp có 19 đĩa với đường kính 3,05m. Tháp này
có hai nguồn cung cấp, nguồn thứ nhất là dòng lỏng từ tháp stripper khí sau khi làm

nóng từ 400C lên 860C trong bộ trao đổi nhiệt E-04 đi vào đĩa thứ 20. Nguồn thứ hai là
chất lỏng ở đáy tháp làm sạch C-05 có nhiệt độ -230C vào đĩa trên cùng của tháp, chứa
95% mol chất lỏng dùng cho việc phun tưới.
Một thiết bị chuyển đổi chênh áp được cài đặt để dò tìm sự sai lệch áp suất cao,
gây nên quá trình tạo bọt. Bốn thiết bị hiển thị nhiệt độ trên các đĩa 2, 3, 14 và 20 sẽ cho
biết trạng thái của cột; hai thiết bị đun sôi lại kiểu kettle được cài đặt tại đáy của nó với
công suất 50%/ cái, điều đó tránh được sự ngừng hoạt động của tháp do ảnh hưởng của
quá trình trao đổi nhiệt. Sau khi trao đổi nhiệt condensate chảy xuống nhờ lực trọng
trường đến V-15 mà thời gian lưu là 3 phút để ổn định mực chất lỏng. Vì thế condensate
ở đây được tách từ V-15. Trong chế độ vận hành bình thường hiện nay, tháp C-01 làm
SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 15


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

việc ở áp suất 27 bar (áp suất này được điều khiển bởi K-01A/B), nó có 3 đường nhập
liệu như sau:
Đường lỏng từ đáy C-05 có nhiệt độ thấp (khoảng -17 ÷ -100C) đi vào đĩa thứ nhất. Lưu
lượng dòng từ C-05 được điều khiển bằng van FV-1201. Đường lỏng thứ 2 từ đáy V-03
có nhiệt độ trong khoảng 50 ÷ 700C vào đĩa thứ 20 (có thể vào đĩa thứ 14) được điều
khiển bằng van điều khiển dòng FV-1701. Đường khí từ đỉnh V-03 vào đĩa thứ 2, 3 qua
2 van điều khiển áp suất PV-1305A/B để điều khiển áp suất của V-03.
Ngoài ra, dòng lỏng từ đáy tháp C-01 được bốc hơi một phần (phần chứa các
cấu tử nhẹ như ethane, propane) quay trở lại đĩa cuối cùng dưới tác dụng của 2 reboiler
E-01A/B. Phần lỏng còn lại sẽ được đưa tới V-15 sau đó tới C-02 nhằm phân tách giữa

C4 và C5 để tạo ra LPG và condensate.
Dòng khí đi lên từ đỉnh C-01 bao gồm chủ yếu là C2 và một phần C3 được dẫn
tới máy nén K-01 để đẩy ra Sale Gas (trong chế độ MF) hay tới K-02/03 tuần hoàn lại
V-08 nhằm thu hồi tối đa phần C3 trong các chế độ GPP và MGPP.
II.1.7.

Tháp ổn định C-02
Bản vẽ P&ID thiết bị C-02 thể hiện trong bản vẽ số ML1200-002-015 được đính

kèm.
Tháp chưng cất C-02 có mục đích thực hiện quá trình phân tách giữa các cấu tử
C4 và C5 của dòng lỏng từ V-15 tới để tạo ra hai loại sản phẩm riêng biệt: LPG và
condensate.
Stabilizer được lắp đặt ở chế độ MF và GPP nhưng cũng có thể chạy nó ở chế
độ AMF dự phòng. Trong chế độ AMF tháp tách C-01 hoạt động như một tháp ổn định
bằng sự bay hơi của butane và các hydrocacbon nhẹ hơn ra khỏi condensate ở nhiệt độ
rất cao, tại thiết bị đun sôi lại là 1490C trong trường hợp thiết bị ổn định không hoạt
động. Nếu người ta thu hồi LPG trong chế độ AMF thì tháp tách ethane hoạt động đúng
chức năng của nó ở nhiệt độ đun sôi lại thấp hơn và thiết bị C-02 có thể được sử dụng.
Áp suất vận hành của hệ thống tháp C-02 được khống chế ở 11 bar, bằng cách
khống chế hiệu suất của thiết bị trao đổi nhiệt E-02 bằng cách mở hoặc đóng một dòng
khí bypass nóng qua van điều khiển nhiệt độ TV-1501A, công suất thiết kế là 30% dòng
tổng, khí sẽ được đốt qua van điều khiển áp suất PV-1501B hoặc được điều chỉnh bằng
hệ thống quạt làm lạnh.
SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 16

Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Tháp C-02 gồm 30 đĩa van với đường kính 2,14m, đĩa nạp liệu là đĩa số 10; một
thiết bị ngưng tụ ở đỉnh, một thiết bị đun sôi lại ở đáy. LPG trong tháp C-02 sẽ được
tách ra khỏi condensate.
Hơi LPG từ đỉnh cột sẽ ngưng tụ trong thiết bị ngưng tụ bằng không khí E-02
sau đó đến bình hồi lưu V-02 (là bình nằm ngang có đường kính 2,2m, dài 7m). LPG
được bơm hồi lưu P-01A/B (công suất bơm là 180 m3/h), chiều cao đẩy 133,7m; công
suất động cơ là 75kw). Bơm đỉnh có thể hoạt động ở áp suất 11 bar (của thiết bị ổn định)
hoặc 16 bar (của tháp tách C-03). Ở đây, không cần thiết phải đảm bảo độ phân tách quá
cao mà mục đích cần tối ưu lượng LPG thu được, vì thế thực tế vận hành và mô phỏng
chỉ số hồi lưu tối ưu nên vào khoảng 0.5 – 0.6. Một phần dòng LPG lỏng sẽ được lấy ra
nhờ thiết bị điều chỉnh lưu lượng FICA-1601 qua thiết bị điều khiển mức LICA-1601.
Lượng này sẽ được đun nóng tại thiết bị trao đổi nhiệt E-17 nhờ dòng nóng đến từ đáy
C-03, sau đó đi đến tháp C-03 (ở chế độ GPP) còn chế độ MF, nó được đưa đến một
trong các bình chứa LPG V-21A/B, phần LPG còn lại thì được hồi lưu lại đỉnh tháp C02.
Thiết bị đun sôi lại của tháp C-02 thuộc loại kettle (E-03) được sử dụng để đun
nóng nhờ tác nhân làm nóng là dòng dầu nóng. Nhiệt độ được khống chế bởi van điều
khiển nhiệt độ TV-1523 lắp trên đường ống condensate từ đáy tháp C-02 sẽ được bốc
hơi một phần, phần hơi được đưa trở lại đáy tháp, phần lỏng còn lại sẽ qua trao đổi nhiệt
với dòng nguyên liệu của tháp C-01 để làm lạnh xuống 600C và sau đó được làm lạnh
đến 450C tại thiết bị ngưng tụ bằng không khí E-09. Ngoài ra còn có một thiết bị điều
khiển chênh áp PDIA-1521, để tránh sự chênh áp trong cột quá cao, mục đích chóng
hiện tượng tạo bọt; ba thiết bị đo nhiệt độ tại các đĩa 9,10,30.
Trong quá trình vận hành tháp C-02 thường xảy ra một vài sự cố, tuy nhiên
nghiêm trọng nhất là hiện tượng ngập lỏng làm ảnh hưởng đến hoạt động của nhà máy.
Hiện tượng ngập tháp C-02 là hiện tượng mức lỏng đáy E-03 tăng lên quá mức
vận hành bình thường (50-60%), chiếm toàn bộ phần shell side của E-03 và bắt đầu ngập

lên trên tháp. Lúc này công suất của E-03 không đủ để gia nhiệt cho đáy C-02 dẫn đến
nhiệt độ đáy C-02 giảm và làm condensate không đạt chất lượng.

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 17


Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Báo cáo thực tập
II.1.8.

Máy nén khí
Máy nén khí mà nhà máy sử dụng ở đây là máy nén kiểu piston và kiểu ly tâm:

máy nén K-01 là loại máy nén piston một cấp, K-02 và K-03 là loại máy nén kiểu piston
hai cấp, máy nén K-04 là loại máy nén ly tâm.
Mục đích của cụm máy nén K-01, K-02, K-03 là để thu hồi triệt để C3+ từ khí
ra của C-01 nén lên áp suất 109 bar để đưa lại nhà máy.
Dòng khí từ C-04 được đưa đến máy nén K-02 sau khi được loại các hạt chất
lỏng còn lại trong khí ở bình rửa V-13. tại K-02 khí được nén từ 47 bar lên 74 bar và
nhiệt độ cũng tăng từ 440C lên 780C. Dòng khí ra khỏi K-02 có nhiệt độ cao nên được
làm mát ở E-19 nhiệt độ dòng khí giảm xuống còn 450C. Dòng khí này được tiếp tục
nén tiếp tại K-03 để tăng áp lên 109 bar, sau khi khí ra khỏi K-03 sẽ hòa cùng với dòng
khí từ Slug Catcher.
Trạm nén khí đầu vào K-1011 A/B/C/D
Số cụm máy nén
Kiểu máy nén

Động cơ dẫn động
Lưu lượng thiết kế
Áp suất đầu vào
Áp suất đầu ra
Áp suất thiềt kế

04 máy
Máy nén Piston (Hãng Dresser-rand sản xuất),
kiểu 5DVIP4-1, 4 xi lanh; 1496.18 HP
Động cơ chạy khí (Hãng Caterpillar sản xuất),
kiểu CAT 3608TALE, 8 máy; tốc độ 750-9001000 RPM (Min./Calc/Max.).
1.67 triệu m3/ ngày
70-80 bar (normal)
60 bar (min)
109 bar (sau thiết bị làm mát)
139 bar

Bảng: Thông số máy nén khí đầu vào K-1011
Theo thiết kế thì 3 máy nén làm việc đồng thời và 1 máy dự phòng do đó công
suất tối đa của trạm nén là 5 triệu m3/ngày. Nếu đưa cả 04 máy nén vào hoạt động cùng
lúc thì có thể nâng công suất trạm nén đầu vào lên trên 6 triệu m3/ngày.

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 18


Báo cáo thực tập
II.2.

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Các hệ thống trong quá trình sản xuất của nhà máy

II.2.1. Hệ thống đốt đuốc
Hệ thống đốt đuốc được thiết kế để đốt bỏ khí đi ra từ nhà máy thông qua các van
an toàn, van điều áp…
Toàn bộ khí xả ra được thu gom vào ống thu gom (flare header) có đường kính
20 inch sau đó được đưa tới bình tách lỏng V-51, Flare K.O Drum. V-51 có đường kính
3100 mm, dài 8200 mm, là bình nằm ngang có tác dụng loại bỏ toàn bộ chất lỏng bị
cuốn theo trước khi đem ra đốt tại đuốc ME-51, Flare Stark. Đuốc đốt có đường kính 30
inch, cao 70 m, công suất 212 tấn/ ngày trong trường hợp hoạt động liên tục và 77.2 tấn/
ngày trong trường hợp hoạt động không liên tục. Bộ đánh lửa bằng điện được lắp đặt để
tạo ra ngọn lửa đốt khí và thiết bị này được theo dõi nhờ ba đầu dò lửa BSL-2701 A/B/C
lắp đặt trên đỉnh cột đuốc.
Chất lỏng thu được trong bình V-51 được chuyển đi bằng bơm P-51 A/B Flare
K.O Drum Pum, công suất 10 m3/h đến hầm đốt brum pit. Một bơm P-51 tự động khởi
động khi tín hiệu báo mức H1 từ thiết bị chỉ mức lỏng trong bình LIA-2701 được kích
hoạt, nếu mức lỏng vượt quá H1 thì tín hiệu báo mức H2 từ LIA-2701 sẽ được kích hoạt
đưa cả 2 bơm P-51 A/B vào hoạt động. Cả hai bơm sẽ ngừng hoạt động khi có tín hiệu
L kích hoạt.
II.2.2. Hệ thống bơm Methanol
Methanol được sử dụng nhằm tránh tạo hydrat trong các bộ phận làm lạnh tại nhà
máy, nó cũng có tác dụng loại hydrat đã tạo thành. Methanol được vận chuyển tới bồn
chứa Methanol V-52 dạng đứng có đường kính 0.75 m, chiều cao 7.5 m. Bơm Methanol
P-52 A/B/C là loại bơm piston có công suất 13 l/h, áp suất xả 11.5 bar, hút từ đáy V-52
và xả ra đầu phân phối.
II.2.3. Hệ thống xả kín
Hệ thống xả kín được thiết kế để loại bỏ chất lỏng đi ra từ nhà máy và được đưa

vào gia nhiệt để bay hơi một phần hydrocacbon nhẹ trước khi đốt bỏ ở Burn pit.
Toàn bộ chất lỏng được thu gom vào trong đường ống 12 inch và vận chuyển
tới thiết bị trao đổi nhiệt E-52 để gia nhiệt dòng lỏng lên 550C, sau đó đưa về bình tách

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 19


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

V-51. Khí được đưa ra đuốc để đốt bỏ, lỏng tách ra được bơm P-51 A/B đưa về burn pit.
Công suất tối đa của burn pit là 8.9 m3/ngày.
II.2.4. Hệ thống bơm và bồn chứa sản phẩm
Bồn chứa Condensate TK-21 có đường kính 13m, cao 15.6 m, dung tích 2000 m3
có thể chứa sản phẩm tạo ra trong 3 ngày.
Bơm condensate P-23 A/B có công suất 80 m3/h, chiều cao đẩy 133 m, công suất
động cơ điện là 30 Kw. Bơm này dùng cho quá trình phối Condensate từ bồn chứa tới
đường ống dẫn (bơm Centrifugal đơn cấp). Bơm được thiết kế chiều cao đẩy sao cho
đáp ứng được áp suất đầu vào là 8 bar. Thiết bị đo lưu lượng FIA-320 dùng để điều
khiển bơm, bơm sẽ ngừng khi lưu lượng lỏng trong bồn chứa TK-21 dưới mức an toàn
của bơm.
II.2.5. Hệ thống gia mùi
Mục đích của hệ thống gia mùi là để phát hiện rò rỉ của sản phẩm. Khi hoạt động
bình thường, chất tạo mùi được bơm liên tục với lưu lượng 40-60 ppm sản phẩm. Chất
tạo mùi được dùng là Alkylmercaptan là chất không màu, có tính độc. Khí thương mại
được tạo mùi bằng thiết bị X-101.

II.2.6. Hệ thống phụ trợ
II.2.6.1.

Hệ thống khí công cụ
Hệ thống có nhiệm vụ cung cấp khí khô và sạch để điều khiển các van, ngoài ra

còn cung cấp khí phụ trợ cho nhà máy. Hệ thống khí công cụ bao gồm hai máy nén khí
K-61 A/B, hai máy làm khô khí M-61 A/B và bình chứa khí công vụ V-61, bình chứa
khí phụ trợ V-62.
Một cụm máy nén khí K-61 bao gồm bộ lọc khí đầu vào, bộ giảm thanh, phần
nén piston dẫn động bằng động cơ điện, thiết bị làm mát và thiết bị tách khí ngưng tụ.
Một cụm làm khô khí M-61 bao gồm bộ lọc khí đầu vào, bộ làm lạnh, thiết bị
tách khí ngưng tụ và bộ lọc khí đầu ra.
Ưu tiên hàng đầu của hệ thống là cung cấp khí công cụ cho hệ thống điều khiển,
do đó khí áp suất của hệ thống điều khiển xuống thấp hơn 700 kPa thì van PCV-5101
và PCV-5201 sẽ đóng để dừng cung cấp khí cho phần khí phụ trợ và sản xuất Nitơ.

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 20


Báo cáo thực tập
II.2.6.2.

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Hệ thống sản xuất Nitơ
Nitơ được sử dụng làm lớp đệm cho bồn chứa Hot oil V-31, bồn chứa Methanol

V-25, làm sạch flare header và cung cấp cho các điểm trong nhà máy để phục vụ công
tác bảo dưỡng.
Hệ thống sản xuất khí Nitơ bao gồm: máy điều chế Nitơ (ME-62) và bình chứa
khí Nitơ (V-63). Máy điều chế Nitơ ME-62 gồm thiết bịt ách ẩm, bộ lọc, thiết bị gia
nhiệt không khí và màng lọc. Màng lọc sử dụng để tách và thu hồi Nitơ từ không khí
bằng cách cho không khí đi qua, các phân Nitơ sẽ được giữ lại.
Thông số thiết kế ME-62:
 Loại: màng lọc
 Công suất: 100 Nm3/h
 Độ tinh khiết Nitơ thu được: 99%
Thông số thiết kế V-63:
 Áp suất vận hành: 700 kPa
 Nhiệt độ vận hành: 510C
 Đường kính 2.4 m, chiều cao 7.5 m
II.2.6.3.

Hệ thống nước làm mát
Nhu cầu sử dụng nước làm mát của các thiết bị:
 CC-01: 20 m3/h
 K-04 A/B: 1.8 m3/h
 K-61 A/B: 16 m3/h
 P-31 A/B/C: 1.82 m3/h
Hệ thống nước làm mát là hệ thống tuần hoàn khép kín với quạt làm mát E-61,

hai máy bơm P-63 A/B và bồn chứa nước làm mát V-64. Thiết bị trao đổi nhiệt E-61 có
hai quạt vận hành. Nước làm mát được bổ sung từ hệ thống nước sinh hoạt chung. Lưu
lượng tuần hoàn được hiển thị bởi FI-5901 và điều chỉnh bằng đường bypass với PCV5901. Nhiệt độ nước cấp ra và tuần hoàn về được hiển thị bởi TI-5901/5901.

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220

Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 21


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Trong trường hợp áp suất đầu ra thấp (dưới 4000 kPa) thì bơm P-63 dự phòng
sẽ tự động được kích hoạt.
II.3.

Các chế độ vận hành của nhà máy
Để đảm bảo cho việc vận hành nhà máy được linh hoạt (đề phòng một số thiết

bị chính của nhà máy bị sự cố) và hoạt động của nhà máy được liên tục (khi thực hiện
bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị) không gây ảnh hưởng đến 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): Sản xuất condensate ổn định với công
suất 342 tấn/ngày và 3,8 triệu m3 khí/ngày, bắt đầu đưa vào hoạt động từ tháng 10/1998.
Chế độ MF (Minium Facility): Sản xuất condensate ổn định với công suất 380
tấn/ngày, hỗn hợp butane-propane (LPG) với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu m3 khí
khô/ngày, bắt đầu hoạt động 12/1998.
Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Sản xuất condensate ổn định, khí khô, hỗn
hợp butane và propane được tách độc lập. Giai đoạn này công suất khí đầu vào là 1,5 tỷ
Sm3 khí/năm, thu hồi propane: 575 tấn/ngày; butane 417 tấn/ngày; condensate: 402
tấn/ngày; khí khô: 3,34 triệu Sm3/ngày. Giai đoạn này sử dụng công nghệ TurboExpander với hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng cao.
Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Chế độ chuyển đổi của chế độ
GPP.

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 để chạy thử. Sau khi hoàn thành việc lắp
đặt, các chế độ này rất ít khi được vận hành vì nó làm giảm khả năng thu hồi sản phẩm
lỏng.
Trong trường hợp một số thiết bị trong chế độ GPP bị hỏng thì nhà máy mới
chuyển sang chế độ AMF hoặc MF để duy trì hoạt động của nhà máy.
Hiện nay nhà máy đang vận hành ở chế độ GPP chuyển đổi, không tách riêng butane và
propane. Các chế độ chuyển đổi cũng không hoàn toàn giống các chế độ trong giai đoạn
xây dựng do các thiết bị thuộc chế độ khác vẫn có thể được sử dụng kết hợp.

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 22


Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Báo cáo thực tập
II.3.1. Chế độ AMF

Chế độ AMF có khả năng đưa nhà máy sớm đi vào hoạt động nhằm cung cấp
khí thương phẩm với lưu lượng 3,7 triệu m3/ngày cho các nhà máy điện và thu hồi
condensate với sản lượng 340 tấn/ngày. Đây đồng thời cũng là chế độ dự phòng cho chế
độ MF, khi các thiết bị trong chế độ MF, GPP xảy ra sự cố hoặc cần sửa chữa, bảo dưỡng
mà không có thiết bị dự phòng.
II.3.1.1. Sơ đồ công nghệ

Hình: Sơ đồ công nghệ chế độ vận hành AMF
II.3.1.2. Các thiết bị chính

Đây là chế độ nhà máy ở cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối. Nó chỉ bao gồm các
thiết bị chính sau:


Hai tháp chưng cất C-01, C-05



Ba bình tách V-06, V-08, V-15



Thiết bị Ejector EJ-01 A/B



Bồn chứa condensate TK-21

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 23


Báo cáo thực tập

Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

II.3.1.3. Mô tả chế độ vận hành AMF
Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ được đưa tới Slug Catcher của nhà máy bằng

đường ống 16 inch với áp suất 109 bar, nhiệt độ 25,60C. Tại đây, condensate và khí được
tách ra theo các đường riêng biệt để tiếp tục xử lý, còn nước chứa trong condensate cũng
được tách nhờ trọng lực và đưa vào bình tách nước (V-52) để xử lý. Ở đây nước được
giảm áp 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 sẽ được giảm áp và đưa vào bình tách V-03
hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 200C. V-03 dùng để tách hydrocacbon nhẹ
hấp thụ trong lỏng bằng cách giảm áp. Với việc giảm áp từ 109 bar xuống 75 bar, nhiệt
độ sẽ giảm thấp hơn nhiệt độ hình thành hydrate nên để tránh hiện tượng này bình được
gia nhiệt đến 200C bằng dầu nóng ở thiết bị trao đổi nhiệt E-07. Sau khi ra khỏi V-03
dòng lỏng này được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B để tận dụng nhiệt. Dòng khí thoát
ra từ Slug Catcher (SC) được dẫn vào bình tách/lọc V-08 nhằm tách triệt để các hạt lỏng
nhỏ bị cuốn theo dòng khí do Slug Catcher không tách được và lọc các hạt bụi trong khí
(nếu có) để tránh làm hư hỏng các thiết bị chế biến khí phía sau.
Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hòa dòng EJ-01A/B/C để giảm áp
suất từ 109 Bar xuống 47 Bar. Việc giảm áp của khí trong EJ có tác dụng để hút khí từ
đỉnh tháp C-01. Đầu ra của EJ-01A/B/C là dòng hai pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ
200C cùng với dòng khí nhẹ từ V-03 đã giảm áp được đưa vào tháp C-05. Mục đích của
EJ-01A/B/C là nén khí thoát ra từ đỉnh tháp C-01 lên áp suất làm việc của tháp C-05, vì
vậy nó giữ áp suất làm việc của tháp C-01 ổn định.
Tháp C-05 hoạt động ở áp suất 47 bar, nhiệt độ 200C. Phần đỉnh của tháp hoạt động như
bộ tách khí lỏng. 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-01A/B/C. Dòng khí ra từ đỉnh tháp C-05 được đưa
ra đường khí thương phẩm để cung cấp cho các nhà máy điện. Lỏng tại đáy C-05 được
đưa vào đĩa trên cùng của tháp C-01.
Ở chế độ AMF tháp C-01 có 2 dòng nhập liệu:
 Dòng từ V-03 vào đĩa thứ 14 của tháp C-01.
 Dòng lỏng từ đáy của tháp C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01.

SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220

Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 24


Công ty chế biến Khí Vũng Tàu

Báo cáo thực tập

Áp suất hơi của condensate được giảm đi và được điều chỉnh trong tháp C-01
nhằm mục đích phù hợp cho việc chứa trong bồn chứa ngoài trời. Với ý nghĩa đó trong
chế độ AMF tháp C-01 hoạt động như là tháp ổn định condensat. Trong đó, phần lớn
hydrocacbon nhẹ hơn butane được tách ra khỏi condensate bởi thiết bị gia nhiệt của đáy
C-01 là E-01A/B đến 1940C. Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 640C được trộn với khí
nguyên liệu nhờ EJ-01A/B/C. Dòng condensate ở đáy tháp được trao đổi nhiệt tại E04A/B và được làm lạnh bằng không khí ở E-09 để giảm nhiệt độ xuống 450C trước khi
ra đường ống dẫn condensate về kho cảng hoặc chứa vào bồn chứa TK-21.
II.3.2. Chế độ MF
Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy. Trong chế độ vận hành MF,
sản phẩm của nhà máy ngoài lượng khí thương phẩm cung cấp cho các nhà máy điện,
còn thu được lượng condensate là 380 tấn/ngày và lượng LPG là 630 tấn/ngày.
II.3.2.1. Sơ đồ công nghệ

V-08
FV-1001
E-15

SC-01

C-05

V-06
E-20

Khí d?u vào

E-18
F-01

K-04

V-07

Sale Gas

ME-13

K-01

E-02

V-12

V-02
V-03
C-02

PV-1701

Nu?c

V-15

P-01A/B
D?u nóng

E-01A/B
E-03

E-05 E-04
PV-1301

D?u nóng

TK-21
Bupro
Bupro

ME-25

Hình: Sơ đồ công nghệ chế độ vận hành MF
SVTH: Đỗ Khắc Mạnh – MSSV: 1121010220
Lớp: Lọc hóa dầu B K56

Trang 25