Báo cáo thực tập tốt nghiệp Tại Nhà máy Chế biến Khí Dinh Cố

BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP

MỤC LỤC
Chương 1. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY ............................................................................ 4
I. Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy ................................................................. 4
1.
Tổng Công ty Khí Việt Nam PV Gas ....................................................................... 4
2.
Hệ thống các mỏ khí và đường ống khu vực phía Nam ........................................... 4
3.
Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố ............................................................................... 6
4.
Tổng quan về đường ống, kho chứa và Cảng Thị Vải ............................................. 7
II.
Địa điểm xây dựng ....................................................................................................... 7
III. Sơ đồ: tổ chức, bố trí nhân sự, mặt bằng nhà máy ....................................................... 7
IV. Các loại sản phẩm chính, sản phẩm phụ của nhà máy ................................................. 9
Chương 2. NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT ............................................................................ 11
I. Nguyên liệu đầu vào nhà máy ....................................................................................... 11
II.
Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành ............................................................... 11
III. Kiểm tra và xử lý nguyên liệu.................................................................................... 12
IV. Khả năng thay thế nguyên liệu .................................................................................. 13
Chương 3. QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ .............................................................................. 14
I. Các chế độ vận hành, các thiết bị chính trong mỗi chế độ vận hành ............................. 14
1.
Chế độ AMF ........................................................................................................... 14
2.
Chế độ MF.............................................................................................................. 19
3.
Chế độ GPP ............................................................................................................ 21

4.
Chế độ MGPP (GPP modified) .............................................................................. 28
II.
Chuyển đổi giữa các chế độ ....................................................................................... 30
1.
AMF  MF ........................................................................................................... 30
2.
MF  GPP ............................................................................................................. 31
3.
GPP  MF ............................................................................................................. 32
4.
MF  AMF ........................................................................................................... 33
III. Vận hành trong điều kiện bất thường......................................................................... 34
1.
Expander/ Compressor shutdown........................................................................... 34
2.
K-01 shutdown ....................................................................................................... 34
3.
K-02/03 shutdown .................................................................................................. 35
4.
Off specification products handling ....................................................................... 35
5.
Đưa sản phẩm lỏng từ bồn chứa vào đường ống .................................................... 35
6.
Plant bypass ............................................................................................................ 36
7.
Vận hành với lượng thu hồi nhỏ nhất (Condensate rundown) .............................. 36
8.
Vận hành phun methanol........................................................................................ 37
9.

Sự cố thiết bị phụ ................................................................................................... 38
10. Quá trình Blow Down ............................................................................................ 39
IV. Hệ thống phụ trợ, xử lý nước thải, an toàn lao động và PCCC ................................. 40
1.
Hệ thống an toàn .................................................................................................... 40
2.
Phương tiện bổ trợ .................................................................................................. 41
3.
Phương tiện phụ trợ ................................................................................................ 42
Chương 4. SẢN PHẨM........................................................................................................ 49
I. Các sản phẩm chính – phụ và phế phẩm. Yêu cầu chất lượng sản phẩm ...................... 49
1.
Các sản phẩm ......................................................................................................... 49
2.
Đặc tính kỹ thuật LPG do Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất ........................... 50
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 1


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
II.
Phương pháp kiểm tra sản phẩm ................................................................................ 51
III. Tồn trữ và bảo quản ................................................................................................... 51
IV. Các nguồn phân phối, tiêu thụ và ứng dụng .............................................................. 51
1.
Nguồn phân phối, tiêu thụ ...................................................................................... 51
2.
Ứng dụng ................................................................................................................ 52
Chương 5. TRẢ LỜI CÂU HỎI CHO ĐỢT THỰC TẬP TỐT NGHIỆP ........................ 52

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 2


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP

LỜI CẢM ƠN
----- o0o ----Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố,
chúng em đã được sự giúp đỡ, hỗ trợ nhiệt tình của đội ngũ cán
bộ nhà máy.
Chúng em xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đến anh Lê Tất
Thắng đã hướng dẫn chúng em hoàn thành quá trình thực tập.
Chúng em xin gửi đến anh Phan Tấn Hậu, Quản đốc Nhà
máy, lời cảm ơn chân thành đã hỗ trợ và tạo điều kiện cho chúng
em học tập tốt tại nhà máy.
Chúng em xin chân thành cảm ơn anh Hồ Viết Đang, Kĩ sư
Công nghệ, đã nhiệt tình giảng giải và giúp đỡ về mặt chuyên
môn trong thời gian chúng em thực tập tại nhà máy để hoàn
thành báo cáo này.
Chúng em cũng xin gửi lời cảm ơn đến các Thầy cô trong
Bộ môn Kỹ Thuật Dầu khí, trường Đại học Bách Khoa Đà Nẵng
đã truyền đạt kiến thức, giúp chúng em tiếp cận tốt hơn với qui
trình sản xuất thực tế.
Cuối cùng, chúng em rất cảm ơn ban lãnh đạo Công ty chế
biến Khí Vũng Tàu, Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố đã cho phép và
tạo điều kiện cho chúng em hoàn thành tốt đợt Thực tập Tốt
nghiệp này.
Nhóm Sinh Viên Thực Tập

Khoa Hóa - Trường ĐH Bách Khoa Đà Nẵng

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 3


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP

Chương 1.

TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY

I. Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy
1.

Tổng Công ty Khí Việt Nam PV Gas

-

Tháng 10 năm 1990, Công ty Chế biến và Kinh doanh các sản phẩm khí (PV GAS)
được thành lập với 100 nhân viên.

-

Tháng 5 năm 1995, PVGAS 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 và bắt đầu cung cấp khí cho nhà máy điện
Bà Rịa.

-

Tháng 10 năm 1999, PVGas 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. Việc hoàn thành toàn bộ
Dự án khí Bạch Hổ giúp PV GAS có khả năng cung cấp khí khô, LPG và Condensate
cho thị trường nội địa.

-

Tháng 11 năm 2002, Dự án khí Nam Côn Sơn được đưa vào vận hành, làm gia tăng
đáng kể lượng khí cung cấp cho khách hàng công nghiệp ở khu vực miền Nam, Việt
Nam.

-

Đến ngày 4 tháng 4 năm 2005, 15 tỷ m3 khí khô được đưa vào bờ và cung cấp cho các
nhà máy điện, đánh dấu một cột mốc quan trọng cho quá trình phát triển của PV GAS
nói riêng và của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam nói chung.
 Ngày 18/07/2007 Hội động quản trị tập đoàn Dầu Khí quốc gia Việt Nam
quyết định số 2232/QĐ-DKVN về việc thành lập Công ty mẹ - Tổng Công ty
Khí.
Tổng Công ty Khí là Công ty TNHH một thành viên được thành lập trên cơ sở được tổ
chức lại Công ty TNHH một thành viên chế biến và kinh doanh sản phẩm khí và các
đơn vị trực thuộc Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam đang hoạt động trong lĩnh vực vận
chuyển, tồn trữ, chế biến, kinh doanh khí và các sản phẩm Khí.
Cơ cấu tổ chức của Tổng Công ty khí theo mô hình: Hội đồng thành viên, Kiểm soát
viên, Tổng Giám đốc, Các Phó Tổng Giám đốc, Kế toán trưởng, các phòng/ban chức
năng và các đơn vị thành viên.

-

-

2.

Hệ thống các mỏ khí và đường ống khu vực phía Nam

a.

Đông Nam Bộ: Cửu Long và Nam Côn Sơn

+ Bể Cửu Long:
Bể Cửu Long có nhiều mỏ dầu được phát hiện trong đó có các mỏ đang khai thác như: Bạch
Hổ, Rồng, Rạng Đông, Rubi, Sư tử đen. Hai mỏ đang khai thác được thu gom khí đồng hành
là Bạch Hổ và Rạng Đông cung cấp khí cho các nơi tiêu thụ thông qua đường ống Bạch Hổ Dinh Cố -Phú Mỹ. Ngoài ra còn có các mỏ có khả năng cung cấp khí bổ sung như Sư Tử đen,
Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng, Cá ngừ Vàng, Rubi, Phương Đông, Emeral…
Đề án sử dụng khí theo thiết kế tổng thể của SNC-Lavalin gồm:
- Dàn nén khí ngoài biển với 5 tổ nén khí tổng công suất 8.1 tỷ m3/năm (vốn đầu tư 140
triệu đô)
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 4


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
-

Hệ thống đường ống dài 195 Km gồm 115 Km từ Bạch Hổ đến Dinh cố và 84 Km từ
Dinh Cố về Thủ Đức
Nhà máy chế biến khí hóa lỏng (LPG) tại Dinh Cố (tổng vốn đầu tư 80 triệu đô)

Hệ thống cảng xuất khí hóa lỏng và khí ngưng tụ Thị Vải (tổng vống đầu tư 46 triệu
đô)

+ Bể Nam Côn Sơn:
Cùng với hệ thống khí Bạch Hổ, sự hình thành hệ thống khí Nam Côn Sơn trở thành trụ cột
của nên công nghiệp Khí Việt Nam, với khả năng cung cấp 6 – 8 tỉ m3 khí/năm trong những
năm 2006 – 2010 ở khu vực miền Đông Nam Bộ.
Ngày 15/12/2000, hệ thống khí Nam Côn Sơn đã chính thức triển khai. Đường ống dẫn khí
Nam Côn Sơn chính thức được đưa vào chương trình Khí – Điện – Đạm. Các bên hợp đồng
hợp tác kinh doanh như sau: PV Việt Nam 51%, BP Pipelines Việt Nam (BV) 32.67% và
Statoil Việt Nam (AS) 16.33%.
Tháng 3/2001 Statoil tuyên bố bán hết cổ phần của mình trong dự án khí đốt Nam Côn Sơn để
rút ra khỏi Việt Nam.
Tháng 5/2001, Dự án xây dựng Nhà máy Điện Phú Mỹ 3 do BP làm chủ đầu tư được cấp giấy
phép.
Hệ thống đường ống Nam Côn Sơn bao gồm:
 Hệ thống đường ống dẫn khí ngoài khơi: Đường ống Rồng Đôi – Mỏ Lan Tây dài
60km, Đường ống mỏ Lan Tây (lô 06-1) – trạm xử lý khí Dinh Cố dài 370km (đoạn
trên bờ dài 8.5km), đường kính ống 26” 2 pha, công suất vận chuyển 18.4 triệu
m3/ngày, công suất tối đa 6 -7 tỉ m3 khí/năm.
 Trạm xử lý khí Dinh Cố: gồm hệ thống thiết bị công nghệ xử lý khí, thiết bị đo lường,
điều khiển tự động, hệ thống điện, cấp thoát nước và một số hạng mục phụ trợ,…
Công suất xử lý khí giai đoạn đầu là 10.4 triệu m3khí/ngày, giai đoạn mở rộng là 18.4
– 19.8 triệu m3 khí/ngày.
 Hệ thống đường ống dẫn khí từ trạm xử lý khí Dinh Cố đến trung tâm phân phối khí
Phú Mỹ dài 28km, đường kính 30”, 1 pha, công suất vận chuyển 18.4 triệu m3
khí/ngày đêm.
 Trung tâm phân phối khí tại Phú Mỹ gồm hệ thống đo lường, kiểm tra giao nhận khí
và một số hạng mục phụ trợ. Hoàn thành năm 2003 để đảm bảo tiếp nhận và phân phối
nguồn khí từ hai hệ thống Bạch Hổ và Nam Côn Sơn.

b.

Tây Nam Bộ: Malay-Thổ Chu (đưa khí về Cà Mau) và Block Ômôn 5.2 (đưa khí
về Cần Thơ).

Tổ hợp khí - điện- đạm Cà Mau do Petrovietnam làm chủ đầu tư nhằm sử dụng hiểu quả
nguồn khí thiên nhiên ở khu vực chồng lấn giữa Malaysia và VN đã được xây dựng.
Các công trình này gồm:

 Đường ống dẫn khí PM3- Cà Mau: công suất thiết kế 2 tỷ m3/năm, dài 332 km. Gồm
các hạng mục:
-

Đường ống ngoài khơi: từ điểm giao nhận khí trên giàn công nghệ trung tâm (PM3)
đến điểm tiếp bờ, dài 289km, đường kính 18”
Đường ống trên đất liền: từ điểm tiếp bờ đến cụm dự án Khí – Điện – Đạm Cà Mau,
dài 43 km, đường kính 18”
Trạm tiếp nhận khí, xử lý khí và trạm phân phối khí cùng các công trình phụ trợ …

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 5


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP

 Dự án nhà máy điện Cà Mau: công suất thiết kế 720 MW, sử dụng 750- 800 triệu m3
khí/ năm

 Dự án nhà máy đạm Cà Mau: sử dụng khoảng 500 triệu m3 khí/ năm, công suất thiết

kế 800 ngàn tấn / năm, gồm 2 dây chuyển sản xuất: dây chuyền sản xuất amoniac
(công suất 1350 tấn/ ngày), dây chuyền sản xuất urê dạng hạt (công suất 800 ngàn tấn/
năm)
-

2/5/2007 dòng khí đầu tiên từ PM3 đến trạm phân phối khí Cà Mau, chính thức cấp
khí cho nhà máy điện Cà Mau vào 6/5/2007

-

Với tư cách là tổng thầu, Vietsopetro tham gia bao gồm lắp đặt 298 km đường ống
trên biển, 26km đường ống trên bờ và 3 trạm xử lý gồm trạm tiếp bờ, trạm van ngắt
tuyến, trạm phân phối khí.

3. Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố
Nhà máy xử lí khí Dinh Cố thuộc tổng công ty khí Việt Nam (Petro Việt Nam gas). Được xây
dựng từ năm 1997 trong thời gian 20 tháng bởi nhà thầu EPC (Samsung Engineering Co Ltd
và NNK. Công suất thiết kế ban đầu của nhà máy này là 1.5 tỷ m3/năm và công suất sau khi
lắp đặt máy nén đầu vào (27/1/2002) là khoảng 2 tỷ m3/năm.
-

Nhà máy được thiết kế để thu gom khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ được dẫn vào bờ
theo đường ống 16”. Công suất ở giai đoạn này là 4,7 triệu m3/ngày, áp suất đầu vào là
109 Barg.

-

Từ năm 2002 tiếp nhận thêm lượng khí từ mỏ Rạng Đông với công suất 5,9 triệu
m3/ngày, áp suất đầu vào sụt giảm xuống khoảng 85 Barg  04 máy nén đầu vào
được lắp đặt để nâng áp suất lên 109 Barg.

-

Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expender để thu hồi khoảng 540 tấn
propane/ngày, 415 tấn Butane/ngày và 400 tấn Condensate/ngày (công suất thiết kế).

-

Công suất hiện tại:
 Khí đầu vào: 4 triệu Sm3 / ngày
 LPG: 750 – 850 tấn / ngày
 Condensate: 200 - 240 tấn / ngày
 Khí khô: 3.5 - 3.6 triệu m3/ngày

-

Nguyên tắc ưu tiên:
 Tiếp nhận toàn bộ lượng khí ẩm, tránh đốt bỏ khí
 Đảm bảo cung cấp khí liên tục 24/24
 Thu hồi sản phẩm lỏng tối đa.

-

Nhà máy có các chế độ vận hành sau:
 Chế độ AMF: sản phẩm là khí khô và Condensate
 Chế độ MF: sản phẩm là khí khô, Condensate và bupro
 Chế độ GPP: sản phẩm là khí khô, Condensate, Butane và propane
 Chế độ GPP modified.

-

Chức năng - nhiệm vụ:
 Tiếp nhận và xử lý nguồn khí 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.

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 6


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP


4.

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.

Tổng quan về đường ống, kho chứa và Cảng Thị Vải

Công trình khởi công 4/10/1997 và hoàn thành 15/4/2001 được xây dựng theo các giai đoạn
tương ứng với nhà máy LPG Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải bao gồm đường ống Butan và
đường ống Propan. Ngoài ra còn có kho chứa và cảng xuất LPG. Các bồn chứa LPG và
Condensate được thi công đúng thiết kế. Hệ thống kết cấu của cảng hoạt động an toàn và ổn
định.
Đường ống kho chứa và cảng Thị Vải được xây dựng theo 3 bước để đáp ứng tiến độ xây
dựng của nhà máy xử lý khí Dinh Cố:

-

Giai đoạn 1 (AMF): hoàn thành kho chứa Condensate.

-

Giai đoạn 2 (MF): hoàn thành các hạng mục sau: 16 bồn chứa LPG với sức chứa 463
m3 /bồn (250 tấn/bồn), 2 bồn chứa Condensate dung tích 6500 m3/bồn và 2 bồn chứa
xăng A83 dung tích 5000m3/bồn, cầu cảng xuất LPG số 1 và 3 máy bơm công suất
250m3/h/máy cho phép tàu 10000 tấn nhập cảng, trong trường hợp nhà máy chế biến
Condensate chưa được xây dựng hàng năm phải nhập reformat để sản xuất xăng.

-

Giai đoạn 3 (GPP): hoàn thành các hạng mục: 17 bồn chứa LPG với sức chứa 463
m3/bồn, cầu cảng xuất số 2 với 3 máy bơm công suất 250m3/h/máy cho phép tàu 2000
tấn cập cảng.

II. Địa điểm xây dựng
-

Địa điểm xây dựng: Tỉnh lộ 44 An Ngãi, Long Điền, Bà Rịa Vũng Tàu.

-

Tổng diện tích là 89600 m2.

III.
-

Sơ đồ: tổ chức, bố trí nhân sự, mặt bằng nhà máy

Sơ đồ tổ chức, bố trí nhân sự: tổng nhân sự: 99

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 7


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
Ban quản đốc
(2)

Văn thư-tạp vụ
(2)

Tổ HTSX
(14)

01 đội trưởng
bảo vệ

02 Cán bộ an toàn
Kíp 1

Kíp 2

Kíp 3

Kíp 4

01 Kỹ sư cơ khí

01 trưởng ca
02 KS công
nghệ
01 VHV DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV công
nghệ
02 VHV LDA
03 PCCC
04 Bảo vệ
Tổng: 20

01 trưởng ca
02 KS công
nghệ
01 VHV DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV công
nghệ
02 VHV LDA
03 PCCC
04 Bảo vệ
Tổng: 20

01 trưởng ca
02 KS công

nghệ
01 VHV DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV công
nghệ
02 VHV LDA
03 PCCC
04 Bảo vệ
Tổng: 20

01 trưởng ca
02 KS công
nghệ
01 VHV DCS
02 KS cơ khí
02 KS điện
03 KTV công
nghệ
02 VHV LDA
03 PCCC
04 Bảo vệ
Tổng: 20

03 Kỹ sư điều khiển

01 Kỹ sư hóa

01 Kỹ sư điện

01 Kỹ sư xây dựng

04 KTV BDSC

01 KTV PTN
- Chức năng của các bộ phận:
 Ban quản đốc: quản lý và điều hành mọi hoạt động của nhà máy.
 Văn thư – tạp vụ: quản lý hồ sơ tài liệu, giấy tờ, công văn, phụ trách công tác hậu cần
(điều xe, chấm công, lên lịch làm việc, …)
 Đội bảo vệ:
 Kiểm soát người và phương tiện ra vào nhà máy.
 Bảo vệ an ninh, an toàn khu vực hành lang nhà máy.
 Bảo vệ an ninh, an toàn tuyến ống nằm trong vòng bán kính 1km từ hành lang
an toàn nhà máy.
 Tổ hỗ trợ sản xuất:
 Theo dõi, đánh giá chế độ vận hành, thiết bị, công nghệ
 Theo dõi kế hoạch sản xuất, kế hoạch bảo dưỡng
 Hỗ trợ về mặt kĩ thuật cho ca vận hành

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 8


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
-

Làm việc 2 ca, 4 kíp với chức năng:





Chịu trách nhiệm giám sát, điều chỉnh, theo dõi thông số vận hành của toàn bộ
quá trình
Giám sát công tác bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị theo định kì hoặc đột xuất
Là lực lượng phòng cháy chữa cháy tại chỗ

-

Sơ đồ mặt bằng nhà máy (Trang sau)

-

Các thiết bị trong nhà máy được thiết kế có xem xét đến các yếu tố sau:
 Khoảng cách an toàn giữa các thiết bị theo các tiêu chuẩn IP tương ứng.
 Khả năng bố trí và vận hành các thiết bị PCCC.
 Phân vùng nguy hiểm.
 Mức độ vận hành
 Các công việc bảo dưỡng sửa chữa
 Bố trí hệ thống đường ống và cáp
 Công tác xây dựng
 Ba chế độ vận hành
 Hệ thống xả
 Mức độ tiếng ồn.
 Nhu cầu lắp đặt mở rộng.

-

Với nguyên tắc trên, thiết bị bố trí trong nhà máy được bố trí theo 6 khu vực sau:
 Khu vực Slug Cathcher (Inlet Area)

 Khu vực công nghệ (Process Area)
 Khu vực phụ trợ (Ultilities Area)
 Khu vực Flare (Flare Area)
 Khu vực chứa sản phẩm (Storage Area)
 Khu vực xuất sản phẩm (Export Area)

-

Đặc biệt trong khu vực công nghệ, các thiết bị phục vụ cho từng chế độ vận hành được
bố trí theo các vùng riêng biệt để đảm bảo nhà máy vẫn có thể vận hành trong khi các
thiết bị của chế độ khác đang được lắp đặt.

IV.

Các loại sản phẩm chính, sản phẩm phụ của nhà máy

-

Khí khô: là sản phẩm khí thu được từ khí thiên nhiên hay khí đồng hành sau khi được
xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khí hóa lỏng và ngưng tụ tại nhà máy
xử lý khí. Thành phần khí khô bao gồm chủ yếu là methane, ethan ngoài ra còn có
propane, Butane và một số khí tạp chất khác như nitơ, cacbondioxit, hydrosulphur với
hàm lượng nhỏ.

-

Khí hóa lỏng (LPG): là hỗn hợp hydrocacbon nhẹ chủ yếu là propane, propene,
Butane và butene, có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện áp
suất trung bình ở nhiệt độ môi trường.

Sản lượng LPG: Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khí DInh Cố sản xuất đáp ứng khoảng 3035% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam. Trong đó, 2/3 sản lượng LPG được đưa đến kho cảng
Thị Vải và phân phối đến các tỉnh miền Bắc và miền Trung bằng tàu; 1/3 sản lượng LPG
được xuất ra các xe bồn phân phối đến các khu vực lân cận (Vũng Tàu, Tp Hồ Chí Minh,…).

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 9


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP

-

Condensate: là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phân đoạn trong nhà máy
xử lý khí. Thành phần Condensate bao gồm chủ yếu là Hydrocacbon C5+.

Sản lượng Condensate: Bên cạnh khí khô và LPG, Condensate cũng là một sản phẩm mà Nhà
máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất với công suất 150.000 tấn/năm. Hiện nay, Condensate được
sử dụng chủ yếu để pha chế xăng do tính chất đặc thù của Condensate.
PV GAS đang hợp tác với PDC để sản xuất xăng, với công suất khoảng 350.000 tấn/năm.

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 10


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP

Chương 2.

NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT

I. Nguyên liệu đầu vào nhà máy
Hiện nay nguyên liệu mà nhà máy khí Dinh Cố sử dụng là khí đồng hành khai thác từ mỏ
Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông nên theo thời gian thì các thông số vật lý, thành phần cấu tử cũng
như lưu lượng sẽ có sự thay đổi. Vì vậy ở đây ta chỉ xét đến nguồn nguyên liệu hiện tại.
-

Áp suất: 75 Bar.

-

Nhiệt độ: 270C

-

Lưu lượng: 5,9 triệu m3 khí/ngày.

-

Hàm lượng nước: Bão hòa tại điều kiện nhập liệu. Trên thực tế thì hàm lượng nước
trong khí đã được xử lý tách sơ bộ tại giàn, sử dụng tách loại nước bằng Glycol (DEG)

-

Thành phần khí:
Thành phần Nồng độ (phần mol)
N2
2.0998E-3
CO2

5.9994E-4
C1
0.7085
C2
0.1341
C3
0.075
iC4
0.0165
nC4
0.0237
iC5
6.2994E-3
nC5
7.2993E-3
C6
5.0995E-3
C7
2.5997E-3
C8
1.7998E-3
C9
7.9992E-4
C10
2.9997E-4
CycloC5
4.9995E-4
McycloC5
4.9995E-4
CycloC6

3.9996E-4
McycloC6
4.9995E-4
Benzene
3.9996E-4
Nước
0.013
Tổng
1.000

II. Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành
-

Do đầu năm 2002 khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông được đưa vào giàn nén trung tâm
qua đường ống 16” dài khoảng 40km thì thành phần khí vào bờ đã thay đổi như sau:
No Tên mẫu
Tên cấu tử
1 N2
2 CO2
3 C1
4 C2

Khí Rạng Đông
% mol
0.144
0.113
78.650
10.800

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Khí Bạch Hổ
% mol
0.129
0.174
74.691
12.359

Khí về bờ
% mol
0.123
0.044
74.430
12.237
Trang 11


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15

C3
iC4
nC4
iC5
nC5
C6
C7
C8+
H2O (g/m3)
H2S (ppm)
Tổng

6.601
1.195
1.675
0.297
0.257
0.157
0.084
0.026
16

7.040
1.535
2.191
0.549
0.592
0.385
0.135
0.220

0.12
10.0
100.000

7.133
1.576
2.283
0.604
0.664
0.540
0.271
0.094
0.113
10.0
100.000

Cùng với sự thay đổi thành phần khí vào bờ, lưu lượng khí ẩm cũng tăng từ 4,7 triệu
m3/ngày (theo thiết kế ban đầu) lên khoảng 6 triệu m3/ngày. Trong đó bao gồm từ 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.
Ưu tiên hàng đầu của nhà máy chế biến khí là phải tiếp nhận toàn bộ lượng khí từ giàn đưa
vào.
-

III.

Kiểm tra và xử lý nguyên liệu







Các thông số cần kiểm soát:
Hàm lượng hydrocarbon
Các tạp chất có hại: H2O, S, Hg …
Khí trơ: CO, N2 …
Áp suất & lưu lượng dòng khí.

-

Các thông số này được kiểm tra ngay tại giàn thông qua hệ thống Analyzer online. Đại
diện của PV Gas làm việc tại hệ thống Analyzer online có nhiệm vụ theo dõi các thông
số và cập nhật số liệu, chuyển thông tin số liệu về nhà máy để có khuynh hướng xử lý
các thông số vận hành.

-

Thành phần khí được cập nhật 3 phút/lần & tương đối ổn định.

-

Kiểm soát hàm lượng H2O bằng đồng hồ đo điểm sương được lắp đặt tại giàn, thông
thường sau 2h kiểm tra một lần.

Do hàm lượng khá ổn định nên việc kiểm tra hàm lượng Hg được thực hiện hàng
tháng & hàm lượng S được thực hiện hàng quý.
Khi thành phần, lưu lượng có thay đổi, nhà máy phải tiến hành đưa vào mô hình mô phỏng,
đánh giá tối ưu để kiểm soát và chuẩn hóa.
Ví dụ: khi hàm lượng nước cao, phải theo dõi hoạt động của tháp V-06, thay đổi chu kỳ hấp

phụ của tháp.
Đặc biệt lưu ý kiểm soát hàm lượng Condensate trắng trong đường ống.
-

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 12


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP

IV.

Khả năng thay thế nguyên liệu

-

Thiết kế ban đầu của nhà máy dựa trên nguồn nguyên liệu là khí đồng hành từ mỏ
Bạch Hổ với công suất khoảng 4,7 triệu m3/ngày. Sau khi tiếp nhận nguồn khí từ mỏ
Rạng Đông, công suất nhà máy nâng lên khoảng 5,9 triệu m3/ngày, nhà máy hoạt động
chủ yếu với chế độ MGPP (GPP modified).

-

Cùng với tốc độ khai thác thì nguồn khi từ mỏ ngày càng giảm, do đó cần phải tìm
kiếm những mỏ khí bổ sung cho đề án khí Bạch Hổ - Dinh Cố.

-

Điển hình từ 13h ngày 25/7/2008, nhà máy bắt đầu tiếp nhận nguồn khí từ mỏ Cá Ngư

Vàng với lưu lượng tối đa là 3 triệu m3/ngày. Hiện nay, lưu lượng khí tiếp nhận từ mỏ
này khoảng 1 triệu m3/ngày.

-

Đến 10/2008, nhà máy sẽ tiếp nhận nguồn khí từ các mỏ: Sư Tử Đen, Sư Tử Trắng,
Phương Đông. Như vậy công suất nhà máy tại thời điểm đó có thể lên đến 3 tỷ
m3/năm, vượt 2 lần so với thiết kế ban đầu (1.5 tỷ m3/năm).

-

Dự kiến trong khoảng thời gian 2010 – 2025, nhà máy lên kế hoạch tiếp nhận thêm
nguồn khí từ các mỏ: Sư Tử Vàng, Tê Giác Trắng, Hải Sư Tử Trắng, Hải Sư Tử Đen.

-

Với thiết kế hiện nay của mô hình MGPP, giàn nén trung tâm gồm 5 máy nén (4 máy
hoạt động và 1 máy dự phòng) với công suất mỗi máy là 1.67 triệu m 3 khí/ngày. Khi
hoạt động hết công suất cả 5 máy thì có thể đáp ứng được lưu lượng khí khoảng 8
triệu m3/ngày, với thiết kế như thế nên nhà máy vẫn đáp ứng được khả năng mở rộng
công suất theo như đề án khí Bạch Hổ - Dinh Cố . Tuy nhiên, khi đó khả năng rủi ro sẽ
cao hơn vì không còn máy dự phòng.

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 13


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP

Chương 3.

QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ

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 Sm3 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 Sm3 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 Turbo-Expander với hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng
cao.
 Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Là chế độ chuyển đổi của
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.

I. Các chế độ vận hành, các thiết bị chính trong mỗi chế độ vận hành
1. Chế độ AMF
Gồm:
-

Slug Catcher SC-01/02.

-

Thiết bị lọc tách nước sơ bộ V-08.

-

Hai tháp chưng cất C-01, C-05.

-

Hai thiết bị trao đổi nhiệt E-01, E-04.

-

Thiết bị làm nguội bằng không khí E-09.

-

Hai bình tách V-03, V-15.

-

Máy nén Jet Compressor EJ-A/B/C.

Mục đích chính của chế độ AMF là cung cấp khí cho các máy phát điện, phần lỏng thu hồi là
ít nhất.
c.

Sơ đồ quy trình công nghệ (trang sau)

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 14


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
d.

Mô tả sơ đồ dòng

-

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ với lưu lượng khí ẩm là khoảng 4,7 triệu m3/ngày được
đưa tới Slug Catcher bằng đường ống 16” với áp suất 109 Bar, nhiệt độ 25.60C. Tại
đây, dòng khí nguyên liệu được tách ra thành 2 dòng: dòng khí khô (dòng upstream)
vào V-08 & dòng Condensate (dòng downstream) vào V-03.

-

Tại V-08, dòng khí khô tiếp tục được tách loại những giọt lỏng bị cuốn theo và lọc các
hạt bụi còn lẫn trong khí (nếu có), dòng khí đi lên được đưa vào Jet Compressor để
giảm áp từ áp suất 109 Bar xuống 47 Bar, lỏng tách ra ở V-08 được đưa vàoV-03.

-

Dòng khí ra khỏi Jet Compressor đi vào Rectifier (C-05) để tách lỏng ra khỏi khí ở
nhiệt độ 200C & áp suất 47 Bar. Dòng khí khô đi ra từ đỉnh C-05 được đưa ra đường
ống dẫn khí thương phẩm để chuyển đến các nhà máy phát điện.

-

Bình tách ba pha V-03 có nhiệm vụ tách sản phẩm Condensate, khí và nước. Áp suất
bình tách V-03 được điều khiển ở 75 Bar bởi các van điều khiển áp suất đặt trên
đường ống dẫn khí trước khi vào tháp C-05, qua van diều khiển áp suất, nhiệt độ của
dòng ra khỏi van nhỏ hơn nhiệt độ tạo thành hidrat. Hydrat được hình thành ở sau van
điều khiển áp suất. Tuy nhiên chúng sẽ tan ra khi vào tháp Rectifier bởi vì nhiệt độ
làm viêc của thiết bị này cao ( 20oC).

-

Dòng Condensate ra khỏi V-03 được đưa vào thiết bị trao đổi nhiệt nhằm tận dụng
nhiệt làm mát dòng Condensate thương phẩm ở 194oC đến từ đáy C-01, nâng nhiệt độ
từ 20oC lên 101oC sau đó được đưa vào tháp Deethanizer (C-01). Mục đích của việc
trao đổi nhiệt này là bên cạnh sự thu hồi nhiệt thì còn tránh sự tạo thành hydrat ở đầu
ra của van FV-1701. Qua van này, áp suất giảm từ 75 Bar xuống còn 20 Bar, nhiệt độ
vận hành được duy trì ở 72oC cao hơn nhiệt độ hình thành hydrat trong điều kiện này
là 11,6oC

-

Dòng sản phẩm đáy của Deethanizer qua thiết bị trao đổi nhiệt để làm mát, sau đó đưa
ra đường ống dẫn Condensate về kho cảng hoặc vào bồn chứa TK-21.

e.

Mô tả các thiết bị chính

 Slug Catcher:
-

Slug Catcher gồm 2 dãy ống, đặt nghiêng khoảng 10o so với mặt phẳng ngang, mỗi
dãy có dung tích 1400 m3, loại và dung tích ống đặc trưng bởi công ty sản xuất đủ để
tiếp nhận phần bùn lỏng từ hệ thống ống dẫn ngầm 16 inches.

-

Khí phân tách được thu gom ở ống góp khí (gas header) 30 inch sau đó đưa đến các
thiết bị cho quá trình chế biến sâu.

-

Khí ngoài giàn vào nhà máy sẽ được tiếp nhận đầu tiên ở Slug Catcher (SC-01/02) ở
điều kiện áp suất 109 Bar (đối với chế độ AMF, áp suất biến thiên trong khoảng 65
Bar-109 Bar tùy theo lưu lượng), nhiệt độ 20 đến 30oC (tùy nhiệt độ môi trường).

 Hệ thống Ejector EJ-01A/B/C (Jet Compressor):

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 15


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP

-

Khí từ Slug Catcher sẽ đi qua V-08 rồi đi tới hệ thống EJ-01A/B/C (khác với các quá
trình khác là không có quá trình hấp phụ loại nước qua thiết bị V-06A/B). Nhờ có thiết
bị này mà áp suất sẽ giảm từ áp suất vận hành của Slug Catcher 109 Bar xuống 45
Bar. Nhiệm vụ của hệ thống Ejector là nén khí đi ra từ đỉnh tháp tách etan C-01 từ 20
Bar lên 45 Bar, vì vậy áp suất của tháp C-01 được giữ ở 20 Bar.

-

Hệ thống Jet compressor gồm có 3 ejector, công suất của mỗi Ejector lần lượt là 50%,
30% và 20% so với tổng dòng tương ứng.

-

Van điều chỉnh áp suất trên đường bypass của Ejector (PV-0805) có năng suất khoảng
30% tổng thể tích, dùng để điều chỉnh áp suất của tháp tách etan C-01 ở 20 Bar, bằng
cách cho bypass 1 phần dòng khí qua ejector khi công suất của hệ thống đủ để duy trì
áp suất C-01. Khi công suất của Ejector không đủ, lượng khí dư từ tháp tách C-01sẽ
được xả ra ngoài đuốc đốt qua van điều chỉnh áp suất (PV-1303B), do đó hệ thống
tách etan C-01 được bảo vệ tránh sự vượt áp.

 Tháp tách C-05 (Rectifier):
-

Từ Jet Compressor, khí được đưa đến mâm thứ 1 của tháp tách C-05 (Retifier), và
dòng khí từ bình tách V-03 cũng được đưa đến đĩa trên, mục đích để tách lỏng ra khỏi
khí ở nhiệt độ 20oC và áp suất 47 Bar, được điều khiển bởi thiết bị điều chỉnh áp suất
(PIC-1114) đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm. Phần trên của tháp C-05 lúc này

có tác dụng như 1 bình tách khí lỏng.

-

Dòng khí từ đỉnh tháp C-05 được đưa thẳng đến hệ thống đường ống dẫn khí thương
phẩm, sau khi được kiểm soát lưu lượng bằng Senior Orifice Meter của FI-1150A/B,
trong đó có 1 cái ở chế độ dự phòng. Lưu lượng được điều chỉnh dựa vào tín hiệu
nhiệt độ và áp suất. Thông qua van điều áp PV-1114A được lắp đặt trên đường ống
dẫn khí thương phẩm, áp suất đầu ra của nhà máy được điều chỉnh khoảng 45 Bar.

-

Dòng lỏng tháo ra từ đáy tháp C-05 được kiểm soát thông qua thiết bị điều chỉnh dòng
FIC-1201 từng bậc cùng với thiết bị điều chỉnh mức chất lỏng LIC-1201A, đưa vào
mâm thứ 1 của tháp tách etan C-01.

 Tháp tách etan C-01(Deethanizer):
-

Áp suất hoạt động của hệ thống C-01 là 29 Bar.

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 16


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
-

Trong chế độ AMF, không có dòng lạnh hồi lưu, do vậy nhiệt độ của tháp C-01 cao

hơn, nhiệt độ ở đỉnh và đáy tháp lần lượt là 64oC và 194oC (so với chế độ MF: 6 và
120oC, chế độ GPP: 14 và 109oC).

-

Tháp tách etan C-01 gồm 32 đĩa kiểu van:

-



13 mâm ở phần chưng có đường kính 2600mm, 19 mâm ở phần luyện có
đường kính 3050mm.



Để phát hiện sự chênh áp trong tháp do hiện tượng sủi bọt, người ta lắp đặt bộ
đo chênh áp PDIA-1321 (Pressure Differential Transmitter).



4 đồng hồ đo nhiệt độ được lắp trên các mâm 2, 3, 14, 20.



2 thiết bị trao đổi nhiệt Reboiler kiểu kettle E-01A/B được dùng để gia nhiệt
cho tháp, mỗi cái hoạt động 50% năng suất để tránh tình trạng ngưng toàn hệ
thống nếu có sự cố xảy ra. Từ Reboiler, dòng lỏng sẽ đến bình trung gian V-15
(Deethanizer Bottom Buffer), được lưu lại ở đây trong 3 phút để ổn định.

Trong chế độ AMF, tháp tách etan C-01 có 2 dòng nhập liệu đầu vào:


1 dòng từ bình tách V-03, được đưa vào mâm thứ 14 của tháp, và có thể thay
đổi được bằng tay.



Dòng còn lại từ đáy tháp Rectifier C-05, được đưa vào mâm thứ nhất của tháp,
gồm 80% mol chất lỏng, được dùng như dòng hồi lưu ngoài cho quá trình
chưng cất.
Áp suất hơi của Condensate được điều chỉnh trong tháp C-01 xuống thấp hơn
áp suất khí quyển để trữ được trong các bồn chứa thông thường. Trong trường
hợp này, tháp tách C-01 có tác dụng như 1 tháp ổn định Condensate, tại tháp
này hầu hết các hydrocarbon nặng hơn butan được tách ra khỏi Condensate
thông qua cung cấp nhiệt cho các Reboiler E-01A/B lên tới 194oC. Dòng khí đi
ra từ đỉnh có nhiệt độ là 64oC được trộn với dòng khí thương phẩm bằng hệ
thống Ejector.



 Bình tách V-03 (Slug Catcher Liquid Flash Drum):

Là bình tách 3 pha nằm ngang hoạt động ở 750 Bar và 20oC để tách các hydrocarbon
nhẹ bị hấp thụ trong Condensate bằng phương pháp giảm áp suất. Áp suất được giảm
từ áp suất của Slug Catcher là 109 Bar xuống 75 Bar, bằng van điều áp PV-1209 được
lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03; kéo theo nhiệt độ hạ xuống thấp hơn nhiệt độ
tạo thành Hydrat (20oC), do đó có 2 van điều chỉnh mức được lắp đặt trước đầu vào
bình tách V-03 (một van dự phòng). Trong trường hợp Hydrat được tạo thành trong 1
van, có thể bơm Methanol vào hoặc được thay thế bằng van dự phòng. (Trong thực tế

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 17


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
sự hình thành Hydrat rất ít xảy ra bởi vì hiện tại giàn khai thác đã trang bị 1 hệ thống
tách nước bằng glycol hoạt động liên tục).
-

Người ta lắp đặt 1 thiết bị gia nhiệt kiểu ống xoắn (E-07) tại V-03 để gia nhiệt cho
Condensate lên cao hơn 20oC bằng dầu nóng để tránh hiện tượng tạo thành Hydrat bên
trong bình. Công suất nhiệt của E-07 được điều chỉnh bằng thiết bị điều chỉnh nhiệt độ
TICA-0303 (Temperature Controller). Sau đó Condensate thông qua thiết bị điều
chỉnh dòng FICA-0302 (Flow Controller) và thiết bị điều chỉnh mức LICA-0302
(Level Controller) được đưa tới Rectifier C-05.

 Bình tách V-08:

-

Là bình tách lọc dùng để tách triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí do Slug
Catcher không tách hết và lọc các hạt bụi trong khí (nếu có) tránh làm hư hỏng các
thiết bị sau.

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 18

BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
 Thiết bị đun sôi lại kiểu Kettle

2.

Chế độ MF

Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy
Gồm các thiết bị như trong chế độ AMF (trừ EJ-A/B/C), ngoài ra còn có thêm:
-

Thiết bị khử Hydrat bằng phương pháp hấp phụ : V-06 A/B

-

Thiết bị trao đổi nhiệt khí/khí dạng tấm : E-14.

-

Thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng : E-20.

-

Máy nén : K-01.

-

Tháp ổn định Stabilizer : C-02.

-

Thiết bị đun sôi lại : E-03

a.

Sơ đồ quy trình công nghệ (Trang sau)

b.

Mô tả sơ đồ dòng

-

Dòng khí từ Slug Catcher được đưa đến bình tách lọc V-08, thiết bị này có chức năng:
tách nước, hydrocacbon lỏng, dầu và các hạt rắn nhằm bảo vệ lớp chất hấp phụ trong
V-06AB khỏi bị hỏng hoặc giảm hoạt tính hoặc giảm tuổi thọ. Sau khi được loại nước
tại V-06A/B dòng khí được đưa đồng thời đến 2 thiết bị E-14 và E-20 là dòng 2 pha
(lỏng-khí) được đưa vào tháp C-05 để tách lỏng. Khí ra từ đỉnh tháp C-05 ở -18,5oC
được sử dụng như tác nhân làm lạnh bậc 1 cho dòng nguyên liệu tại E-14 (nhiệt độ
giảm từ 26.5oC xuống -17oC) dòng nguyên liệu qua E-14 được làm lạnh bậc 2 tại van
FV-1001, nhiệt độ giảm xuống còn -35oC và áp suất từ 109 Bar xuống 47,5 Bar. Dòng
còn lại được trao đổi nhiệt với Condensate lạnh -26,8 oC từ đáy tháp C-05 tại E-20
đến 19oC, rồi được giảm áp suất từ 109 Bar đến 57,5 Bar qua van FV-0501C. Hai
dòng này được nhập lại và đưa vào đỉnh tháp C-05

-

Dòng khí ra từ đỉnh C-05 với nhiệt độ -18,5 oC dùng để làm lạnh cho dòng nhập liệu ở
E-14, rồi nó được đưa đến đường ống dẫn khí Sale Gas. Một phần khí được trích cho
qua máy nén K-04A/B và thiết bị gia nhiệt E-18 để làm khí tái sinh cho thiết bị V-06.

Khí sau khi ra khỏi V-06 sẽ được đi qua thiết bị làm nguội bằng không khí
E-15,

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 19


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
rồi vào bình tách lỏng V-07 để tách những hạt lỏng cuốn theo, sau đó về lại ống dẫn
khí Sale gas. Áp suất dòng Sale gas khoảng 47 Bar được điều khiển bởi van
PVo
1114A. Dòng lỏng đáy C-05 với nhiệt độ -26,8 C được đưua qua E-20 để làm lạnh
dòng nhập liệu, áp suất của nó sẽ được giảm xuống 47,5 Bar khi qua van FV-0151C,
rồi nhập liệu vào đỉnh tháp C-01.
-

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 thực hiện nhờ sự cung cấp nhiệt của dòng khí thương
phẩm nâng nhiệt độ lên 220oC, dòng ra khỏi thiết bị V-06A/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, ngoài việc đưa khí từ
V-03 đến C-01 thay vì đến C-05 như chế độ AMF. Do khí này chứa nước, nếu được
đưa đến C-05 thì khí tái sinh ẩm sẽ là nguyên nhân của việc tái sinh không hoàn toàn.
Đó là điều cần tránh.

-

Ngoài ra trong chế độ MF, tháp C-02 được đưa vào vận hành để thu hồi Bupro. Nhằm
tận dụng Bupro và tách triệt để C2. Dòng lỏng ra khỏi V-03 được đưa đến tháp C-01
sau khi gia nhiệt từ 20oC lên 80oC tại thiết bị E-04A/B nhờ dòng lỏng ra từ tháp C-02.
Tháp C-01 có 3 dòng nhập liệu:
 Dòng khí đến từ V-03 vào giữa đĩa thứ 2 và 3 của tháp C-01
 Dòng lỏng từ V-03 vào đĩa thứ 20 của tháp C-01
 Dòng lỏng đến từ đáy C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01

-

Tại đây các hydrocacbon nhẹ như C1, C2 được tách ra và đi lên đỉnh tháp, sau đó
được nén từ 25 Bar lên 47 Bar nhờ máy nén K-01 trước khi dẫn vào đường khí thương
phẩm.

-

Phần lỏng ra từ đáy tháp C-01 được đưa đến tháp C-02. Tháp C-02 làm việc ở áp suất
11 Bar, nhiệt độ đỉnh tháp 60oC và nhiệt độ đáy tháp 154oC. Tại đây C5+ được tách ra
và đi ra ở đáy tháp, sau đó được dẫn qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B để gia nhiệt
cho nguyên liệu vào tháp. Sau khi ra khỏi E-04A/B dòng lỏng này được đưa đến làm
lạnh tại thiết bị quạt làm mát bằng không khí E-09 trước khi đưa ra đường ống hoặc
bồn chứa Condensate thương phẩm TK-21.

-

Dòng hơi ra khỏi đỉnh tháp C-02 là LPG, được ngưng tụ tại V-02, một phần được cho
hồi lưu trở lại C-02 để đảm bảo sự hoạt động của tháp, phần còn lại theo đường ống
dẫn sản phẩm LPG.

c.

Mô tả các thiết bị chính:

 Tháp tách ethane C-01 trong chế độ hoạt động MF:
-

Tháp có 3 dòng đầu vào:
 Dòng khí từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 2 hoặc đĩa thứ 3
 Dòng lỏng cũng từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 20
 Dòng lỏng từ đáy tháp tách tinh C-05 sau khi đi qua thiết bị trao đổi nhiệt
khí/lỏng E-20 được đưa vào đĩa trên cùng tháp tách ethane,dòng này gồm 75%
mol là lỏng và đóng vai trò dòng hồi lưu ngoài cho quá trình chưng cất.

Trong tháp tách ethane, các hydrocacbon nhẹ như metane, ethane được tách ra khỏi dòng lỏng
và đi lên đỉnh tháp. Nhiệt độ đáy tháp được giữ ở 120oC thông qua các reboiler E-01A/B.
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 20


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
Hydrocacbon nhẹ tách ra được nén từ 29Bar lên 47Bar bằng máy nén K-01 và được trộn với
khí thương phẩm.K-01 là máy nén kiểu pittong đơn cấp được dẫn động bằng động cơ khí 766
KW. Inlet Scrubber (V-12) kích thước đường kính 1200mm, cao 3000mm được dùng ngay
trước máy nén để loại tất cả các phần lỏng có trong dòng khí. Phần lỏng ở đáy thiết bị lọc này
được xả vào hệ thống xả kín bộ cảm biến mức LICA-1401.
-

Chất lỏng từ đáy tháp tách ethane được chuyển đến tháp ổn định C-02 để thu hồi

bupro (sản phẩm đỉnh) và Condensate (sản phẩm đáy).

-

Áp suất hoạt động của tháp tách ethane được điều chỉnh ở 29 Bar bởi bộ điều áp
PICA-1305

-

Trong trường hợp máy nén khí K-01 không làm việc thì dòng khí từ tháp tách ethane
sẽ được đưa ra flare tự động thông qua van PV-1303 để duy trì áp suất vận hành của
tháp.

3. Chế độ GPP
Chế đô này bao gồm các thiết bị của chế độ MF và thêm một số thiết bị chính sau:
-

Tháp tách C3/C4 : C-03

-

Tháp Gas Stripper : C-04.

-

Máy nén Expander Deethanizer OVHD Compressor (K-02); máy nén 2nd Stage
OVHD Gas Compressor ( K-03) : Máy nén cấp hai.

-

Turo-Expander / Compressor (CC-01).

-

Các thiết bị trao đổi nhiệt : E-17; E-11..

a.

Sơ đồ quy trình công nghệ (Trang sau)

b.

Mô tả sơ đồ dòng

 Quá trình tách nước và tái sinh:
Trong chế độ hoạt động này, khí từ Slug Catcher trước tiên được đưa vào V-08, dòng khí ra
khỏi V-08 được đưa vào một trong hai thiết bị hấp phụ hoạt động song song (V-06A/B) để
tách triệt để nước có trong khí. Sau đó, qua hệ thống lưới lọc F-01A/B để loại bỏ các bụi bẩn,
tạp chất cơ học bị cuốn theo rồi đưa vào hệ thống xử lý khí

 Quá trình xử lý Condensate:

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 21


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
-

Quá trình xử lý dòng Condensate ở chế độ GPP khác với chế độ AMF & MF vì có
thêm 2 thiết bị là C-04 và các máy nén K-03. Dòng lỏng và khí ra khỏi thiết bị V-03
sẽ lần lượt được đưa vào hai thiết bị này.

-

Áp suất tại V-03 được điều chỉnh ở 75 Bar bằng van điều khiển PV-2002 lắp đặt trên
đường hồi lưu của K-03.

-

Condensate từ thiết bị V-03 được điều chỉnh bằng FV-1802 thông qua đĩa trên cùng
của C-04 sau khi được gia nhiệt từ 20 lên 41oC tại thiết bị trao đổi nhiệt E-08A/B bằng
dòng khí nóng 54oC từ máy nén K-01. Khí từ thiết bị trao đổi nhiệt được đưa xuống
đáy của Gas Stripper C-04. Mục đích chính của quá trình trao đổi nhiệt là để thu hồi
nhiệt, tránh tạo thành Hydrat ở đầu ra của FV-1802, tại đó áp suất hoạt động giảm từ
75 xuống 47.4 Bar, do đó nhiệt độ vận hành có thể được duy trì ở 33oC, cao hơn nhiệt
độ hình thành Hydrat trong điều kiện này là 17oC.

-

Mục đích của Gas Stripper là tách nước từ Condensate bằng dòng khí nóng. Gas
stripper C-04 bao gồm 6 mâm van, dòng Condensate tiếp xúc với dòng khí nóng đi lên
trong tháp, do đó nước được tách ra khỏi Condensate. Áp suất họat động của Gas
Stripper là 47.5 Bar, được điều chỉnh bởi PICA-1801 & van hoàn lưu (PV-1801). PV1801 được lắp đặt để tháo khí dư đem đốt tránh hiện tượng quá áp.

-

Dòng lỏng từ đáy Gas Stripper dưới sự điều khiển của FV-1701 đưa vào đĩa 14 hoặc
20 của Deethanizer sau khi được gia nhiệt từ 40oC lên 86oC tại Condensate Cross

Exchanger (E-04) bằng dòng nóng 154oC đi ra từ đáy của Stabilizer. Mục đích của
trao đổi nhiệt là thu hồi nhiệt.

 Quá trình tách & làm lạnh sâu:
-

Khoảng 1/3 lượng khí khô( 1,65 triệu Sm3/ngày) được đưa vào E14 để làm lạnh từ
26oC xuống -35oC bằng dòng khí lạnh từ đỉnh của Rectifier (C-05) ở -42.5oC. Nhiệt độ
đầu ra (-36oC) là thông số quan trọng trong quá trình chế biến khí, nếu cao hơn giá trị
này thì mức thu hồi lỏng khó có thể đạt được, nếu thấp hơn thì Hydrat có thể hình
thành ở dòng đi xuống. Để điều khiển, người ta cho một dòng lạnh bypass qua E-14

-

Áp suất dòng hơi giảm từ 109 Bar xuống 33.5 Bar thông qua van điều chỉnh FV-1001,
nhờ quá trình giãn nở đoạn nhiệt, nhiệt độ giảm xuống đến -62oC. Dòng lạnh chứa
56% mol lỏng được đưa vào đĩa trên cùng của Rectifier như là một dòng hồi lưu ngoài
cho tháp.

-

Khoảng 2/3 lượng khí còn lại (3,19 triệu Sm3/ngày) được đưa vào Turbo Expander
(CC-01), tại đây áp suất khí giảm từ 109 Bar xuống 33.5 Bar, nhiệt độ giảm xuống
-18oC. FV-0501B được lắp đặt trên đường bypass qua CC-01 nhằm tranh hiện tượng
quá áp cho hệ thống. Khi Expander ngừng hoạt động, van bypass FV-0501B sẽ tự
động mở, do đó có thể tránh được sự tăng áp suất đột ngột. Dòng hơi lạnh sau đó sẽ
được nhập liệu vào đáy của Rectifier.

-

Trong thiết bị Rectifier, khí (chủ yếu là methane) được tách từ Condensate - bao gồm
các thành phần nặng như ethane, propane Butane và những chất khác dưới áp suất vận
hành 33.5 Bar, nhiệt độ -43oC ở đỉnh và -20oC ở đáy. Đỉnh Rectifier là vùng phân tách
lỏng-khí. Trong chế độ vận hành AMF và MF, Rectifier là một thiết bị phân tách,
nhưng trong chế độ vận hành GPP, thì chức năng của nó là một cột chưng cất có dòng
hồi lưu ngoài mà không có reboiler. C-05 bao gồm 12 mâm van.

-

Áp suất vận hành của Rectifier trong chế độ GPP là 33.5 Bar, thấp hơn so với AMF và
MF (47.5 Bar). Áp suất này không được duy trì bởi các thiết bị điều chỉnh áp suất mà

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 22


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
phụ thuộc vào hoạt động của Turbo Expander Compressor. Nếu áp suất xuống thấp
hơn thì sẽ được hồi phục (đến 47 Bar) bằng Compressor của CC-01, từ đó áp suất trên
đường ống sẽ được duy trì tương tự như trong chế độ AMF và MF.
-

Khí từ đỉnh của Rectifier ở nhiệt độ -43oC được sử dụng để làm tác nhân lạnh trong
Cold gas/Gas Exchanger (E-14), sau đó nó được nén bởi máy nén của Turbo Expander
Compressor (CC-01). Trước khi khởi động máy nén, dòng khí thương phẩm đi theo
đường ống bypass (được điều chỉnh bởi van FV-1111), sau đó sẽ tự động chuyển vào
máy nén khi máy nén khởi động nhờ van kiểm tra được lắp đặt trên đường ống (check
valve). Khi máy nén ngừng hoạt động, dòng khí trở lại di chuyển trên đường ống
bypass.

-

Sau đó, dòng khí sẽ được chuyển đến đường ống dẫn khí thương phẩm sau khi qua
thiết bị đo dòng bởi đầu cảm ứng của FI-1150A/B, một trong hai là để dự trữ, để bù
nhiệt độ hay áp suất. Van điều khiển áp suất (PV-1114A) được lắp đặt trên đường ống
để điều chỉnh áp suất tại đầu ra của nhà máy ở khoảng 47 Bar.

-

Dòng lỏng tách ra từ đáy Rectifier được đưa vào đỉnh tháp Deethanizer với vai trò là
một dòng hồi lưu ngoài.

 Tháp tách ethane (C-01):
-

Trong tháp C-01 có hai dòng nhập liệu:
 Dòng lỏng từ Gas Stripper: sau khi được gia nhiệt từ 40 đến 86oC tại
Condensate Cross Exchanger (E-04) sẽ được nhập liệu vào đĩa thứ 20 của tháp
C-01.
 Dòng nhập liệu khác là từ lỏng ở đáy Rectifier ở nhiệt độ -23oC được nhập liệu
vào đĩa trên cùng bao gồm 95% mol lỏng và dòng hồi lưu từ tháp chưng cất.

-

Trong Deethanizer, các hydrocacbon nhẹ như methane, ethane bị tách ra khỏi
Condensate và lên đỉnh tháp nhờ E-01A/B nung nóng tới 109oC. Các hydrocacbon nhẹ
được tách ra sẽ được nén bởi máy nén K-01 từ 29 Bar đến 47 Bar rồi cho qua E-08.
Sau đó đưa vào tháp C-04. K-01 là máy nén kiểu pittong 1 cấp chạy bằng khí có công
suất 766 kW. Bình tách đầu vào V-12 có dạng thẳng đứng có đường kính 1200 mm và

cao 3000 mm được đặt trước máy nén nhằm tách hết lỏng ra khỏi hơi. Lỏng ở đáy của
V-12 được xả vào hệ thống xả kín thông qua thiết bị điều chỉnh mức LICA-1401.

-

Lỏng ở đáy C-01 có thành phần chủ yếu là C3+ sẽ được đưa đến tháp C-02 để tách
riêng Condensate và Bupro. Sản phẩm đỉnh của tháp C-02 là hỗn hợp Bupro được tiến
hành ngưng tụ hoàn toàn ở nhiệt độ 43oC trong thiết bị ngưng tụ bằng không khí E-02,
sau đó được đưa tới bình ổn định V-02 có dạng nằm ngang. Một phần Bupro được
bơm hồi lưu trờ lại tháp C-02 bằng bơm P-01A/B, áp suất bơm có thể bù đắp được sự
chênh lệch áp suất làm việc của tháp C-02 ( 11 Bar) và tháp C-03 ( 16 Bar). Sản phẩm
của đáy tháp C-02 là Condensate thương phẩm được đưa ra bồn chứa hoặc dẫn ra
đường ống vận chuyển.

 Tại C-03:
Bupro được tách thành propane và Butane. Sản phẩm đỉnh tháp C-03 là hơi propane
được ngưng tụ hoàn toàn ở nhiệt độ 46oC trong thiết bị làm mát bằng không khí E-11
và được đưa đến bình V-05 có dạng nằm ngang. Một phần propane thương phẩm được
NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 23


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
tới đường ống dẫn Propane hoặc bể chứa propane V-21A. Phần còn lại được hồi lưu
trở về tháp C-03. Sản phẩm đáy của C-03 là Butane được đưa đi trao đổi nhiệt ở E-17,
sau đó được làm lạnh bằng không khí bởi E-12 và được đưa đi tới đường dẫn ống
Butane hoặc bể chứa V-21B.
 Quá trình hấp phụ:
-

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 Hydrat. Chất hấp phụ được sử dụng là Zeolite.

-

Trong chế độ hoạt động GPP và MF (và chế độ AMF sau khi hoàn thành GPP), 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.

-

Dòng khí thiên nhiên ở 290C và 109 Bar được dẫn đến 1 trong 2 thiết bị hấp phụ tách
nước song song (V-06AB) để loại nước trong dòng khí, khi 1 thiết bị hoạt động thì
thiết bị còn lại sẽ ở chế độ chờ hoặc giải hấp. Khí vào thiết bị hấp phụ thông qua thiết
bị phân phối khí để thổi xuống thiết bị hấp phụ xuyên qua lớp hấp phụ. Lớp hấp phụ
trên cùng là Alumina hoạt hoá sẽ loại 1 phần nước, lớp thứ 2 là chất hấp phụ rây phân
tử sẽ loại nước hoàn toàn hoạt động ở điều kiện dưới điểm sương ( -750C, 34.5 Bar).
Alumina để tách 1 phần nước bởi vì: giá thành thấp, năng suất cao, ít ảnh hưởng và
bảo vệ chất hấp phụ rây phân tử, dễ tái tạo.

-

Khí khô đi ra từ thiết bị hấp thụ đi qua thiết bị thu khí được gắn bên trong và sau đó
được xử lý bởi thiết bị lọc sau khi tách nước (Dehydration after filter) (F-01AB). Khi
1 thiết bị hoạt động, 1 thiết bị ở chế độ chờ để loại cặn hấp phụ. Đồng hồ áp suất vi sai
(DPA-0503AB) được cài đặt để giữ cho F-01 hoạt động ở áp suất 0.1 Bar.

 Quá trình tái sinh chất hấp phụ:
Chất hấp phụ sẽ bảo hoà nước sau 8 giờ hoạt động trong điều kiện của dòng nhập liệu (29 0C,
109 Bar) cần được tái sinh.
Quá trình tái sinh gồm nhiều giai đoạn:
a) Adsorber switch – over
-

Chất hấp phụ sẽ được tái sinh trong thiết bị hấp phụ ở chế độ chờ. Cả hai thiết bị hấp
phụ hoạt động song song để:
 Giảm sự thay đổi thành phần khí.
 Giảm lượng HC lỏng đóng cặn trong các ống dẫn trong quá trình tăng áp.
 Đảm bảo hoạt động liên tục.

-

Thiết bị hấp phụ đang trong quá trình giải hấp được cô lập.

b) Giảm áp:

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 24


BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP
-

Thiết bị hấp phụ được giảm áp sau khi cô lập cả dòng vào và dòng ra từ áp suất 109
Bar đến áp suất giải hấp (35 Bar cho chế độ GPP, 48 Bar cho chế độ MF). Mức độ
giảm áp được điều chỉnh bằng van tay để chịu được quá trình giảm áp trong 30 phút.

Việc này được kiểm tra bằng 1 thiết bị tính toán sử dụng 2 bộ phận đo áp suất được
lắp đặt trước và sau van. Trong quá trình giảm áp, nhiệt độ sẽ giảm xuống (tối thiểu là
-80C) và quá trình ngưng tụ khí dẫn đến sự tạo thành 20% khối lượng Hydrocacbon
lỏng. Và khối lượng Hydrocacbon lỏng này sẽ tích tụ bên trong chất hấp phụ. Để ngăn
chặn sự tích tụ HC lỏng trong dòng giải hấp nên thiết bị giải hấp được cô lập.

c) Gia nhiệt:
-

Nước được giải hấp bằng cách gia nhiệt bởi dòng khí khô (dry regeneration gas) từ
đầu hút của máy nén CC-01.

-

Regeneration gas (12500 kg/h, 47 BarG cho chế độ MF; 11500 kg/h, 34 BarG cho chế
độ GPP) được tuần hoàn bởi 1 trong 2 Dehydration Regeneration gas compressor (K04AB) có công suất 75kW và được gia nhiệt trong Dehydration Regeneration gas
heater (E-18) bằng dầu nóng đến 230oC.

-

Quá trình gia nhiệt có thể được kiểm soát bởi 3 đồng hồ đo nhiệt độ được đặt trong
tầng hấp phụ và đầu ra của dòng Regeneration gas. Để biết lưu lượng và nhiệt độ dòng
khí hoàn nguyên ở mức thấp nhất, cần dùng thiết bị FIA-0601, FALL-0602, và TIA0554.

-

Dòng khí hoàn nguyên nóng có chứa 1 phần nước sau khi giải hấp được làm lạnh bằng
Dehydration Regeneration gas Cooler (E-15) và tách nước bằng thiết bị Dehydration
Regeneration Separator (P-07) và được đưa trở lại máy nén CC-01.

d) Làm lạnh:
-

Tầng hấp phụ được làm lạnh bằng chính dòng khí hoàn nguyên như quá trình Heating
nhưng không sử dụng thiết bị gia nhiệt E-18. Tầng hấp phụ này sẽ được làm mát đến
khoảng 250C. Cũng như quá trình gia nhiệt, quá trình Cooling được kiểm soát bởi 3
đồng hồ đo nhiệt độ được đặt trong tầng hấp phụ và đầu ra của dòng khí hoàn nguyên.

e) Tăng áp
-

Mức đô tăng áp có thể điều chỉnh bằng van tay để có thể chịu được toàn bộ quá trình
tăng áp này trong khoảng thời gian hoạt động là 30 phút. Cũng như quá trình giảm áp,
sẽ có 1 sự tụt giảm nhiệt độ và ngưng tụ ngược. HC lỏng sẽ được tích tụ trong các
đường ống vào. Mức độ tăng áp trung bình cao hơn 1 ít so với quá trình giảm áp, điều
này có thể kiểm tra bởi đồng hồ đo áp suất ở trước và sau van.

f) Chế độ chờ:
-

Thiết bị hấp phụ sẽ được duy trì ở áp suất 109 Bar. Trong thời gian này 1 lượng HC
lỏng trong ống vào sẽ bốc hơi do nhiệt độ môi trường.

-

Vì quá trình giảm áp của dòng khí áp suất cao 1 phần hơi nước sẽ ngưng tụ và đóng
băng bên ngoài ống dẫn.

-

Thiết bị Dehydration regeneration gas compressor (K-04AB) hoạt động liên tục. Trong giai đoạn tăng áp và giảm áp, regeneration gas có thể được cho đi vòng qua
thiết bị hấp phụ. K-04AB có thể được tắt nếu nó không hoạt động nhiều hơn 4 giờ để
tiết kiệm năng lượng. Thiết kế cơ bản của thiết bị Dehydration được dùng cho dòng
khí vào có độ bảo hoà nước là 0.06% khối lượng, nhưng thiết bị tách nước bằng glycol
ngoài giàn thì làm giảm lượng nước xuống 0.015%. Quá trình hấp phụ có thể được

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Trang 25