báo cáo thực tập gpp dinh cố

BỘ CÔNG THƯƠNG

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHIỆP TP. HCM

KHOA CÔNG NGHỆ HÓA HỌC

BÁO CÁO THỰC TẬP

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐNHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Giảng viên hướng dẫn: Sinh viên thực hiện:

Chuyên ngành:Bậc:Lớp :Khóa :

TP. Hồ Chí Minh, tháng 02 năm 2010

LỜI MỞ ĐẦU

Với những hành trang kiến thức thu thập trong quá trình học tập và rèn luyện tại

trường sẽ không đủ nếu không có quá trình thực tập thực tế tại các nhà máy xí nghiệp.

Trong quá trình thực tập, sinh viên sẽ vận dụng những kiến thức đã học vào những gì

đang diễn ra tại nhà máy, và qua quá trình tìm hiểu tại nhà máy sẽ giúp sinh viên tiếp thu

những kiến thức khác mà ở nhà trường không có điều kiện giảng dạy.

Đới với những sinh viên năm cuối như em, thực tập sẽ giúp ít một phần vào quá

trình tìm kiếm việc làm trong tương lai, cũng như định hướng lại chính ngành nghề mà

mình đã chọn. Kết quả của quá trình thực tập tại các nhà máy xí nghiệp sẽ đánh giá chính

năng lực tiếp thu của người sinh viên trong suốt thời gian học tập ở trường.

Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, luôn lắng nghe các anh các

chị kỹ sư vận hành tại Nhà máy để tích góp kinh nghiệm trong quá trình lao động, và

luôn luôn tuân thủ các nguyên tắc an toàn lao động.

Cuốn báo cáo thực tập tốt nghiệp này chính là công sức tích góp tất cả các tài liệu và

những ghi nhận từ thực tế thực tập tại Nhà máy về các chế độ công nghệ trong nhà máy.

SINH VIÊN THỰC TẬP TẠI GPP

LỜI CẢM ƠN

Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, em đã được anh YXX – Tổ

phó Tổ Hỗ Trợ Sản Xuất - Cán bộ hướng dẫn thực tập tại nhà máy, dưới sự hướng dẫn

chỉ bảo tận tình và quan tâm của anh mà em mới hiểu biết các hoạt động sản xuất, nguyên

tắc hoạt động của từng thiết bị, chế độ công nghệ vận hành tại nhà máy. Em xin gởi lời

cảm ơn sâu sắc tới anh.

Ngoài ra, Em cũng cảm ơn đến các anh chị là cán bộ trong Công ty chế biến khí

Vũng Tàu, và các anh chị đang vận hành tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, đã giúp đỡ,

hướng dẫn, và giải đáp những thắc mắc trong quá trình thực tập. Em xin trân trọng cảm

ơn:

Cô XYX – phó Trưởng phòng hành chính - tổ chức của Công ty chế biến khí

Vũng Tàu.

Anh XYY – Quản đốc Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.

Anh XXY – phó Quản đốc Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.

Anh YYY – cán bộ hướng dẫn an toàn lao động tại nhà máy.

Để có được những hành trang kiến thức áp dụng vào trong quá trình thực tập, em đã

trải quá trình học tập và rèn luyện tại trường Đại học Công nghiệp Tp HCM dưới sự

giảng dạy truyền đạt của các thầy cô trong Trung tâm Công nghệ Hóa học, em xin gởi

lời cảm ơn đến tập thể cán bộ, giảng viên Trung tâm Công nghệ Hóa học.

Và đặc biệt em xin gởi lời cảm ơn đến các thầy cô trong tổ bộ môn Hóa Dầu đã giúp

em có được chuyến đi thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố. Các thầy các cô đã bỏ

chút thời gian để liên hệ và tạo môi trường thực tập tốt cho em. Em xin trân trọng cảm

ơn:

Cô XXX – giáo viên hướng dẫn thực tập.

Một lần nữa, em xin gởi lời cảm ơn tới tất cả mọi người đã giúp đỡ em trong quá

trình thực tập và hoàn thành thật tốt chuyến đi thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.

Xin chân thành cảm ơn!

SINH VIÊN THỰC TẬP TẠI GPP

NHẬN XÉT

(của giảng viên hướng dẫn)

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAMCÔNG TY CHẾ BIẾN KHÍ VŨNG TÀUNHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Địa chỉ: xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu

Fax: 84.643.869105 – 84.643.869266

Tel: 84.643.869104 – 84.643.869106

Vũng Tàu, ngày 29 tháng 01 năm 2010

NHẬN XÉT CỦA NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

Họ và tên sinh viên:........................................................................

Trường:..........................................................................................

Thời gian thực tập: từ ngày ...........................................................

Nhận xét của cán bộ hướng dẫn:...................................................

.......................................................................................................

.......................................................................................................

.......................................................................................................

.......................................................................................................

.......................................................................................................

.......................................................................................................

.......................................................................................................

Cán bộ hướng dẫn Quản Đốc

NHẬN XÉT

(của giảng viên phản biện hoặc bộ môn)

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

................................................................................................................................................

Nhà máy xử lý khí Dinh Cố Báo cáo thực tập

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU..................................................................................................................................

LỜI CẢM ƠN..................................................................................................................................

NHẬN XÉT......................................................................................................................................

MỤC LỤC........................................................................................................................................

DANH SÁCH HÌNH ẢNH, BẢNG BIỂU....................................................................................

KÝ HIỆU CÁC CỤM TỪ VIẾT TẮT...........................................................................................

CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU CHUNG...........................................................................................1

I. TÀI NGUYÊN KHÍ THIÊN NHIÊN Ở VIỆT NAM:.............................................................1

II. GIỚI THIỆU TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM – PV GAS:.............................................2

III. GIỚI THIỆU CÔNG TY KHÍ VŨNG TÀU.........................................................................7

CHƯƠNG II: NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ..................................................................10

I. CHỨC NĂNG - NHIỆM VỤ CỦANHÀ MÁY:.................................................................100

II. SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY:................................................................................................100

III. TỔ CHỨC NHÂN SỰ CỦA NHÀ MÁY:..........................................................................13

IV. NGUỒN NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT:............................................................................13

V. SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY:...........................................................................................16

CHƯƠNG III: QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ............................................................................18

I. CHẾ ĐỘ AMF – ABSOLUTE MINIMUM FACILITY:......................................................19

II. CHẾ ĐỘ MF – MINIMUM FACILITY:..............................................................................25

III. CHẾ ĐỘ GPP – GAS PROCESSING PLANT:..................................................................32

IV. CHẾ ĐỘ MGPP – GAS PROCESSING PLANT MODIFIED:.........................................43

V. QUÁ TRÌNH KHỬ NƯỚC:.................................................................................................46

VI. SLUGCATCHER VÀ CÁC THÁP:....................................Error! Bookmark not defined.

VII. SẢN PHẨM LỎNG:..........................................................Error! Bookmark not defined.

CHƯƠNG IV: CHUYỂN ĐỔI CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH:...........................................................64

I. AMF SANG MF:...................................................................................................................64

II. MF SANG GPP:...................................................................................................................65

III. GPP SANG MF:................................................................................................................666

IV. MF SANG AMF:.................................................................................................................68

CHƯƠNG V: AN TOÀN TRONG QUÁ TRÌNH VẬN HÀNH VÀ SẢN XUẤT TẠI NHÀ MÁY..............................................................................................................................................70

I. BỘ PHẬN PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY:.........................................................................70

II. NỘI QUY AN TOÀN ÁP DỤNG TẠI NHÀ MÁY:...........................................................75

CHƯƠNG V: KẾT LUẬN..........................................................................................................78

PHỤ LỤC:....................................................................................................................................79

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO......................................................................................89

Trần Quốc Tại 7

DANH SÁCH HÌNH ẢNH, BẢNG BIỂU

Bảng 1.1. Trữ lượng khí ở Việt Nam (tỷ m3).........................................................trang 1

Bảng 1.2. Thành phần khí của các mỏ...........................................................trang 1 & 2

Hình 1.3. Các dây chuyền khí ................................................................................trang 4

Hình 1.4. Sơ đồ hệ thống khí miền Nam................................................................trang 7

Hình 1.5. Toàn cảnh trụ sở của Công ty chế biến khí Vũng Tàu .......................trang 8

Hình 1.6. Sơ đồ tổ chức Công ty chế biến khí Vũng Tàu ....................................trang 9

Hình 2.1. Hình ảnh nhà điều hành mới ...............................................................trang 11

Hình 2.2. Nhà máy xử lý khí Dinh Cố ngày và đêm ..........................................trang 12

Hình 2.3. Sơ đồ tổ chức nhân sự của Nhà máy xử lý khí Dinh Cố ...................trang 13

Hình 2.4. Biểu đồ thể hiện sản lượng của nhà máy giai đoạn 1995 – 2008 ......trang 17

Hình 3.1: Sơ đồ công nghệ chế độ AMF - Absolute Minimum Facility ...........trang 20

Hình 3.2. Sơ đồ công nghệ chế độ MF – Minimum Facility..............................trang 26

Hình 3.3. Sơ đồ công nghệ chế độ GPP – Gas Processing Plant........................trang 33

Hình 3.4. Sơ đồ công nghệ chế độ MGPP– Modified Gas Processing Plant. . . trang 42

Hình 3.5. Từ vị trí slugcatcher quan sát toàn bộ nhà máy................................trang 51

Hình 5.1. Hệ thống máy phát hiện cháy, rò rỉ khí..............................................trang 71

Hình 5.2. Bố trí đường ống phòng cháy chữa cháy trên bồn chứa LPG..........trang 71

Hình 5.3. Hệ thống chữa cháy cố định........................................................trang 72 & 73

Hình 5.4. Hệ thống chữa cháy di động.................................................................trang 74

Hình 5.5. Hệ thống biển báo an toàn bảo hộ lao động.......................................trang 75

KÝ HIỆU CÁC CỤM TỪ VIẾT TẮT

PVN: Tập Đoàn Dầu Khí Quốc Gia Việt Nam

PV GAS: Tổng Công ty Khí Việt Nam

KVT: Công ty chế biến khí Vũng Tàu

KĐN Công ty vận chuyển khí Đông Nam Bộ

GPP: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

AMF: Absolute Minimum Facility

MF: Minimum Facility

GPP: Gas Processing Plant

LPG: Liquefied Petroleum Gases

BUPRO: Hỗn hợp butane và propane


CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU CHUNG

I. TÀI NGUYÊN KHÍ THIÊN NHIÊN Ở VIỆT NAM:

Nền tảng cơ bản để phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam phải kế đến tiềm

năng nguồn khí. Việt Nam có nguồn tài nguyên dầu khí vào loại trung bình so với các

nước trên thế giới và đứng hàng thứ 3 trong khu vực (sau Indonesia và Malaysia).

Theo Petro Việt Nam Gas, tổng tiềm năng khí thiên nhiên có thể thu hồi vào khoảng

2.694 tỷ m3 và trữ lượng đã phát hiện vào khoảng 672 tỷ m3, tập trung chủ yếu ở các bể

Nam Côn Sơn, Malay – Thổ Chu, Cửu Long và Sông Hồng.

Bảng 1.1. Trữ lượng khí ở Việt Nam

Tên Bể Trữ lượng thực tế ( tỷ m3 ) Trữ lượng tiềm năng ( tỷ m3 )

Sông Hồng 5,6 – 11,2 28,0 – 56,0

Cửu Long 42,0 – 70,0 84,0 – 140,0

Nam Côn Sơn 140,0 – 196,0 532,0 – 700,0

Mã Lai – Thổ Chu 14,0 – 42, 0 84,0 – 140,0

Các vùng khác 532,0 – 700,0

Tổng 210,6 – 319,2 1269 – 1736

Bảng 1.2. Thành phần khí trong các mỏ

Cấu tử

Bạch Hổ Rồng Đại Hùng

C1 71,59 76,54 77,25

C2 12,52 6,98 9,49

C3 8,61 8,25 3,83



iC4 1,75 O,78 1,34

nC4 2,96 0,94 1,26

C+5 1,84 1,49 2,33

CO2, N2 0,72 5,02 4,5

Các Cấu tử

Thành phần khí ( % vol )

Tiền Hải Rồng ( mỏ khí )

C1 87,64 84,77

C2 3,05 7,22

C3 1,14 3,46

iC4 0,12 1,76

iC4 0,17

C+5 1,46 1,3

CO2, N2 6,42 1,49

II. GIỚI THIỆU TỔNG CÔNG TY KHÍ VIỆT NAM – PV GAS:

Tổng Công ty Khí Việt Nam - PV GAS là Công ty trách nhiệm hữu hạn một thành

viên được thành lập trên cơ sở tổ chức lại Công ty TNHH một thành viên Chế biến và

Kinh doanh sản phẩm khí và các đơn vị thuộc Tập đoàn Dầu khí Quốc Gia Việt Nam

hoạt động trên các lĩnh vực thu gom, vận chuyển, chế biến, tàng trữ, phân phối và kinh

doanh các sản phẩm khí trên phạm vi toàn quốc.

2.1. Hoạt động chính:

- Thu gom, vận chuyển, tàng trữ, chế biến khí và sản phẩm khí;



- Phân phối, kinh doanh các sản phẩm khí khô, khí thiên nhiên hoá lỏng (LNG), khí

thiên nhiên nén ( CNG), khí dầu mỏ hoá lỏng ( LPG), khí ngưng tụ (Condensate); kinh

doanh vật tư, thiết bị, hóa chất trong lĩnh vực chế biến khí và sử dụng các sản phẩm khí,

kinh doanh dịch vụ cảng, kho bãi;

- Đầu tư cơ sở hạ tầng, hệ thống phân phối sản phẩm khí khô, khí lỏng;

- Phân phối LPG từ các nhà máy lọc hoá dầu và các nguồn khác của Tập đoàn;

- Tư vấn thiết kế, lập dự án đầu tư, thực hiện đầu tư xây dựng, quản lý, vận hành,

bảo dưỡng, sửa chữa các công trình, dự án khí và liên quan đến khí;

- Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực khí, thiết kế, cải tạo công trình khí;

- Nghiên cứu trong lĩnh vực khí, cải tạo, bảo dưỡng, sửa chữa động cơ, lắp đặt thiết

bị chuyển đổi cho phương tiện giao thông vận tải và nông, lâm, ngư nghiệp sử dụng

nhiên liệu khí, dịch vụ vận tải của các phương tiện có sử dụng nhiên liệu khí;

- Xuất, nhập khẩu các sản phẩm khí khô, LNG, CNG, LPG, Condensate và vật tư

thiết bị liên quan;

- Tham gia đầu tư các dự án khí thượng nguồn;

- Đầu tư tài chính; mua bán doanh nghiệp khí trong và ngoài nước.

2.2. Sản phẩm, dịch vụ:

- Khí khô

- Khí hóa lỏng (LPG)

- Condensate, CNG, LNG

- Vận chuyển, tàng trữ khí và sản phẩm khí

- Tư vấn thiết kế, vận hành, bảo dưỡng, sữa chữa công trình khí;

- Đầu tư tài chính.



Hình 1.3. Các dây chuyền khí

2.3. Các dự án khai thác và sử dụng khí thiên nhiên và khí đồng hành ở Việt

Nam:

2.3.1. Dự án sử dụng khí đồng hành Rạng Đông- Bạch Hổ:

Công trình đã được dự kiến lên doanh một phần hoặc toàn bộ với đối tác nước

ngoài. Song song với quá trình tìm đối tác liên doanh, chính phủ đã phê duyệt thiết kế

tổng thể và cho phép triển khai công trình để sớm đưa khí vào bờ, với mục đích cung cấp

cho nhà máy xử lý khí Dinh Cố và các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ và một số công

trình hạng mục khác.

Thiết bị tách khí cao áp trên giàn công nghệ trung tâm số 2 tại mỏ Bạch Hổ.

Giàn ống đứng và các công trình phụ trợ tại mỏ Bạch Hổ.

Đường kính đường ống 16 inch dài 124km từ Bạch Hổ vào đến Bà Rịa.

Trạm xử lý khí Dinh Cố.

Trạm phân phối khí tại Bà Rịa.

Trạm điều hành trung tâm ở Vũng Tàu.

Các công trình tiêu thụ khí bao gồm các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ cũng được

triển khai xây dựng.



2.3.2. Dự án khí Nam Côn Sơn:

Dự án khí Nam Côn Sơn là dự án khí lớn nhất hiện nay tại Việt Nam bao gồm: giàn

khai thác, hệ thống đường ống dẫn khí từ ngoài khơi vào bờ dài 400km, Nhà máy xử lý

khí Dinh Cố, Trung tâm phân phối khí tại Phú Mỹ và hệ thống đường ống dẫn khí Phú

Mỹ- Tp Hồ Chí Minh.Dự án được đưa vào vận hành từ cuối năm 2002 hiện nay công

suất của nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn tại Dinh Cố đã đạt đến 20 triệu m3 khí/ngày.

2.3.3. Dự án khí lô B&52- Ô Môn:

Dự án khí lô B&52 Ô Môn được đầu tư xây dựng để vận chuyển khí tự nhiên từ các

mỏ khí tại lô B&52; khu vực biển Tây Nam, Việt Nam để cấp khí cho các nhà máy điện

tại Ô Môn, Trà Nóc cũng như các khách hàng khác thuộc khu phức hợp khí- điện- đạm

Cà Mau với công suất thiết kế trên 6 tỷ m3 khí/năm.Trong tương lai, hệ thống đường ống

dẫn khí của dự án sẽ được xem xét để kết nối với hệ thống đường ống quốc gia và hệ

thống đường ống khu vực ASEAN”.

2.3.4. Dự án khí PM 3 – Cà Mau:

“ Dự án khí PM 3 – Cà Mau là một phần quan trọng của dự án khí- điện- đạm Cà

Mau, có đường ống dẫn khí dài khoảng 400km từ mỏ PM 3 thuộc vùng chồng lấn Việt

Nam và Malaysia vào Khu công nghiệp Khánh An, Cà Mau với công suất vận chuyển 2

tỷ m3 khí/năm để cung cấp khí cho Nhà máy nhiệt điện Cà Mau I và II có tổng công suất

1.500 MW và Nhà máy phân đạm Cà Mau có công suất 800.000 tấn/năm.

2.3.5. Dự án nhập khẩu khí bằng đường ống và nhập khẩu khí thiên nhiên hoá

lỏng (LNG) bằng tàu:

Do khí và các sản phẩm khí có tính ưu việt hơn hẳn các loại nhiên liệu truyền thống

về nhiệt trị, suất tiêu hao nhiệt, góp phần đảm bảo chất lượng sản phẩm, hạn chế ô nhiễm

môi sinh môi trường và đóng góp một vai trò quan trọng trong chiến lược an ninh năng

lượng của quốc gia, nên mặc dù mới chỉ trải qua gần 20 năm hình thành và phát triển,

ngành công nghiệp khí Việt Nam đã phát triển mạnh mẽ và có thể sẽ bị thiếu khí trong

tương lai không xa.Vì vậy, PV Gas hiện nay đang tích cực triển khai công tác nhập khẩu

khí để phát triển nguồn cung cấp khí cho thị trường khí Việt Nam. Vị trí địa lý thuận lợi

của Việt Nam cho phép PV Gas có thể nhập khẩu khí bằng hai phương án: nhập khẩu khí

bằng đường ống và nhập khẩu LNG bằng tàu.

2.3.5.1. Nhập khẩu khí bằng đường ống:



Do nằm trong khu vực gần các nước có khả năng xuất khẩu khí bằng đường ống

lớn, đặc biệt là Indonesia và Malaysia- hai quốc gia có trữ lượng khí thiên nhiên rất lớn

và với hệ thống đường ống dẫn khí hiện đại có thể kết nối với hệ thống đường ồng khu

vực châu Á, nên PV Gas sẽ nhập khẩu khí bằng đường ống và cấp cho các hộ tiêu thụ ở

khu vực Nam Bộ.

2.3.5.2. Nhập khẩu LNG bằng tàu:

Ngày nay, LNG là loại nhiên liệu đang được nhiều nước trên thế giới cũng như Việt

Nam quan tâm để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ năng lượng tăng nhanh do những lợi ích về

môi trường, sự linh hoạt trong vận chuyển, giá cả cạnh tranh so với các loại nhiên liệu

khác có nguồn gốc từ dầu mỏ.Do đó, PV Gas bắt đầu triển khai những bước đi đầu tiên

của dự án nhập khẩu LNG bằng tàu như: khảo sát thị trường tiêu thụ, tìm nguồn cung

cấp, khảo sát địa điểm để xây dựng cơ sở hạ tầng, chuẩn bị nhân lực,…với mục tiêu sớm

có LNG nhập khẩu cho thị trường Việt Nam.

2.3.5. Dự án kho lạnh khí dầu mỏ hoá lỏng (LPG):

Với mục tiêu phát triển cơ sở hạ tầng phục vụ việc tàng trữ và kinh doanh ( buôn

bán) LPG , PV Gas đang hợp tác nước ngoài để xem xét đầu tư kho lạnh chứa LPG tại

Thị Vải với công suất chứa 60.000 tấn LPG.Kho lạnh chứa LPG đi vào hoạt động sẽ trở

thành kho đầu mối chứa LPG lớn nhất Việt Nam, cho phép PV Gas nhập khẩu LPG với

khối lượng lớn từ tàu lạnh và xuất đi đáp ứng nhu cầu tiêu thụ LPG nội địa và các nước

trong khu vực.



Hình 1.4. Sơ đồ hệ thống khí miền Nam

III. GIỚI THIỆU VỀ CÔNG TY KHÍ VŨNG TÀU:

3.1. Hình thức pháp lý:

Công ty chế biến khí Vũng Tàu là chi nhánh của Tổng công ty Khí, đơn vị hoạch

toán phụ thuộc, trực thuộc Tổng công ty Khí được thành lập theo quyết định số:

1520/QĐ- TCTK ngày 15/08/2007 của HĐTV Tổng công ty Khí.

3.2. Tên gọi và trụ sở:

- Tên gọi đầy đủ: Chi nhánh công ty TNHH một thành viên Tổng công ty Khí- Công

ty chế biến Khí Vũng Tàu

- Tên viết tắt: KVT

- Trụ sở Công ty: 101 đường Lê Lợi, Phường 6, Thành phố Vũng Tàu, tỉnh Bà Rịa –

Vũng Tàu.

- Điện thoại liên hệ: 064.2250150; 064.2250151; 064.3833622; 064.3591795;

064.3837069; 064.3839812;

- Fax : 064.3838257


PM 3 – Cà MauPipeline: 325 KMCông suất: 2.0 BCM

Bạch hổPipeline: 145 KMCông suất: 1.5 BCM

Nam Côn SơnPipeline: 400 KMCông suất: 3.5 BCM

Dự án từ Block B


Hình 1.5. Toàn cảnh trụ sở của Công ty chế biến khí Vũng Tàu

3.3. Phạm vi hoạt động:

Địa bàn tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu.

3.4. Ngành nghề kinh doanh:

- Vận chuyển, tàng trữ, chế biến khí và sản phẩm khí

- Kinh doanh dịch vụ Cảng, kho bãi

- Quản lý, vận hành các công trình, dự án khí và liên quan đến khí

- Nghiên cứu ứng dụng trong lĩnh vực tàng trữ,chế biến khí và sản phẩm khí

- Cung cấp dịch vụ đào tạo vận hành hệ thống công trình khí

- Nhập khẩu vật tư, thiết bị và phương tiện phục vụ cho công trình khí

- Các ngành nghề kinh doanh khác khi được Tổng công ty khí giao, tuân thủ các quy

định của pháp luật.

3.5. Những sản phẩm và dịch vụ chính:

Sản phẩm KVT cung cấp:

- Khí khô thương phẩm

- Khí hoá lỏng LPG

- Condensat.



Dịch vụ:

- Các dịch vụ / hỗ trợ kỹ thuật, KVT cung cấp có liên quan đến việc tiêu thụ các sản

phẩm trên.

- Dịch vụ vận chuyển condensat Nam Côn Sơn;

- Dịch vụ Cảng: tàng trữ sản phẩm lỏng; xuất/nhập xăng, reformat, VCM, …; cung

ứng nước ngọt;…

- Đào tạo vận hành hệ thống công trình khí cho các đơn vị ngoài TCT;

3.6. Sơ lược phát triển của Công ty chế biến khí Vũng Tàu:

Tiền thân là trung tâm vận hành hệ thống dẫn khí thành lập ngày 31/03/1995 với

chức năng tiếp nhận, quản lý và vận hành công trình khí Bạch Hổ bao gồm:

- Đường ống dẫn khí ngoài biển và trên bờ

- Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, kho xuât sản phẩm lỏng Thị Vải

- Các trạm phân phối khí và các công trình phụ trợ.

Ngày 12 tháng 09 năm 2002 chuyển thành Xí nghiệp chế biến khí: một phần tách ra từ

trung tâm vận hành và sát nhập với một phần từ Đội dịch vụ khí. Ngày 15 tháng 08 năm

2007 trở thành công ty Chế biến khí Vũng Tàu.

Hình 1.6. Sơ đồ tổ chức Công ty chế biến khí Vũng Tàu



CHƯƠNG II

NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ

I. CHỨC NĂNG - NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY:

- Tiếp nhận và xử lý nguồn khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và các mỏ

khác trong bể Cửu Long.

- Phân phối sản phẩm khí khô đến các nhà máy điện, đạm và các hộ tiêu thụ công

nghiệp.

- Bơm sản phẩm LPG, condensate sau chế biến đến cảng PV Gas Vũng Tàu để tàng

chứa và xuất xuống tàu nội địa.

- Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn (khi cần).

II. SƠ LƯỢC VỀ NHÀ MÁY:

Nhà máy khí hoá lỏng (LPG) đầu tiên của Việt Nam được khởi công xây dựng ngày

04/10/1997 – hợp đồng ký ngày 04/09/1997 – với các đơn vị thắng thầu là Tổ hợp

Samsung Engineering Company Ltd (Hàn Quốc) cùng công ty NKK (Nhật Bản) theo

phương thức trọn gói (EPCC) bao gồm thiết kế, mua sắm, thi công, lắp đặt và chạy thử,

nghiệm thu theo đúng tiêu chuẩn quốc tế và các quy định của Nhà nước Việt Nam về xây

dựng, an toàn, môi sinh, môi trường, phòng cháy chữa cháy… Toàn bộ nhà máy LPG và

hệ thống thu truyền dữ liệu được điều khiển tự động, tổng số vốn đầu tư là 79 triệu USD,

100% vốn đầu tư của Tổng công ty dầu khí Việt Nam (PetroVietNam), được xây dựng tại

Dinh Cố thuộc xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa- Vũng Tàu với diện tích

89.600 km2.

Nhà máy được thiết kế với công suất đầu vào 1,5 tỷ m3 khí/năm và có 3 giai đoạn

vận hành theo chế độ nhằm đáp ứng tiến độ cung cấp sản phẩm.

Giai đoạn thiết bị cực tối thiểu (AMF) chỉ sản xuất condensate ổn định với công

suất 342 tấn/ngày và 3,8 triệu m3 khí/ngày, hoạt động vào tháng 10/1998.

Giai đoạn thiết kế tối thiểu (MF) sản xuất condensate ổn định với công suất 380

tấn/ngày, hỗn hợp butan- propan với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu m3/ngày khí khô,

hoạt động vào tháng 12/1998.



Hình 2.1. Hình ảnh nhà điều hành mới



Giai đoạn nhà máy hoàn chỉnh (GPP) sản xuất condensate ổn định, butan và propan

được tách độc lập và khí khô. Giai đoạn hoàn chỉnh với công suất khí đầu vào là 1,5 tỷ

m3 khí/năm thu hồi propan: 537 tấn/ngày; 417 tấn/ngày; condensate: 402 tấn/ngày và khí

khô:3,34 triệu m3/ngày. Giai đoạn này sử dụng công nghệ Turbo-Expander với khả năng

thu hồi sản phẩm lỏng cao.

Hình 2.2. Nhà máy xử lý khí Dinh Cố ngày và đêm

III. TỔ CHỨC NHÂN SỰ CỦA NHÀ MÁY:



Quản đốc nhà máy: Lê Tất Thắng

Phó quản đốc nhà máy: Nguyễn Hải Hưng

Hình 2.1. Sơ đồ tổ chức nhân sự của Nhà máy xử lý khí Dinh Cố

IV. NGUỒN NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT:

4.1. Nguyên liệu đầu vào theo thiết kế:

Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ từ ngoài khơi Vũng Tàu được vận chuyển bằng

đường ống dẫn 16 inch tới Long Hải và được xử lý tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố.

- Áp suất: 10900 kPa

- Nhiệt độ: 25.60C

- Lưu lượng: 1.5 tỷ m3/năm (4.3 triệu m3/ngày trên cơ sở vận hành 350 ngày)

- Hàm lượng nước: bão hòa (trên thực tế thì hàm lượng nước trong khí đã được

xử lý tại giàn)

- Thành phần khí:

Thành phần Nồng độ (phần mol)

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

4.2. Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành hiện nay:

Từ năm 2002, nhà máy tiếp nhận thêm nguồn khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông được

đưa vào giàn nén trung tâm qua đường ống 16 inch dài khoảng 40km thì thành phần khí

vào bờ đã thay đổi như sau:

Thành phần Khí Rạng Đông Khí Bạch Hổ Khí về bờ



% mol % mol % mol

N2 0.144 0.129 0.123

CO2 0.113 0.174 0.044

C1 78.650 74.691 74.430

C2 10.800 12.359 12.237

C3 6.601 7.040 7.133

iC4 1.195 1.535 1.576

nC4 1.675 2.191 2.283

iC5 0.297 0.549 0.604

nC5 0.257 0.592 0.664

C6 0.157 0.385 0.540

C7 0.084 0.135 0.271

C8+ 0.026 0.220 0.094

H2O (g/m3) 0.12 0.113

H2S (ppm) 16 10.0 10.0

Tổng 100.000 100.000

Cùng với sự thay đổi thành phần khí vào bờ, lưu lượng khí ẩm cũng tăng từ 4.3 triệu

m3/ngày (theo thiết kế ban đầu) lên khoảng 5.7 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.

4.3. Kiểm tra nguồn 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.



V. SẢN PHẨM CỦA NHÀ MÁY:

Các sản phẩm khí của nhà máy xử lý khí Dinh Cố bao gồm: khí khô thương phẩm,

condensate, hỗn hợp bupro, propane, butane.

5.1. Khí khô:

AMF MF GPP GPPM

Lưu lượng (triệu m3/ngày) 3.95 3.67 3.44 5.03

Áp suất (kPa) 4700 4700 4700

Nhiệt độ (oC) 20.9 27.2 56.4

Điểm sương nước (oC) 15 4.6 6.6

Điểm sương hydrocarbon (oC) 20.3 -10.7 -38.7

5.2. Condensate:

AMF MF GPP GPPM

Lưu lượng (tấn/ngày) 330 380 400 542

Áp suất (kPa) 800 800 800

Nhiệt độ (oC) 45 45 45

Hàm lượng C4 max (%) 2 2 2

5.3. Bupro (chế độ MF):

AMF MF GPP GPPM

Lưu lượng (tấn/ngày) 640

Áp suất (kPa) 1300

Nhiệt độ (oC) 47.34

5.4. Propane:

AMF MF GPP GPPM

Lưu lượng (tấn/ngày) 535 419

Hiệu suất thu hồi (%) 85.2




Nhiệt độ (oC) 45.57

Hàm lượng C4 max (%) 2.5

5.5. Butane:

AMF MF GPP GPPM

Lưu lượng (tấn/ngày) 415 515

Hiệu suất thu hồi (%) 92


Nhiệt độ (oC) 45

Hàm lượng C5 max (%) 2.5

Hình 2.3. Biểu đồ thể hiện sản lượng của nhà máy giai đoạn 1995 - 2008



CHƯƠNG III

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): Cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối.

- Chế độ MF (Minium Facility): Cụm thiết bị tối thiểu.

- Chế độ GPP (Gas Processing Plant): Cụm thiết bị hoàn thiện.

- Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Chế độ GPP sửa đổi

Ngoài 4 chế độ trên trong quá trình vận hành nhà máy tùy theo tình trạng vận hành

bảo dưỡng của thiết bị mà VHV có thể linh hoạt điều chỉnh chế độ vận hành để đảm bảo

tính an toàn và hiệu quả thu hồi lỏng tối đa.

Nhà máy GPP được thiết kế dựa trên lưu lượng khí ẩm là 4,3 triệu m3/ngày. Với

lưu lượng này, áp suất đầu vào nhà máy sẽ khoảng 109 barG và là thông số quan trọng

quyết định hiệu suất làm việc của các thiết bị bên trong nhà máy. Năm 2001 cùng với

việc đưa khí Rạng Đông vào xử lý, lưu lượng khí qua nhà máy đạt mức tối đa khoảng 5,7

triệu m3/ngày, áp suất đầu vào GPP giảm xuống còn khoảng 70-75 barG, cụm máy nén

K-1011 đã được lắp đặt nhằm nâng áp suất khí đầu vào tới áp suất thiết kế 109 barG. Từ

đó sơ đồ công nghệ chính của nhà máy có một số thay đổi chính gồm:

- Khí đầu vào GPP được nâng áp từ 70-75 barG tới 109 barG và nhiệt độ khí sau

trạm nén K-1011 tăng lên khoảng 45°C cao hơn so thiết kế.

- Áp suất bình tách V-03 giảm từ 75 barG xuống 45 barG để đạt 2 mục đích: (a)

lượng khí ẩm vượt quá công suất vận hành của GPP được bypass qua V-101 để cấp thẳng

cho các hộ tiêu thụ. Lỏng tách được ở V-101 sẽ được đưa về V-03 để xử lý. (b) lỏng tách

được tại Scrubber trước K-1011 cũng được đưa về V-03 để đảm bảo an toàn.



Trong các chế độ vận hành nói trên, hai chế độ AMF, MF là các chế độ được thiết

kế để vận hành trong giai đoạn lắp đặt 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.

Thực chất, nhà máy hoạt động với 3 chế độ chính là AMF, MF, GPP còn chế độ

MGPP là để đáp ứng những yêu cầu thực tế hiện tại trong quá trình cung cấp khí. Do nhu

cầu của thị trường không cần tách butane và propane riêng, mà chỉ cần hỗn hợp LPG sử

dụng cho nhu cầu đốt dân dụng nên tháp C3/C4 Splitter không được sử dụng. Mặc khác

kể từ năm 2002, nhà máy tiếp nhận thêm dòng khí từ mỏ Rạng Đông nâng lưu lượng

dòng về bờ là 5.7 triệu m3/ngày, tuy nhiên lưu lượng khí về bờ tăng nhưng áp lực đầu vào

giảm xuống còn 70 bar đến 80 bar, vì vậy để đảm bảo áp lực đầu vào và công suất vận

hành của nhà máy, nên đã lắp đặt thêm 4 máy nén K-1011A/B/C/D và đường rẽ qua bồn

V-101.

I. CHẾ ĐỘ AMF – ABSOLUTE MINIMUM FACILITY:

Chế độ AMF là chế độ hoạt động tối thiểu, sử dụng những đường ống dẫn chính của

nhà máy. Trong chế độ này, quá trình khử nước không được thực hiện. Nguồn khí đồng

hành từ mỏ sau khi được tách sơ bộ tại Slug Catcher sẽ được đưa tới máy nén Jet

Compressor, áp suất đầu ra tại máy nén được duy trì ở 45 bar. Máy nén Jet Compressor

có nhiệm vụ duy trì áp suất ở tháp Deethanizer luôn ở 20 bar. Mục đích chính của chế độ

AMF là cung cấp nguồn khí cho nhà máy điện đạm, lượng lỏng thu hồi được rất ít.



Hình 3.1: Sơ đồ công nghệ chế độ AMF - Absolute Minimum Facility


Khí đồng hành

V-08C-05

ME-13Khí thương phẩm

E-07 V-03

Nước

E-04ME-24Condensate

cC-01

V-15 E-01A/B

Dầu nóng

Ký hiệu

C: Tháp tách phân đoạn

V: Thiết bị tách

SC: Slugcatcher

E: Thiết bị trao đổi nhiệt

P: Bơm

ME: Thiết bị đo đếm

SC

E-09

TK-21

EJ-01

Dầu nóng


1.1. Mô tả sơ đồ dòng

Chế độ AMF theo thiết kế là chế độ vận hành nhà máy ban đầu với các thiết bị tối

thiểu nhằm cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ và không chú trọng vào thu hồi sản phẩm

lỏng. Sơ đồ công nghệ chế độ AMF được mô tả theo hình vẽ đính kèm. Chế độ AMF có

thể được mô tả như sau: Khí đồng hành mỏ Bạch Hổ với lưu lượng khí ẩm là khoảng 4,3

triệu m3/ngày được đưa tới Slug Catcher của nhà máy bằng đường ống 16 inch với áp

suất 109 bar, nhiệt độ 25,6°C. Tại đây, Condensate và khí được tách ra theo các đường

riêng biệt để tiếp tục xử lý, nước có trong Condensate được tách nhờ trọng lực và đưa vào

bình tách nước (V-52) để xử lý. Tại đây nước được làm 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 (SC) được giảm áp và đưa vào bình tách V-03

hoạt động ở 75 bar và được duy trì ở nhiệt độ 20°C. V-03 có nhiệm vụ: Tách

hydrocacbon nhẹ hấp thụ trong lỏng nhờ giảm áp. Cùng với việc giảm áp suất từ 109 bar

xuống 75 bar, nhiệt độ cũng giảm thấp hơn nhiệt độ hình thành hydrate nên để tránh hiện

tượng này, V-03 được gia nhiệt đến 20oC bằng dầu nóng nhờ thiết bị gia nhiệt E-07. Sau

khi ra khỏi V-03 dòng lỏng này được trao đổi nhiệt tại thiết bị E-04A/B nhằm tận dụng

nhiệt và làm mát cho dòng condensate thương phẩm.

Dòng khí thoát ra từ Slug Catcher được dẫn vào bình tách lọc V-08 để tách triệt để

các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí do SC không tách hết và lọc các hạt bụi trong khí

(nếu có) tránh làm hư hỏng các thiết bị sau.

Khí từ đầu ra của V-08 được đưa vào thiết bị hoà dòng EJ-01 A/B/C để giảm áp

suất từ 109 bar xuống 47 bar. Việc giảm áp này có tác dụng hút khí từ đỉnh tháp C-01.

Dòng ra là dòng hai pha có áp suất 47 bar và nhiệt độ 20°C cùng với dòng khí từ V-03

(đã giảm áp) được đưa vào tháp C-05. Nhiệm vụ của EJ-10A/B/C:Giữ áp suất làm việc

của tháp C-01 ổn định. Tháp C-05 hoạt động ở áp suất 47 bar, nhiệt độ 20°C. Ở chế độ

AMF phần đỉnh của tháp hoạt động như bình tách khí lỏng thông thường. Tháp C-05 có

nhiệm vụ tách phần lỏng ngưng tụ do sự sụt áp của khí từ 109 bar xuống 47 bar khi qua

EJ-01 A/B/C. Dòng khí ra từ đỉnh tháp C-05 được đưa ra đường khí thương phẩm để



cung cấp cho các nhà máy điện. Lỏng tại đáy C-05 được đưa vào đĩa thứ 1 của tháp C-01.

Chế độ AMF tháp C-01 có 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.

Áp suất hơi của Condensate 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 Condensate. Trong đó, phần lớn

hydrocacbon nhẹ hơn Butan được tách ra khỏi Condensate nhờ thiết bị gia nhiệt E-01

A/B đến 194°C. Khí ra ở đỉnh tháp có nhiệt độ 64°C được trộn với khí nguyên liệu nhờ

EJ-01 A/B/C. Dòng Condensate ở đáy tháp được trao đổi nhiệt tại E-04A/B và được làm

lạnh bằng không khí ở E-09 để giảm nhiệt độ xuống 45°C trước khi ra đường ống dẫn

Condensate về kho cảng hoặc chứa bồn chứa TK-21.

1.2. Quá trình xử lý Condensate trong chế độ hoạt động AMF:

Áp suất của bình tách 3 pha V-03 được điều chỉnh ở 75 barG1bằng van điều áp

PV-1209 được lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03 tới đầu vào tháp C-05, Rectifier.

Nhiệt độ đầu ra van điều áp PV-1209 là khoảng 3°C, thấp hơn hiệt độ tạo thành hydrate

(16.5°C) nên có khả năng hydrate sẽ được tạo thành khi đi qua van điều áp tuy nhiên nó

sẽ bị tự tan do tháp C-05, Rectifier trong chế độ hoạt động này có nhiệt độ vận hành lớn

hơn 20°C.

Condensate từ V-03 được chuyển đến tháp tách ethane C-01 (Deethanizer) sau khi

được gia nhiệt từ 20°C đến 101°C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B (Condensate

Coss Exchanger) với một dòng nóng ở 194°C đi vào từ tháp tách ethane C-01. Mục đích

chính của thiết bị trao đổi nhiệt này là tận dụng và thu hồi nhiệt từ dòng nóng, tránh hiện

tượng tạo hydrate ở đầu ra của FV-1701 (trong quá trình giảm áp từ áp suất vận hành của

V-03 xuống 20 BarG) bằng cách duy trì nhiệt độ hoạt động ở 72°C, cao hơn nhiệt độ tạo

thành hydrate (11.6°C) trong điều kiện này.

1.3 Hê thống Ejector trong chế độ hoạt động AMF:



Đối với quá trình xử lý khí từ Slug Catcher trong chế độ hoạt động AMF, các tháp

hấp phụ loại nước V-06A/B (Dehyration Adsorber) sẽ không vận hành. Khí từ SC sẽ

được đưa tới hệ thống Ejector EJ-01A/B/C (Jet Compressor). Qua thiết bị này áp suất

giảm từ áp suất vận hành của SC xuống 45 BarA, mục đích của hệ thống Ejector là nén

khí đi ra từ đỉnh tháp tách ethane C-01 từ 20 BarA đến 45 BarA, vì vậy áp suất của tháp

tách C-01 được giữ ở 20 BarA.

Hệ thống Ejector bao gồm 03 Ejector, công suất của mỗi Ejector lần lượt là 50%,

30% và 20% lưu lượng dòng đi qua Ejector.

Van điều áp (PV-0805) trên đường Ejector bypass có công suất khoảng 30% tổng

thể tích dòng ra, điều chỉnh áp suất của tháp tách ethane C-01 ở 20 BarA bằng cách cho

bypass 1 phần dòng khí qua Ejector khi công suất của hệ thống Ejector đủ để duy trì áp

suất C-01. Khi công suất của hệ thống Ejector nhỏ hơn cần thiết, lượng khí dư từ tháp

tách ethane sẽ được xả ra đuốc đốt qua van điều áp (PV-1303B) vì vậy hệ thống tách

ethane được bảo vệ không có hiện tượng quá áp.

1.4 Tháp tách C-05 Rectifier trong chế độ họat động AMF.

Dòng khí từ hệ thống Ejector và dòng khí từ bính tách V-03 được chuyển đến đĩa

thứ nhất của tháp C-05 (Rectifer) để tách lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ 20.7oC và áp suất 45

BarA được điều chỉnh bởi thiết bị điều chỉnh áp suất (PIC-1114) lắp đặt trên đường ống

dẫn khí thương phẩm. Phần trên của tháp C-05 lúc này có tác dụng như một bình tách

lỏng hơi (Gas-Liquid Seperator).

Trong chế độ họat động AMF, Turbo-Expander (CC-01) và thiết bị trao đổi nhiệt

khí lạnh/khí (E-14) không được đưa vào hoạt động, do vậy dòng khí từ đỉnh tháp tách C-

05 được chuyển đến đường ống dẫn khí thương phẩm thông qua van PV-1114A được lắp

đặt trên đường ống để điều chỉnh áp suất đầu ra của nhà máy khoảng 45 BarA.

Dòng lỏng từ đáy tháp C-05 được điều khiển thông qua thiết bị điều chỉnh dòng

(FIC-1201) cùng với thiết bị điều chỉnh mức chất lỏng (LIC-1201A) đưa vào đĩa đầu tiên

của tháp tách Ethane (C-01).

1.5 Tháp tách Ethane trong chế độ hoạt động AMF.



Trong chế độ hoạt động AMF, tháp tách ethane (C-01, Deethanizer) có hai dòng

nguyên liệu đầu vào, đó là dòng lỏng đi ra từ bình tách V-03 và dòng lỏng đi ra từ đáy

tháp tách tinh C-05 (Rectifer). Dòng lỏng đi ra từ đáy tháp tách tinh C-05 được đưa vào

đĩa đầu tiên của tháp tách ethane C-01 bao gồm 80% phần mol chất lỏng và đóng vai trò

như dòng hồi lưu ngoài cho quá trình chưng cất. Dòng lỏng đi từ bình tách V-03 được

đưa vào đĩa thứ 14 của tháp tách ethane C-01, (đối với chế độ hoạt động MF và GPP thì

đưa vào đĩa thứ 20).

Áp suất hơi của condensate được điều chỉnh trong tháp C-01 xuống thấp hơn áp

suất khí quyển để lưu trữ trong các bồn chứa thông thường. Trong trường hợp này, tháp

tách ethane có tác dụng như một tháp ổn định Condensate, tại tháp này hầu hết các

hydrocacbon nặng hơn butan được tách ra khỏi Condensate thông qua việc 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.

1.6 Thiết bị điều chỉnh áp suất khí trong chế độ hoạt động AMF.

Trong chế độ hoạt động AMF, tại đầu vào của nhà máy không lắp đặt thiết bị điều

chỉnh dòng hoặc áp suất tự động. Áp suất tại đầu ra nhà máy được điều chỉnh bằng van

điều áp (PV-1114A) lắp đặt tại đầu ra của nhà máy trong trường hợp lượng khí tiêu thụ

lớn hơn lượng khí cung cấp cho người tiêu dùng. Khi lượng khí tiêu thụ nhỏ hơn lượng

khí cung cấp, một lượng khí sẽ được đem đốt qua van điều áp (PV-1114B), vì vậy trong

cả hai trường hợp trên áp suất đầu ra của nhà máy được duy trì ổn định.

Thông thường khí đầu vào nhà máy có áp suất 109 BarA được đưa vào hệ thống

Ejector, áp suất đầu ra khỏi hệ thống Ejector vào khỏang 45BarA, bằng áp suất đầu ra của

nhà máy. Khi áp suất khí đầu vào nhà máy thấp hơn 109 BarA, hoặc khí cung cấp từ dàn

khoan ít hơn so với công suất của nhà máy thì hệ thống Ejector có thể không hoạt động

hết công suất, vì vậy áp suất của tháp tách ethane có thể trở nên cao hơn 20 BarA. Trong

trường hợp này, một trong ba ejector của hệ thống Ejector có công suất phù hợp nhất sẽ

được lựa chọn, sau đó áp suất đầu vào nhà máy từ từ tăng lên và đạt đến gần 109 BarA và

đồng thời áp suất của tháp tách ethane cũng được điều chỉnh ở 20 BarA.



Nếu trong sự lựa chọn trên, hệ thống Ejector vẫn không thể hoạt động hết công

suất, thì một lượng khí dư có thể tự động được đem đốt qua van điều áp (PV-1303B)

được lắp đặt trên đường ống dẫn khí đi ra từ tháp tách ethane.

Sau quá trình xử lý trên, khí thương phẩm và condensate là 2 sản phẩm của nhà

máy.

II. CHẾ ĐỘ MF – MINIMUM FACILITY:

Một vài thiết bị được thêm vào gồm: Dehydration Adsorber (V-06A/B), Cold

Gas/Gas Exchanger (E-14), Gas/Cold Liquid Exchanger (E-20), Deethanizer OVHD

Compressor (K-01) và Stabilizer (C-02).

Ở chế độ MF, khí gas sau khi được khử nước sẽ được làm lạnh qua 2 thiết bị trao

đổi nhiệt, cả 2 dòng này đều đóng vai trò nhập liệu cho tháp Rectifier nhằm tách lượng

lỏng có trong dòng khí. Khí sau khi được tách lỏng lại tháp Rectifier có nhiệt độ thấp

được dùng làm lạnh cho dòng nhập liệu, sau đó được đưa vào hệ thống ống dẫn khí

thương phẩm để đến nhà máy điện, đạm. Áp suất hoạt động tại tháp Deethanizer được

điều chỉnh bởi một máy nén ngoài. Mục đích chính của chế độ MF là thu hồi sản phẩm

lỏng, trong đó quá trình giản nỡ không đóng vai trò chính. Tháp tách C3/C4 Splitter

không được sử dụng trong chế độ này, do đó sản phẩm lỏng chỉ gồm condensate và bupro

(hỗn hợp của propane và butane).


Khí đồng hành V-08

V-06A/B

E-15

E-18

SC

V-07 K-04

F-01

E-20

FV-1001

V-12K-01

FV-1701

E-04

E-01A/BV-15

FV-1301

E-02V-02

P-01A/B

E-03

E-09ME-24

ME-26

ME-25

E-07V-03

Nước

SP codensate

Bupro

Bupro

Khí thương phẩmME-13

C-05

C-01 C-02

DầuDầu nóng

E-14

TK-21

V-21A

V-21B


H

ình 3.2. Sơ đồ công nghệ chế độ MF – Minimum Facility



2.1. Mô tả sơ đồ dòng:

2.1.1. Dòng khí gas thương phẩm:

Dòng khí từ Slug Catcher được đưa đến thiết bị tách lọc Dedydration Inlet

Filter/Separator (V-08), thiết bị này có chức năng: tách nước, hydrocacbon lỏng và các

hạt rắn nhằm bảo vệ lớp chất hấp phụ trong V-06AB khỏi bị hỏng, giảm hoạt tính. Sau

khi được loại nước tại Dehydration Adsorber (V-06A/B), dòng khí được đưa đồng thời

đến 2 thiết bị Cold Gas/Gas Exchanger (E-14) và Gas/Cold Liquid Exchanger (E-20), sau

đó vào tháp Rectifier (C-05) để tách pha lỏng và pha khí riêng biệt. Khí ra từ đỉnh tháp

Rectifier (C-05) được sử dụng như tác nhân làm lạnh bậc 1 cho dòng nguyên liệu tại Cold

Gas/Gas Exchanger (E-14), nhiệt độ dòng nguyên liệu giảm từ 26.5oC xuống -17oC sau

đó được làm lạnh bậc 2 tại van FV-1001 bằng quá trình giảm áp. Dòng khí ra từ đỉnh

Rectifier (C-05) sau khi trao đổi nhiệt tại Cold Gas/Gas Exchanger (E-14), nhiệt độ dòng

tăng lên đủ điều kiện cung cấp cho các nhà máy điện.

Hai tháp hấp phụ Dehydration Adsorber (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 thiết bị E-18 sử dụng dầu nóng gia nhiệt cho dòng khí thương phẩm nâng nhiệt

độ lên 220oC. Dòng khí sau quá trình tái sinh sau khi ra khỏi thiết bị Dehydration

Adsorber (V-06A/B) được làm mát tại hệ thống làm mát bằng không khí Dehydrator

Regeneration Gas Cooler (E-15) và được tách lỏng ở Dehydration Separator (V-07) trước

khi dẫn vào đường khí thương phẩm.

2.1.2. Dòng condensate:

Sơ đồ dòng condensate trong chế độ MF về cơ bản giống với chế độ AMF, thay vì

dòng khí ra từ thiết bị Slug Catcher Liquid Flash Drum (V-03) đến tháp Rectifier (C-05)

thì lại đến tháp Deethanizer (C-01).

Áp suất của Slug Catcher Liquid Flash Drum (V-03) được giữ ở 75 bar bởi van điều

khiển PV-1305A/B gắn trên đường ống dẫn trước khi vào mâm 2 và 3 của tháp

Deethanizer (C-01). Nhiệt độ ra của van này là -7.9oC thấp hơn nhiệt độ mà tại đó tinh

thể hydrate hình thành khoảng 13.4oC. Để ngăn chặn sự hình thành hydrate, methanol có

thể được bơm vào làm chất ức chế hoặc có thể thay đổi đường ống đến van phụ. Mục



đích của việc thay đổi dòng khí gas của bình tách V-03 từ Rectifier trong chế AMF, đến

tháp Deethanizer trong chế độ MF là vì trong khí gas này vẫn có chứa nước, mặc dù dòng

khí tái sinh từ quá khử nước trong chế độ MF cũng có chứa nước.

Dòng condensate từ bình tách V-03 sẽ được đưa tới tháp Deethanizer (C-01) sau khi

được gia nhiệt từ 20oC lên 90oC trong thiết bị trao đổi nhiệt Condensate Cross Exchanger

(E-04A/B) với dòng nóng có nhiệt độ 155oC đến từ đáy của tháp Stabilizer (C-02). Mục

đích của việc trao đổi nhiệt này là nhằm tận dụng lượng nhiệt, ngăn chặn sự hình thành

hydrate tại đầu ra của van FV-1701, khi áp suất đột ngột giảm từ 75 bar xuống 29 bar,

như vậy nhiệt độ lúc này của dòng ra vào khoảng 61oC cao hơn nhiệt độ hình thành

hydrate.

Phần lỏng ra từ đáy tháp Deethanizer (C-01) được đưa đến tháp Stabilizer (C-02).

Trong chế độ MF, tháp Stabilizer (C-02) được đưa vào vận hành nhằm thu hồi hỗn hợp

bupro có trong dòng condensate. Tại đây, các hydrocarbon từ C5 trở lên 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

dòng nguyên liệu vào tháp Deethanizer (C-01). 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

Stabilizer (C-02) là hỗn hợp bupro, được ngưng tụ tại bình V-02, một phần được cho hồi

lưu trở lại tháp, phần còn lại theo đường ống dẫn sản phẩm LPG.

2.2.1. Các thiết bị bổ sung thêm vào so với chế độ MF

Trong chế độ hoạt động này, một số thiết bị được bổ sung vào so với chế độ AMF,

các thiết bị chủ yếu là tháp hấp thụ loại nước V-06A/B (Dehydration Adsorber), thiết bị

trao đổi nhiệt khí lạnh/khí E-14 (Cold Gas/Gas Exchanger), thiết bị trao đổi nhiệt

khí/lỏng E-20 (Gas/Cold Liquid Exchanger), máy nén khí ở đỉnh tháp tách enthane K-01

(Deethanizer OVHD Compressor) và tháp ổn định C-02 (Stabilizer).

2.2.2Quá trình làm khô và tái sinh chấp hấp phụ:

Trong chế độ hoạt động này, đầu tiên dòng khí từ Slug Catcher được chuyển đến

tháp loại nước V-08 (Dehydration Intel Filter/Seperator), và sau đó được đưa vào một

trong hai tháp hấp phụ loại nước hoạt động song song V-06A/B để tách nước có trong khí

và cuối cùng khí đã được loại nước đi qua hệ thống lọc F-01A/B.



2.2.3 Xử lý Condensate trong chế độ hoạt động MF.

Việc xử lý Condensate trong chế độ hoạt động MF cũng tương tự như trong chế độ

hoạt động AMF, có một sự khác nhau giữa hai chế độ hoạt động là trong chế độ hoạt

động MF dòng khí từ bình tách 3 pha được chuyển đến tháp tách ethane, còn trong chế độ

hoạt động AMF thì dòng khí này được chuyển đến tháp tách tinh.

Áp suất của bình tách 3 pha được điều chỉnh ở 75 BarA bằng van điều áp (PV-

1305A/B) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí của nó và trước đầu vào tháp tách ethane

ở đĩa thứ 2 hoặc thứ 3, nhiệt độ đầu ra van điều áp là -7.9°C, thấp hơn nhiệt độ tạo thành

hydrate (13.4°C), vì vậy hai van (PV-1305A/B) được lắp đặt, trong đó một van dự phòng.

Trong trường hợp hydrate được hình thành ở một trong hai van thì có thể bơm methanol

vào hoặc là sử dụng van dự phòng.

Mục đích của việc chuyển khí từ bình tách V-03 đến tháp C-01 là vì khí này có thể

có nước, vì vậy khí thu được trong chế độ hoạt động MF cũng chứa nước nếu chuyển khí

đến tháp tách C-05. Khi đưa khí từ V-03 tới C01 thì khí từ đỉnh C-01 sẽ được hồi lưu lại

đầu vào nhà máy và nước sẽ được xử lý ở đây.

Condensate từ bình tách nhanh được chuyển đến tháp tách ethane sau khi được

gia nhiệt từ 20°C lên 80°C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B với dòng nóng 155°C đi

từ đáy tháp ổn C-02. Mục đích chính của thiết bị trao đổi nhiệt dòng là tận dụng và thu

hồi nhiệt và gia nhiêt cho dòng lạnh tránh hiện tượng tạo hydrate ở đầu ra của FV-1701,

khi áp suất hoạt động giảm từ 75 BarA xuống 29 BarA, nhiệt độ hoạt động có thể duy trì

ở 61°C (cao hơn nhiệt độ tạo thành hydrate 14°C) trong điều kiện này.

2.2.4. Làm lạnh khí và tách tinh trong chế độ hoạt động MF.

Khoảng một nửa lượng khí đã được tách nước được chuyển đến thiết bị trao đổi

nhiệt khí lạnh/ khí ((E-14,Cold Gas/Gas Exchanger ) để làm lạnh từ 26°C xuống -17oC

bằng dòng khí lạnh -18°C đi từ đáy tháp tách tinh (C-05, Rectifiel), nhiệt độ đầu ra là -

17°C này là một thông số quan trọng trong quá trình xử lý khí, nếu nó lớn hơn giá trị -

17°C thì không thu hồi được chất lỏng, và nếu thấp hơn giá trị -17°C thì hydrate có thể

được hình thành tại dòng ra, vì vậy nhiệt độ này phải được điều chỉnh bằng dòng lạnh của

thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/khí (E-14, Cold Gas/Gas Exchanger) thông qua thiết bị



điều chỉnh nhiệt độ (TIC-1006, Temperature controller), thiết bị điều chỉnh nhiệt độ

(TICA-1009, Temperature controller) lắp đặt trên đầu ra của đường ống dẫn dòng lạnh để

tránh hiện tượng nhiệt độ thấp hơn giá trị cho phép (-10°C) bằng cách giới hạn dòng

bypass bởi thiết bị điều chỉnh TY-1006, Low Slector.

Áp suất của dòng khí nguyên liệu được giảm từ 109BarA xuống 47.5BarA thông

qua van điều áp (FV-1001,control valve), tại van này khí được giãn nở đoạn nhiệt, nhiệt

độ của khí giảm xuống đến -35°C.

Một nửa lượng khí còn lại được làm lạnh xuống 19°C trong thiết bị trao đổi nhiệt

khí/ lỏng lạnh (E-20, Gas/Cold Liquid Exchanger) bằng dòng Condensate lạnh -26.8°C đi

từ đáy tháp tách tinh (C-05, Rectifier), và áp suất của nó cũng được giảm từ 109BarA

xuống 47.5BarA thông qua van FV-0501C. Sau đó hai dòng này được hòa trộn với nhau

và được đưa vào đĩa thứ nhất của tháp tách tinh (C-05, Rectifier). Trong tháp tách tinh

(C-05, Rectifier) một lượng khí chứa chủ yếu methane, ethane được tách ra khỏi

Codensate ở nhiệt độ hoạt động là -18.5°C và áp suất là 47.5BarA, nhiệt độ và áp suất

làm việc được điều chỉnh bằng van (PIC-1114) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí

thương phẩm. Phần trên của tháp tách tinh (C-05, Rectifier) có tác dụng như một bình

tách lỏng-khí.

Dòng khí từ tháp tách tinh (C-05, Rectifier) có nhiệt độ -18.5°C được dùng làm

lạnh dòng khí nguyên liệu đi vào trong thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/khí (E-14, Cold

Gas/Gas Exchanger). Trong chế độ hoạt động MF, hệ thống tuabin giản/nén (CC-

01,turbo-Exchangerr/Compressor) không hoạt động, vì vậy nó được bỏ qua và khí được

chuyển đến đường ống dẫn khí thương phẩm sau khi được do dòng bằng thiết bị đo (FI-

1105A/B). Van điều áp (PV-1114A, Control valve) được lắp đặt trên đường ống điều

chỉnh áp suất đầu ra của nhà máy là khoảng 47BarA.

Chất lỏng từ đáy tháp tách tinh (C-05, Rectifier) thông qua thiết bị điều chỉnh

dòng FIC-1201 cùng với thiết bị điều chỉnh mức LIC-1201A được đưa vào thiết bị trao

dổi nhiệt khí/lỏng (E-20,, Gas/Cold Liquid Exchanger), có nhiệt độ khoảng -26.8°C

được dùng để làm lạnh dòng khí đầu vào và áp suất của khí đầu vào cũng được giảm

xuống 47.5BarA qua van FV-0501C sau đó dòng này được chuyển đến đĩa trên cùng của

tháp tách ethane (C-01, Deethanizer).



2.2.5 Tháp tách ethane trong chế dộ hoạt động MF.

Trong chế độ hoạt động MF, tháp tách ethane (C-01, Deethanizer) có ba dòng đầu

vào, dòng thứ nhất là dòng khí từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 2 hoặc thứ 3,

dòng thứ hai là dòng lỏng cũng từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 20 (nếu trong chế

độ hoạt động AMF thì đưa vào đĩa thứ 14), dòng thứ 3 là dòng lỏng từ đáy tháp tách tinh

(C-05, Rectifier) sau khi đi qua thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng (E-20, Gas/Cold Liquid

Exchanger) được đưa vào đĩa trên cùng tháp tách ethane (C-01, Deethanizer) dòng này

bao gồm 75% mol là lỏng và đóng vai trò dòng hồi lưu ngòai cho quá trình chưng cất.

Trong tháp tách ethane, các hydrocacbon nhẹ như methane, ethane được tách ra

khỏi dòng lỏng và đi lên đỉnh tháp. Nhiệt độ đáy tháp C-01 được giữ ở 1200C thông qua

các reboiler E-01A/B. Hydrocacbon nhẹ tách ra được nén từ 29BarA lên 47BarA bằng

máy nén (K-01, Deethanizer OVHD Compressor) và được trộn với khí thương phẩm. K-

01, Deethanizer OVHD Compressor là máy nén kiểu pittong đơn cấp được dẫn động

động cơ khí 766KW, có thiết bị tách lỏng đầu vào (V-12) là bình tách thẳng đứng có

đường kính 1.200 mm và cao 3.000mm được lắp đặt trước máy nén để loại bỏ tất cả các

giọt chất lỏng còn lại trong dòng khí. Chất lỏng ở đáy của bình tách đầu vào được hệ

thống xả kín thông qua thiết bị điều chỉnh mức LICA-1401 Chất lỏng từ đáy tháp tách

ethane được chuyến đến tháp ổn định (C-02, Stabilier) để thu hồi Bupro (sản phẩm đỉnh)

và Condensate ( sản phẩm đáy). Áp suất hoạt động của tháp tách ethane được điều chỉnh

ở 29BarA 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.

2.2.6 Điều chỉnh áp suất dòng khí trong chế độ họat động MF.

Trong chế độ hoạt động MF, chế độ điều chỉnh tự động lưu lượng và áp suất của

dòng khí vào nhà máy được cài đặt. Các bộ điều chỉnh áp suất và điều chỉnh dòng PICA-

0502A và FIC-0501 được lắp đặt trên đường ống dẫn khí sau tháp hấp phụ V-06A/B, và

tín hiệu điều chỉnh từ hai thiết bị này được lựa chọn bằng thiết bị PY-0502 và sau đó

được chuyển đến van điều khiển FV-0501C.



Nếu dòng khí cung cấp từ ngòai khơi không đủ , áp suất đầu vào giảm xuống dưới

109BarA, thì PICA-0502A đóng FV-0501C để duy trì áp suất đầu vào ở 109BarA.. Nếu

áp suất vượt quá 109BarA, PICA-0502B sẽ mở PV-0502 để giải phóng khí dư ra đuốc

đốt, và như vậy các thiết bị được bảo vệ khỏi sự quá áp.

Trong trường hợp này áp suất đầu vào không thể điều chỉnh chính xác do thể tích

của hệ thống đường ống dưới đáy biển quá lớn và giá trị của thiết bị điều chỉnh có thể bị

sai lệch. Lưu lượng dòng khí qua thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/khí (E-14) được điều

chỉnh ở 45% tổng dòng khí qua nhà máy.

Trong trường việc tiêu thụ khí của các hộ tiêu thụ lớn hơn lượng khí cung cấp, áp

suất tại đầu ra nhà máy được điều chỉnh ở 47BarA bằng van điều áp PV-1114A, được lắp

đặt tại đầu ra của nhà máy. Nếu sự tiêu thụ thấp hơn sự cung cấp, lượng khí dư sẽ được

đem đốt thông qua van PV-1114B vì vậy trong cả hai trường hợp áp suất đầu ra của nhà

máy đều được duy trì.

III. CHẾ ĐỘ GPP – GAS PROCESSING PLANT:

3.1. Quá trình tách nước:

Ở chế độ GPP, khí gas từ Slug Catcher (SC-01/02) trước tiên được đưa vào thiết bị

tách Dehydration Inlet Filter/Separator (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 nước có trong khí. Sau

đó, qua hệ thống lưới lọc Dehydration After Filter (F-01A/B) để loại bỏ các bụi bẩn, tạp

chất cơ học bị cuốn theo rồi đưa vào hệ thống xử lý khí .




E-10

Khí ñoàng haønh

V-06A/B

E-15

E-18

E-13

E-19

E-09

E-12

F-01 CC-01

E-02 E-11

E-01 E-03E-04

E-14

V-07 K-04

SC-01

K-01

K-02K-03

FV-1001C-05

C-04C-01

C-02 C-03

ME-13

E-08

E-07

Nước

V-14 V-13

FV-1802

V-12

FV-1701

FV-1201

FV-1301

V-15

V-02

E-17

P-01

V-05

P-03

SP codensate

SP Butan

SP Propan

Khí thương phẩm

ME-24

ME-26

ME-25

V-08

TK-21

V-21B

V-21A


Hình 3.3. Sơ đồ công nghệ chế độ GPP – Gas Processing Plant



3.2. Các thiết bị chính:

Đây là chế độ hoàn thiện của nhà máy chế biến khí. Chế độ này bao gồm các thiết

bị của chế độ MF và được bổ sung một số thiết bị sau : Một tháp tách C3/C4: C-03; Một

tháp Stripper: C-04; Hai máy nén K-02, K-03; Thiết bị Turbo-Expander: CC-01; Các

thiết bị trao đổi nhiệt: E-17, E-11, . . .

Sơ đồ công nghệ chế độ GPP được nêu ra ở hình vẽ đính kèm. Trong đó đường

đậm biểu diễn dòng lưu chất (lỏng, khí) trong chế độ GPP. Sơ đồ công nghệ chế độ GPP

có thể được mô tả như sau:

Khí ngoài giàn vào nhà máy được tiếp nhận đầu tiên tại Slug Catcher (SC-01/02),

dòng lỏng ra có nhiệt độ 25,6°C và áp suất 109 bar được đưa tới V-03. Dòng khí ra từ

Slug Catcher qua V-08 để tách nốt phần lỏng còn lại, lượng lỏng được tách ra này được

đưa đến bình tách V-03 để xử lý, còn dòng khí ra từ V-08 đi vào V-06A/B để tách tinh

nước. Trong chế độ này, thiết bị Turbo-Expander được đưa vào hoạt động thay thế E-20

trong chế độ MF, nên khoảng 2/3 lượng khí ra khỏi V-06A/B được chuyển tới phần giãn

nở của thiết bị CC-01, tại đó khí được giãn từ 109 bar xuống 33,5 bar và nhiệt độ cũng

giảm xuống -18°C, sau đó dòng này được đưa vào tháp tinh lọc C-05.

Phần còn lại khoảng 1/3 dòng từ V-06A/B được đưa tới thiết bị trao đổi nhiệt E-14

để làm lạnh dòng khí từ 26°C xuống - 35°C nhờ dòng khí lạnh ra từ đỉnh tháp C-05 có

nhiệt độ - 42,5°C. Sau đó, dòng này lại qua van giảm áp FV-1001 (áp suất được giảm từ

109 bar xuống 47,5 bar, nhiệt độ cũng giảm xuống còn -62°C) rồi được đưa vào tháp C-

05 như một dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh tháp. Trong chế độ GPP, tháp C-05 làm việc ở áp

suất 33,5 bar, nhiệt độ đỉnh - 42°C và nhiệt độ đáy -20°C. Khí ra khỏi đỉnh tháp C-05 có

nhiệt độ -42,5°C được sử dụng làm lạnh khí đầu vào thông qua thiết bị trao đổi nhiệt E-

14 trước khi nén ra dòng khí thương phẩm bằng phần nén của CC-01.

Quá trình thu hồi lỏng trong chế độ này có khác biệt so với chế độ AMF và chế độ

MF do sự có mặt của tháp C-04 và các máy nén K-02, K-03. Dòng khí ra từ đỉnh tháp C-

01 được máy nén K-01 nén từ 29 bar lên 47 bar rồi tiếp tục được làm lạnh trong thiết bị

trao đổi nhiệt E-08 (tác nhân lạnh là dòng lỏng ra từ V-03 có nhiệt độ là 20°C) và vào



tháp C-04 để tách nước và hydrocacbon nhẹ lẫn trong lỏng đến từ V-03. Tháp C-04 làm

việc ở áp suất 47,5bar, nhiệt độ đỉnh và đáy lần lượt là 44°C và 40°C. Khí sau khi ra

khỏi thiết bị C-04 được nén tiếp tới áp suất 75 bar nhờ máy nén K-02 rồi được làm lạnh

tại thiết bị trao đổi nhiệt bằng không khí E-19. Dòng này được trộn lẫn với dòng khí ra từ

V-03, và được nén tiếp tới 109 bar bằng máy nén K-03, sau đó lại được làm lạnh và nhập

vào dòng khí nguyên liệu trước khi vào V-08. Dòng lỏng ra từ tháp C-04 được đưa đến

đĩa thứ 14 của tháp C-01 dòng lỏng ra từ tháp C-05 được đưa đến đĩa thứ nhất của tháp

C-01 đóng vai trò như dòng hồi lưu ngoài ở đỉnh tháp.

Trong chế độ này, tháp C-01 làm việc ở áp suất 29 bar, nhiệt độ đỉnh 14°C và

nhiệt độ đáy 109°C. Sản phẩm đáy của tháp C-01 chủ yếu là C+3 được đưa đến tháp C-02

(áp suất làm việc của C-02 là 11 bar, nhiệt độ đỉnh 55°C và nhiệt độ đáy 134oC) để tách

riêng condensate và Bupro.

Dòng ra từ đỉnh tháp C-02 là hỗn hợp Bupro được tiến hành ngưng tụ hoàn toàn ở

nhiệt độ 43°C qua hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-02, sau đó được đưa tới bình

hồi lưu V-02 có dạng nằm ngang. Một phần Bupro được bơm trở lại tháp C-02 để hồi lưu

bằng bơm P-01A/B, áp suất của bơm có thể bù đắp được sự chênh áp suất làm việc của

tháp C-02 (11bar) và tháp C-03 (16 bar). Phần Bupro còn lại được gia nhiệt đến 60°C

trong thiết bị gia nhiệt E-17 trước khi cấp cho tháp C-03 bằng chất lỏng nóng từ đáy tháp

C-03. Sản phẩm đáy của tháp C-03 chính là Condensate thương phẩm được đưa ra bồn

chứa hoặc dẫn ra đường ống vận chuyển Condensate về kho cảng Thị Vải.

Sản phẩm ra từ đỉnh tháp C-03 là hơi Propan được ngưng tụ hoàn toàn ở nhiệt độ

46oC trong thiết bị E-11 được lắp tại đỉnh C-03 có dạng làm mát bằng không khí và được

đưa tới thiết bị chứa hồi lưu V-05 có dạng nằm ngang. Sản phẩm Propane lỏng này được

bơm ra khỏi V-05 bơm bằng các máy bơm, một phần Propane thương phẩm được tách ra

bằng thiết bị điều khiển mức và chúng được đưa tới đường ống dẫn Propane hoặc bể chứa

Propane V-21A. Phần còn lại được đưa trở lại tháp C-03 như một dòng hồi lưu ngoài ở

đỉnh tháp.

Tại đáy tháp C-03, thiết bị trao đổi nhiệt E-10 được lắp đặt để cấp nhiệt đun sôi

lại bằng dầu nóng tới nhiệt độ 97°C. Nhiệt độ của nó được điều khiển bởi van TV-2123

đặt trên ống dẫn dầu nóng. Butan còn lại đưa ra bồn chứa hoặc đưa đến kho cảng Thị Vải



sau khi được giảm nhiệt độ đến 60°C bằng thiết bị trao đổi nhiệt E-17 và đến 45oC nhờ

thiết bị trao đổi nhiệt E-12.

3.3 Loại nước và sự tái sinh (Dehydration and regeneration)

Trong chế độ hoạt động này, dòng khí từ Slug Catcher được chuyển đến bình tách

bình tách V-08, và sau đó được đưa vào một trong hai tháp hấp phụ song song (V-06A/B)

để loại bỏ nước chứa trong khí. Sau đó cho qua hệ thống lưới lọc F-01A/B để loại bỏ các

bụi bẩn, tạp chất cơ học bị cuốn theo và đưa vào hệ thống xử lý khí tương tự như trong

chế độ MF.

3.4 Quá trình xử lý Condensate trong chế độ hoạt động GPP.

Quá trình xử lý dòng Condensate trong chế độ hoạt động GPP khác so với chế độ

hoạt động MF và AMF bởi vì trong chế độ hoạt động GPP có thêm hai thiết bị là Stripper

và máy nén khí K-02/03. Dòng lỏng và khí từ bình tách 3 pha được chuyển lần lượt đến

hai thiết bị này. Áp suất của bình tách V-03 được điều chỉnh ở 75BarA bằng van PV-

2002 lắp đặt trên đường hồi lưu của máy nén hồi lưu cấp 2 K-03.

Condensate từ bình tách V-03 thông qua thiết bị điều chỉnh dòng FV-1802 được

liên kết với thiết bị điều chỉnh mức LIC-0302 (cascaded control) đi vào đĩa trên cùng của

tháp C-04 (Gas stripper) sau khi được gia nhiệt từ 20oC lên 41°C trong thiết bị gia nhiệt

khí/Condensate (E-08A/B, Gas/ Condensate Exchanger) bởi dòng khí nóng 54°C từ máy

nén khí K-01, Deethanizer OVHD Compressor. Dòng khí từ thiết bị trao đổi nhiệt được

chuyển đến đáy tháp C-04, Gas stripper. Mục đích chính của thiết bị trao đổi nhiệt là thu

hồi nhiệt, chống lại sự tạo thành hydrate ở đầu ra của van FV-1802 (nơi mà áp suất hoạt

động giảm từ 75BarA xuống 47.4BarA).

Mục đích của tháp làm sạch khí là loại nước khỏi condensate bằng dòng khí nóng

(khí khô). Tháp làm sạch gồm 6 đĩa van, Condensate tiếp xúc trực tiếp với dòng khí nóng

đi lên trong tháp, vì vậy nước trong Condensate sẽ được cuốn theo dòng khí. Tháp C-04

hoạt động ở áp suất hoạt động là 47.5BarA được điều chỉnh bởi thiết bị điều chỉnh

PICA-1801, PICA-1801 được lắp đặt để xả khí ra đuốc đốt tránh hiện tượng quá áp.

Dòng lỏng từ đáy của tháp C-04 thông qua van điều chỉnh dòng FV-1701 (kết hợp

với thiết bị điều chỉnh mức LICA-1821, cascaded control) đưa vào đĩa thứ 14 hoặc 20



của tháp tách ethane sau khi được gia nhiệt từ 40°C lên 86°C trong thiết bị trao đổi nhiệt

E-04, Condensate Cross Exchanger bởi dòng nóng 154oC đi ra từ đáy tháp ổn định C-02,

Stabilizer. Mục đích của thiết bị trao đổi nhiệt là tận dụng và thu hồi nhiệt.

3.5 Quá trình tách tinh và làm lạnh sâu trong chế độ GPP.

Một phần ba lượng khí đã được làm khô được chuyển đến thiết bị trao đổi nhiệt E-

14, Cold Gas/ Gas Exchanger để làm lạnh sâu từ 26°C xuống -35°C bằng dòng khí lạnh

từ đỉnh tháp tách tinh C-05, Rectifier có nhiệt độ -42.5°C. Nhiệt độ của dòng khí ra khỏi

thiết bị trao đổi nhiệt này là -36°C , đây là một thông số quan trọng trong quá trình xử lý

khí, nếu nhiệt độ này thấp hơn giá trị đó, thì một lượng hydrocacbon lỏng có thể không

được thu hồi, và nếu nhiệt độ này cao hơn giá tri đặc biệt đó, thì hydrate có thể hình

thành trong đường ống, vì vậy nhiệt độ này được điều chỉnh bởi dòng lạnh qua E-14

thông qua bộ điều chỉnh nhiệt độ TICA-1009. Bộ điều chỉnh nhiệt độ TICA-1009 được

lắp đặt trên đường ống đầu ra của dòng lạnh nhằm tránh hiện tượng nhiệt độ thấp hơn giá

trị nhiệt độ thiết kế đường ống (-100C) bằng cách giới hạn dòng khí lạnh chảy vòng

(bypass) qua E-14. Áp suất của dòng khí đầu vào sau đó được giảm từ 109BarA xuống

33.5BarA thông qua van FV-1001 nhờ quá trình giãn nở đoạn nhiệt và nhiệt độ của nó

giảm xuống -62°C. Dòng lạnh này gồm 56% (tỷ lệ mole phần) là lỏng , được đưa vào

đĩa trên cùng của tháp tách tinh C-05 như là dòng hồi lưu ngòai cho tháp.

Hai phần ba lượng khí còn lại được đưa vào hệ thống giãn nở khí CC-01, Turbo

Expander, tại hệ thống này khí được giãn từ 109BarA xuống 33.5BarA và nhiệt độ hạ

xuống -180C. Van FV-0501B được lắp đặt trên đường bypass qua CC-01 nhằm trách

quá áp cho hệ thống. Nếu bộ phận giãn nở của CC-01 ngừng làm việc (SDV-1101 ở đầu

vào phần giãn nở đóng lại trong vòng 0.5 giây), van bypass FV-0501B sẽ tự động mở, do

vậy có thể tránh được hiện tượng dội áp đột ngột. Dòng lạnh này sau đó được đưa vào

đáy tháp tách tinh C-05.

Trong tháp tách tinh C-05, khí chứa chủ yếu methane, ethane được tách ra khỏi

dòng lỏng chứa các cấu tử nặng hơn như propane, butane và các cấu tử nặng khác dưới

áp suất hoạt động 33.5BarA, nhiệt độ đỉnh tháp là -430C và nhiệt độ đáy tháp là -200C.

Phần trên của tháp tách tinh như là bình tách khí/lỏng. Cần nhấn mạnh thêm rằng trong

các chế độ họat động AMF và MF, tháp tách tinh có tác dụng như là một bình tách,



nhưng trong chế độ họat động GPP nó có tác dụng như là một tháp chưng cất phân đoạn

có dòng hồi lưu ngòai và không có thiết bị gia nhiệt bên ngoài (reboiler). Tháp C-05 có

12 van dạng đĩa.

Áp suất hoạt động của tháp tách tinh trong chế độ hoạt đông GPP là 33.5BarA

thấp hơn so với trong chế độ hoạt động MF và AMF (47.5BarA). Áp suất này không

được duy trì bởi các thiết bị điều chỉnh áp suất mà phụ thuộc vào hiệu suất làm việc của

Turbo-Expander/Compressor.

Dòng khí từ đỉnh tháp tách tinh có nhiệt độ -430C được dùng để làm lạnh sâu

dòng khí nguyên liệu đi vào thiết bị trao đổi nhiệt E-14, và sau đó được nén bởi phần nén

của CC-01. Một van anti-surge FV-1111 được lắp đặt ở phần nén của CC-01. Trước khi

khởi động máy nén, dòng khí thương phẩm đi theo đường ống bypass (qua van FV-

1111), sau đó tự động thay đổi tới máy nén khi máy nén khởi động, nhờ van một chiều

lắp đặt trên đường ống (check valve). Khi máy nén ngừng hoạt động, dòng khí trở lại di

chuyển theo đường ống bypass. Khi dòng khí vào mày nén không đủ, van anti-surge FV-

1111 sẽ mở ra để giữ cho máy nén làm việc ở ngoài vùng surge.

Dòng khí sau đó được chuyển đến đường ống dẫn khí thương phẩm qua bộ đo

dòng ME-13. ME-13 bao gồm 02 bộ đo dòng FI-1150A/B, một làm việc, một để dự

phòng. Van điều áp PV-1114A được lắp đặt trên đường ống để điều chỉnh áp suất tại đầu

ra của nhà máy là 47 BarA.

Dòng lỏng từ đáy tháp tách tinh thông qua thiết bị điều chỉnh dòng FIC-

1201 cascaded với thiết bị điều chỉnh mức chất lỏng trong tháp tách tinh LIC-1201A

được đưa vào đĩa trên cùng của tháp C-01 như là dòng hôi lưu ngoài.

3.5.1 Tháp tách C-01 trong chế độ họat động GPP.

Trong chế độ hoạt động GPP, tháp tách ethane C-01(Deethanizer) có hai dòng đầu

vào, một dòng lỏng từ tháp C-04, sau khi đã được gia nhiệt từ 40oC đến 86oC trong thiết

bị trao đổi nhiệt (E-08, Condensate Cross Exchanger) được đưa vào đĩa thứ 20 của tháp

C-01. Dòng còn lại là dòng lỏng từ đáy tháp tách tinh có nhiệt độ -23°C được đưa vào đĩa

trên cùng của tháp, dòng này gồm 95% (theo tỷ lệ mole phần) là chất lỏng làm dòng hồi

lưu ngòai cho quá trình chưng cất.



Trong tháp tách C-01, các hydrocacbon nhẹ như methane, ethane được tách ra

khỏi pha lỏng nhờ thiết bị gia nhiệt cho đáy tháp E-01A/B. Nhiệt độ đáy tháp được duy

trì ở 109°C. Hydrocacbon ở dạng khí đi ra từ đỉnh tháp được nén bằng 1 trong 2 máy nén

K-01 A/B, Deethanizer OVHD Compressor từ 29BarA lên 47BarA. K-01 A/B,

Deethanizer OVHD Compressor là máy nén kiểu pittong đơn cấp được dẫn động bởi

động cơ khí 766kW trong đó 1 máy làm việc và 1 máy dự phòng. Bình tách đầu vào V-

12 là dạng bình thẳng đứng có đường kính 1.200mm, cao 3.000mm được lắp đặt trước

máy nén để loại bỏ tất cả các giọt còn lại trong dòng khí. Chất lỏng ở đáy của thiết bị tách

lọc được xả vào hệ thống xả kín thông qua thiết bị điều chỉnh mức LICA-1401.

Dòng khí sau đó được làm mát trong thiết bị trao đổi nhiệt E-08, Gas/Condensate

Exchanger nhờ vào dòng lạnh có nhiệt độ là 200C đi ra từ bình tách ba pha V-03, Slug

Catcher Liquid Flash Drum. Dòng khí này được tiếp tục nén tới 75BarA bằng máy nén

K-02, Expanded Deethanizer OVHD Compressor và được làm mát tại quạt làm mát bằng

không khí E-19, sau đó đi vào đầu hút của máy nén K-03.

Dòng khí từ bình tách ba pha V-03 được trộn lẫn với dòng khí đi ra từ E-09 và đi

vào đầu hút của máy nén K-03, 2nd Stage OVHD Compressor, sau đó được đưa đưa trở

lại nhập vào đường khí nguyên liêu đầu vào để chuyển đến tháp loại nước để loại nước và

đưa vào chế biến trở lại nhằm tăng hiệu quả thu hồi lỏng cho nhà máy.

Các máy nén K-02 và K-03 là loại máy nén kiểu pittong hai cấp được dẫn động

bởi động cơ khí 1200kw. Các bình tách đầu vào V-13 và V-14 là dạng bình thẳng đứng

có đường kính lần lượt là 1.100mm và 1.000mm và có chiều cao là 3.000mm được lắp

đặt ở đầu vào của mỗi máy nén để loại bỏ các hạt chất lỏng có trong dòng khí đi vào máy

nén.

Dòng lỏng ở đáy các thiết bị tách lỏng thông qua bộ điều chỉnh mức chỉnh mức

LICA-1901 và 2001 được đưa vào đĩa trên cùng của tháp tách C-01 và tháp C-04.

Áp suất đầu hút K-01 bằng áp suất hoạt động của tháp tách ethane, được điều

chỉnh ở 29BarA bởi bộ điều chỉnh áp suất PICA-1303A, trong trường hợp K-01 ngừng

hoạt động, dòng khí từ tháp tách ethane sẽ tự động xả ra đuốc đốt thông qua van PV-

1303B nhằm duy trì áp suất hoạt động của tháp.



Áp suất đầu hút của K-02 được điều chỉnh ở 47BarA bởi bộ điều áp PICA-1801A

và giữ ổn định ở 47 BarA.

Áp suất đầu hút K-03, được điều chỉnh ở 75BarA bởi bộ điều áp PIC-2002A. Máy

nén K-02/03 có cùng tốc độ quay do sử dụng chung động cơ.

Lỏng từ đáy tháp tách ethane thông qua van FV-1301 (hoạt động ở chế độ auto-

cascaded nhờ vào bộ điều chỉnh mức LIC-1302 đi vào tháp ổn định C-02,

Stabilizer.

3.5.2 Điều chỉnh nhiệt độ và tỷ lệ dòng trong chế độ GPP.

Trong chế độ hoạt động GPP, lưu lượng dòng và áp suất đầu vào của nhà máy

được điều chỉnh tư động. Thiết bị điều chỉnh áp suất và dòng PICA-0502A & FIC-0501

được lắp đặt trên đường ống dẫn khí sau hệ thống tháp hấp phụ V-06A/B và tín hiệu điều

khiển từ hai thiết bị điều chỉnh này nhờ vào bộ lựa chọn low selector PY-0502 và sau đó

chuyển đến điều chỉnh độ đóng mở van đầu vào phần giãn nở của CC-01 (điều chỉnh tốc

độ quay của CC-01). Trong trường hợp CC-01 dừng van FV-0501B sẽ tự động mở để

tránh quá áp cho hệ thống.

Khi lượng khí cung cấp từ ngòai khơi không đủ, áp suất khí đầu vào nhà máy giảm

xuống dưới 109Bar, PICA-0502A giảm tốc độ của CC-01 để giữ cho áp suất khí đầu vào

của nhà máy ở 109BarA. Khi lượng khí cung cấp từ ngoài khơi tăng và máy nén không

thể giảm áp suất mặc dù đã chạy với tốc độ max, PICA-0502A có thể mở van Expander

bypass FV-0501B. Nếu dòng khí với lưu lượng lớn hơn công suất nhà máy, FIC-0501 giữ

cho tốc độ dòng khí ở giá trị bằng công suất của nhà máy. Nếu áp suất vượt quá

109BarA, PICA-0502B sẽ kích hoạt mở van PV-0502 để giải phóng lượng khí dư đưa ra

đuốc đốt, do vậy thiết bị được bảo vệ khỏi tình trạng quá áp.

Tỷ lệ dòng khí nguyên liệu đầu vào qua thiết bị trao đổi nhiệt khí lạnh/khí (E-

14,Cold Gas/Gas Exchanger) được điều chỉnh 34% tổng lượng khí qua FIC-0501 bởi

FFIC-1001 và FV-1001.

Trong trường hợp nhu cầu tiêu thụ của các hộ tiêu thụ lớn hơn lượng khí cung cấp,

áp suất đầu ra nhà máy được điều chỉnh ở 47BarA bởi van điều áp PV-1114A, Pressure



Control valve được lắp đặt ở đầu ra của nhà máy, trước đường ống dẫn khí. Khi nhu cầu

tiêu thụ của các hộ tiêu thụ thấp hơn lượng khí cung cấp, một lượng khí dư sẽ được đốt

thông qua van PV-1114B , do vậy trong ca hai trường hợp trên áp suất đầu ra của nhà

máy được điều chỉnh.

Trong chế độ GPP sửa đổi, do trạm nén đầu vào luôn duy trì áp suất dòng khí vào

xử lý là 109 barG nên bộ điều khiển tự động PY-0502 không cần điều chỉnh theo áp suất.

Do đó bộ điều khiển PIC-0502A được đặt manual với output 100% và lúc này PY-

0502 sẽ chỉ nhận giá trị điều khiển từ FIC-0501 qua HS-0501 đóng mở Inlet guide valve

của CC-01 để điều khiển lưu lượng qua CC-01. Phần lưu lượng khí còn lại sẽ được điều

chỉnh qua E-14 bằng cách đóng mở van FV-1001 nhằm đảm bảo tính chủ động và ổn

định cho hệ thống.




Propan

Khí đồng hành

Butan

Hình 3.4. Sơ đồ công nghệ chế độ GPP chuyển đổi – Modified Gas Processing Plant

SDV-101

SC-01/02

E-07 V-03

V-08

K-1011A/B/C/D

E-1015A/B/C/D

V-101

V-06A/B

E-14

C-05

CC-01

C-01

E-01A/B

V-15

ME

E-04

E-09

Khí thương phẩm

SP Condensate

V-12

K-01K-03

C-02

P-01A/B

E-17

E-02

V-02

E-03

C-03

E-10

E-11

V-05

P-03A/B

E-12

Ký hiệu

C: Tháp tách phân đoạn

V: Thiết bị tách

SC: Slug catcher

E: Thiết bị trao đổi nhiệt

CC: Turbo Expader

K: Máy nén

P: Bơm

ME: Thiết bị đo đếm

K-02

V-21A

V-21B

TK-21


IV. CHẾ ĐỘ MGPP – GAS PROCESSING PLANT MODIFIED:

Để giải quyết những phát sinh của việc tăng công suất Nhà máy khi phải tiếp nhận

thêm lượng khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông sao cho đem lại hiệu quả kinh tế cao nhất:

Việc tăng lưu lượng khí đồng hành dẫn vào bờ gây nên sự sụt giảm áp suất đáng kể trên

đường ống làm cho áp suất tại đầu vào Nhà máy xử lý khí không thể đảm bảo giá trị áp

suất thiết kế là 109 bar. Phương án lắp đặt trạm nén khí đầu vào Nhà máy xử lý khí Dinh

Cố để nén tăng áp suất khí nguyên liệu vào Nhà máy lên 109 bar theo đúng thiết kế ban

đầu sẽ đảm bảo việc tăng sản lượng sản phẩm của nhà máy khi tăng lưu lượng nguyên

liệu vào nhà máy cũng như đủ áp suất của dòng khí cung cấp cho Nhà máy điện Phú Mỹ

1. Trạm nén khí đầu vào được lắp đặt gồm 4 máy nén khí : 3 máy hoạt động và 1 máy dự

phòng. Ngoài ra, một số thiết bị của nhà máy xử lý khí Dinh Cố cũng được cải hoán để

kết nối mở rộng với trạm nén khí.

Các thiết bị trong chế độ này gồm toàn bộ các thiết bị của chế độ GPP và thêm

trạm nén khí đầu vào K-1011A/B/C/D và bình tách V-101. Khí đồng hành từ mỏ Bạch

Hổ với lưu lượng khoảng 5,7-6,1 triệu m3 khí/ngày vào hệ thống Slug Catcher trong điều

kiện áp suất 65 bar- 80 bar nhiệt độ 20°C đến 30°C (tuỳ theo nhiệt độ môi trường). Dòng

khí ra từ SC được chia thành hai dòng:

- Dòng thứ nhất có lưu lượng khoảng 1 triệu m3/ngày được đưa qua van giảm áp

PV-106 giảm áp suất từ 65 bar-80 bar xuống 54 bar và đi vào thiết bị tách lỏng V-101.

Lỏng được tách ra tại đáy bình V-101 được đưa vào thiết bị V-03 để chế biến sâu. Khí đi

ra từ bình tách V-101 được đưa vào hệ thống đường ống dẫn khí thương phẩm 16 inch

cung cấp cho các nhà máy điện.

- Dòng thứ hai có lưu lượng khoảng 5 triệu m3 khí/ngày được đưa vào trạm nén

khí đầu vào K-1011 A/B/C/D (3 máy hoạt động 1 máy dự phòng) để nén nâng áp suất từ

65 bar- 80 bar lên 109 bar sau đó qua hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-1011 để

làm nguội dòng khí ra khỏi máy nén đến nhiệt độ khoảng 40-45°C. Dòng khí này đi vào

thiết bị tách lọc V-08 để tách lượng lỏng còn lại trong khí và lọc bụi bẩn. Sau đó được

đưa vào thiết bị hấp thụ V-06A/B để tách triệt để nước để tránh hiện tượng tạo thành

hydrate quá trình làm lạnh sâu.



Dòng khí ra khỏi thiết bị V-06A/B được tách thành hai dòng: Khoảng một phần ba

dòng khí ban đầu qua thiết bị trao đổi nhiệt E-14 để hạ nhiệt độ từ 26,5°C xuống -35°C

với tác nhân lạnh là dòng khí khô đến từ đỉnh tháp C-05 có nhiệt độ là - 45°C, sau đó

được làm lạnh sâu bằng cách giảm áp qua van FV-1001. Áp suất giảm từ 109 bar xuống

37 bar (bằng áp suất làm việc của đỉnh tháp C-05) kéo theo nhiệt độ giảm xuống -62°C

rồi được đưa vào đĩa trên cùng của tháp tinh cất C-05, đóng vai trò như dòng hồi lưu

ngoài ở đỉnh tháp. Hai phần ba dòng khí còn lại được đưa vào thiết bị CC-01 để thực hiện

việc giảm áp từ 109 bar xuống 37 bar và nhiệt độ giảm xuống -12°C và được đưa vào đáy

của tháp tinh cất C-05.

Tháp tinh cất C-05 hoạt động ở áp suất 37 bar, nhiệt độ đỉnh tháp và đáy tháp

tương ứng là -45°C và -15°C, tại đây khí (chủ yếu là metan và etan) được tách ra tại đỉnh

tháp C-05. Thành phần lỏng chủ yếu là Propan và các cấu từ nặng hơn được tách ta tại

đáy tháp.Dòng khí ra từ đỉnh của tháp tinh cất có nhiệt độ -45°C được sử dụng làm tác

nhân lạnh cho thiết bị trao đổi nhiệt E-14 và sau đó được nén tới áp suất 54 bar trong

phần nén của thiết bị CC-01. Hỗn hợp khí đi ra từ thiết bị này là khí thương phẩm được

đưa vào hệ thống đường ống 16 inch đến các nhà máy điện. Dòng lỏng ra từ đáy tháp

tinh cất được đưa vào tháp C-01 như dòng hồi lưu ngoài đỉnh tháp.

Trong tháp C-01, với nhiệt độ đáy tháp là 109oC (nhờ thiết bị gia nhiệt E-01A/B),

áp suất hoạt động của tháp là 27,5 bar, các hydrocacbon nhẹ như metan, etan được tách ra

đi lên đỉnh tháp vào bình tách V-12 để tách lỏng có trong khí và được máy nén K-01 nén

từ áp suất 27,5 bar lên áp suất 47,5 bar. Dòng ra khỏi máy nén K-01 được đưa vào E-08

sau đó vào tháp C-04. Do bình tách V-03 phải giảm áp suất vận hành từ 75 bar theo thiết

kế xuống còn 45 bar (vì các lý do đã trình bày ở mục trên) nên lượng lỏng từ đáy bình

tách V-03 được đưa trực tiếp qua E-04A/B mà không đi vào thiết bị trao đổi nhiệt E-08

như thiết kế. Vì vậy E-08 và C-04 lúc này không hoạt động như các thiết bị công nghệ

mà chỉ hoạt động như các đường ống dẫn khí.

Dòng khí từ K-01 sau đó được nén đến 75 bar nhờ máy nén K-02 rồi lại tiếp tục

đưa vào thiết bị trao đổi nhiệt E-19 bằng việc sử dụng dòng tác nhân lạnh là không khí.

Dòng khí ra từ E-19 được đưa vào máy nén K-03 để nén tới áp suất 109 bar và làm lạnh

trong thiết bị trao đổi nhiệt E-13, ra khỏi E-13 dòng khí này được đưa tới thiết bị V-08



như là nguyên liệu đầu vào. Tháp tách etan C-01 là thiết bị tách dạng tháp loại đĩa van,

hoạt động như một thiết bị chưng cất.

Dòng lỏng đi ra từ đáy của tháp C-01 được đưa qua V-15 sau đó tới tháp C-02.

Tháp C-02 là thiết bị có cấu trúc dạng tháp, có áp suất hoạt động là 10 bar, nhiệt độ đáy

tháp được duy trì ở 135oC nhờ thiết bị gia nhiệt E-03, nhiệt độ đỉnh tháp 56oC, hỗn hợp

Bupro được tách ra ở đỉnh tháp , còn Condensate được tách ra ở đáy tháp. Hỗn hợp

Bupro từ đỉnh tháp C-02 tiếp tục được đưa vào thiết bị làm lạnh E-02, sau đó được đưa

vào bình tách V-02. Dòng lỏng ra từ bình tách V-02 được bơm P-01A/B bơm hồi lưu 1

phần lại đỉnh tháp và phần còn lại theo đường ống dẫn sản phẩm Bupro đến bồn chứa V-

21 A/B hoặc đến kho cảng Thị Vải.

Trong trường hợp cần tách riêng thành sản phẩm Propan và Butan theo yêu cầu

của khách hàng thì sản phẩm lỏng từ bình V-02 sẽ được bơm P-01A/B bơm qua thiết bị

trao đổi nhiệt E-17 (để tận dụng nhiệt) và vào tháp C-03. Tháp C-03 có nhiệt độ đáy là

95°C, áp suất hoạt động của tháp là 16 bar. Propan được tách ra ở đỉnh tháp, nhờ quạt E-

11 làm lạnh và được đưa vào bình tách V-05 sau đó được bơm P-03 A/B cho hồi lưu một

phần trở lại đỉnh tháp và phần còn lại theo đường ống dẫn Propane thương phẩm. Butan

được tách ra ở đáy tháp qua thiết bị làm lạnh E-12 và theo đường ống dẫn butan thương

phẩm.

Lỏng ra từ đáy tháp C-02 là Condensate được hạ nhiệt độ xuống 60°C nhờ thiết bị

trao đổi nhiệt E-04 A/B và xuống 45°C nhờ thiệt bị E-09 và sau đó được đưa tới bồn

chứa TK-21 hoặc đường ống dẫn Condensate tới kho cảng Thị Vải.

Condensate (sau khi đã tách nước tại Slug Catcher) được tách ra trong Slug

Catcher được đưa vào thiết bị V-03 hoạt động ở áp suất 47 bar và nhiệt độ 20°C để tách

các cấu tử khí nhẹ đã bị hấp thụ trong hỗn hợp lỏng này bằng cách giãn nở và giảm áp.

Từ thiết bị V-03, Condensate được dẫn tới thiết bị trao đổi nhiệt E-04 (để tận dụng nhiệt

của dòng Condensate ra từ đáy C-02) sau đó đi vào đĩa thứ 20 của tháp.



V. QUÁ TRÌNH KHỬ NƯỚC:

5.1. Quá trình khử nước:

Tháp hấp phụ V-06 A/B có chức năng hấp phụ hơi nước bão hoà tồn tại trong khí

HC ngăn ngừa quá trình tạo hydrat. Hai tháp hấp phụ có chức năng, thiết kế như nhau,

một vận hành và một tái sinh hoặc standby. Trong chế độ họat động MF và GPP ( và chế

độ AMF sau khi chế độ hoạt động GPP hoàn thành) khí từ slug Catcher đầu tiên được

chuyển đến bình tách (V-08, Dehydration Intel Filter/Separator) bình tách này được thiết

kế nhằm tách loại 99% các hydrocacbon lỏng, nước tự do, dầu bôi trơn, và các chất rắn

(solid particles) có trong dòng khí để bảo vệ cho lớp sàng phân tử chất hấp thụ, bởi vì

các tạp chất này có nguy cơ làm bẩn chất hấp thụ, làm giảm hiệu suất và tuổi thọ của chất

hấp thụ. Thiết bị báo chênh áp PDIA 0401, Diferential pressure Alarm được lắp đặt để

kiểm soát chênh áp qua V-08. Nếu chênh áp lớn hơn 0.5Bar sẽ kích hoạt tín hiệu cảnh

báo alarm.

Khí 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 trong khí HC là -75°C 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 A). Oxit nhôm được dùng

để tách thô ban đầu và vì: giá thành thấp, có khả năng hút nước cao hơn, 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 , đèn báo

chênh áp (DPA-0503A/B, Diferential pressure Alarm) được lắp đặt trên F01A/B sẽ kích

hoạt khí chênh áp lớn hơn 0.1Bar.



5.2. Quá trình tái sinh chất hấp phụ

Các chất hấp phụ sẽ bão hòa nước sau 8 giờ hoạt động trong điều kiện nước bão

hòa ở đầu vào (29°C và 109BarA) do đó cần phải được tái sinh.

5.2.1. Chuyển tháp hấp phụ

Tháp hấp phụ sau khi tái sinh để standby hoặc được đưa vào vận hành song song

với tháp đang hấp phụ. Trong thời gian ngắn hai tháp hấp phụ được vận hành song song

với mục đích: giảm thiểu sự thay đổi thành phần khí, tránh dòng khí bị gián đoạn. Sau đó

tháp hấp phụ cần tái sinh sẽ được cô lập.

5.2.2. Giảm áp

Tháp hấp phụ sau khi được cô lập sẽ giảm áp từ 109 bar xuống áp suất khí tái sinh

(35 bar ở chế độ GPP, 38 bar ở chế độ MF). Lưu lượng giảm áp được giới hạn bởi lỗ

khống chế lưu lượng (Restriction Orifice) để đạt được thời gian giảm áp trên 30 phút.

Trong quá trình giảm áp sẽ có sự giảm nhiệt độ và sự ngưng tụ của khí tự nhiên.

5.2.3. Gia nhiệt

Nước được loại bỏ từ chất hấp phụ bằng cách sử dụng dòng khí tái sinh trích từ

đầu vào phần nén của CC-01 . Dòng khí tái sinh ( 12500kg/h, 47 bar ở chế độ MF;

11500 kg/h, 34 bar ở chế độ GPP ) được hồi lưu tuần hoàn bằng một trong hai máy nén

khí tái sinh K-04 A/B, và được gia nhiệt bằng thiết bị trao đổi nhiệt E-18 đến nhiệt độ

2300C. Dòng khí tái sinh đi ngược chiều với tháp hấp phụ. Quá trình tái sinh được kiểm

soát bằng 3 chỉ báo nhiệt độ được lắp đặt trên tháp ( TI-0551A/B, 0552A/B, 0553A/B )

và nhiệt độ ra của khí tái sinh (TI-0512). Dòng khí tái sinh nóng bao gồm cả nước bị hấp

phụ được làm lạnh bằng quạt làm mát E-15 và quay về đầu hút của CC-01, còn nước bị

ngưng tụ và tách bằng V-07.

5.2.4. Làm lạnh

Chất hấp phụ được làm lạnh bằng dòng khí tai sinh nhưnh không sử dụng thiết bị

gia nhiệt E-18. Chất hấp phụ sẽ được làm lạnh đến khoảng 250C hoặc trong khoảng 5oC

so với nhiệt độ khí tự nhiên. Giống như trong quá trình Heating, nhiệt độ quá trình



cooling cũng được kiểm soát bằng các chỉ báo nhiệt độ gắn trên thân tháp và nhiệt độ đầu

ra khí tái sinh (TI-0512).

5.2.5. Nâng áp

Tháp hấp phụ được nâng áp bằng dòng khí tự nhiên sau khi được làm khô (109

bar, 37oC). Lưu lượng khí nâng áp được giới hạn bằng lỗ hạn chế (RO) để khống chế

thời gian nâng áp là 30 phút. Giống như quá trình giảm áp, sẽ có sự ngưng tụ lỏng.

Hydrocarbon lỏng sẽ tích tụ trong đường ống công nghệ.

5.2.6. Dự phòng

Tháp hấp phụ sẽ được duy trì ở áp suất khí tự nhiên là 109 bar bằng đường nâng

áp. Trong thời gian này các Hydrocarbon lỏng sẽ bay hơi do nhiệt độ môi trường. Máy

nén khí tái sinh K-04 A/B sẽ chạy 100% thời gian. Trong quá trình giảm áp và nâng áp,

khí tái sinh sẽ bypass qua tháp hấp phụ bằng đường bypass. Theo thiết kế, dòng khí

nguyên liệu qua thiết bị hấp phụ bão hòa hơi nước (0,06%); tuy nhiên thiết bị xử lý nước

bằng glycol ở offshore đã giảm hàm lượng nước đến 7 lb/MMSCFD (0,015%). Do đó

thời gian hấp phụ của tháp hấp phụ có thể kéo dài, trong trường hợp này có thể dừng K-

04.

5.3. Các chế độ vận hành của tháp.

Tháp vận hành ở chế độ Auto.

Sau khi tháp hấp phụ được lắp đặt, precomissionning and comissionning hay chạy

lại thì thực hiện các bước sau:

- Công tắc “LOCAL/REMOTE/MANUAL” trên bảng điều khiển LCP của V-

06A/B chuyển về vị trí MANUAL để đóng mở van.

- Đưa hai tháp hấp phụ vào vận hành song song bằng các mở các van KV-0551A,

KV-0552A, KV-0551B, KV-0552B.

- Tháp V-06A hấp phụ, tháp V-06B giảm áp: Bằng cách đóng van KV-0551B,

KV-0552B; mở van KV-0555B đến khi áp suất của tháp cân bằng với áp sụất của tháp C-

05.



- Gia nhiệt cho V-06B: Bằng các mở các van KV-0553B, KV-0554B; đóng van

KV-0557; mở van KV-0601; đóng van KV-0602 để thực hiện quá trình gia nhiệt, đặt

setpoint cho TIC-0608 hoặc mở Manual van TV-0608.

- Thực hiện các bước tương tự khi đưa V-06B vào hấp phụ, V-06A giảm áp.

- Chuyển công tắc “LOCAL/REMOTE/MANUAL” trên LCP của V-06 về Auto.

- Ấn nút “RESET TIME” trên LCP để thực hiện thời gian gia nhiệt cho V-06B

theo thời gian cài đặt là 4 giờ 25 phút.

- Từ đây tháp V-06A/B được vận hành ở chế độ Auto.

Tháp vận hành ở chế độ Manual.

Thực hiện các bước sau:

- Một trong hai tháp V-06 đang trong trạng thái hấp phụ, tháp tái sinh vừa kết thúc

chu kỳ gia nhiệt.

- Chuyển công tắc “LOCAL/REMOTE/MANUAL” trên LCP của V-06 về Manual

để đóng mở van.

- Thực hiện đóng mở các van theo bảng trạng thái các van (5.4) và bảng thời gian

(5.3) để vận hành tháp V-06.

Từ đây tháp V-06A/B được vận hành ở chế độ Manual.

VI. SLUGCATCHER VÀ CÁC THÁP

6.1 Slugcatcher

Khí ngoài giàn vào nhà máy sẽ được tiếp nhận đầu tiên tại Slugcatcher (SC-01/02)

ở điều kiện áp suất từ 65 bar- 109 bar (tùy theo lưu lượng) nhiệt độ 20°C đến 30°C (tuỳ

theo nhiệt độ môi trường). Hệ thống Slug Catcher là hệ thống tách dạng ống, bao gồm

hai dãy ống với dung tích mỗi dãy là 1.400m3, thể tích này là đủ để tiếp nhận slug từ

đường ống 16 inch dưới đáy biển. Khí tách ra từ Slug catcher được thu gom trong đường

ống 30 inch và đưa về xử lí tiếp ở các thiết bị hạ nguồn.



Condensate tách ra từ slug catcher được thu gom trong đường ống 36” và được

đưa về bình tách V-03 thông qua các bộ điều chỉnh mức (LIC-0111A/B, LT-0121 A&B).

Mức lỏng có thể điều chỉnh bằng cách chọn lưa mức A (mức cao) hoặc mức thấp (mức

B) thông qua bộ chọn lựa HS-0111, HS-0121. Khi mức lỏng trong SC-01A/B đạt mức

cao LAHH-0111 và LAHH-0121 van đầu vào nhà máy sẽ đóng lại, khi mức lỏng xuống

thấp đạt giá trị LALL-0111/0121 van SDV-0111 và SDV-0121 sẽ đóng lại để tránh hiện

tượng lọt khí từ Slug Catcher về V-03.

Nước được đưa ra từ Slug Catcher thông qua thiết bị điều khiển mức (ILIC-0112

& 0122) đi vào bình tách V-52 (Produced Water Flash Drum), tại đây nước được làm

giảm tới áp suất khí quyển và hydrocacbon bị hấp thụ sẽ được đưa ra ống thải. Sau đó

nước được chuyển đến burn pit ME-52, Burn pit. Trường hợp mức nước thấp, van (ILV-

0112 & 0122) đóng lại nhằm tránh tình trạng các hydrocacbon bị cuốn theo.

Ở chế độ hoạt động bình thường, cả hai hệ thống Slug Catcher SC-01/02 đều họat

động để đạt được công suất cao hơn và một thiết bị điều chỉnh HS-0101 (low selector),

được lắp đặt ở giữa mức chất lỏng của cả hai hệ thống này trong trường hợp hoạt động

song song. Trong trường hợp cần bảo dưỡng sửa chữa một hệ thống Slug Catcher duy trì

sự hoạt động bình thường của nhà máy, hệ thống còn lại được cô lập bởi các cặp van tay

trên đường khí vào và ra của SC.

Bình tách V-03 (Slug Catcher Liquid Flash Drum), là một bình tách ba pha nằm

ngang hoạt động ở 45 barG (75 barG ở chế độ GPP theo thiết kế) và 20°C để tách các

hydrocacbon nhẹ bị hấp thụ trong condensate bằng phương pháp giảm áp suất. Áp suất

được giảm xuống từ áp suất tại SC xuống còn 45 barG, nhiệt độ hạ xuống thấp hơn nhiệt

độ tạo thành hydrate (20°C), do đó có hai van điều chỉnh mức được lắp đặt trước đầu vào

bình tách V-03 (một van dự phòng). Trong trường hợp hydrate được tạo thành trong một

van, có thể bơm methanol vào hoặc thay thế bằng van dự phòng.

Nhà máy được thiết kế với điều kiện là nguyên liệu đầu vào được bão hòa nước,

nhưng thực tế nguyên liệu khai thác được ngoài khơi không phải hòan toàn như vậy. Hiện

tại giàn khai thác đã trang bị một hệ thống tách nước bằng glycol hoạt động liên tục. Vì

vậy, sự hình thành hydrate rất ít khả năng xảy ra.



Tại V-03 một thiết bị gia nhiệt dạng ống xoắn (E-07) được lắp đặt để gia nhiệt cho

condensate lên cao hơn 20°C bằng dầu nóng để tránh hiện tượng tạo thành hydrate bên

trong bình. Công suất gia 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 (fow controller)

và thiết bị điều chỉnh mức LICA – 0302 (level controller) để đưa vào chế biến tiếp. Có ba

sự lựa chọn cho việc xử lý condensate: tới Rectifier - C-05 ở chế độ AMF, tới De-

ethanizer - C-01 ở chế độ MF hoặc tới V-14 (Inlet scrubber 3) ở chế độ GPP.

Nước được tách được tại V-03 được chuyển sang thiết bị điều chỉnh mức (LICA-

0301, level controller) đưa vào bình tách V-52, Produced Water Flash Drum, như trong

truờng hợp nước từ Slug Catcher.

Áp suất hoạt động của bình tách 3 pha V-03 được điều chỉnh ở 45 barG hoặc 75

barG, bằng van điều áp PV-1209 cho chế độ hoạt động AMF, PV-1305A/B cho chế độ

họat động MF) được lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03 hoặc bằng máy nén khí điều

K-03.

Hình 3.5. Từ vị trí slugcatcher quan sát toàn bộ nhà máy



6.2 Tháp tách ethane (C-01, Deethanizer).

Áp suất họat động của hệ thống tách enthane là 29 Bar ở chế độ MF và GPP,

20Bar ở chế độ AMF. Nhiệt độ đỉnh và đáy tháp ở chế độ hoạt động GPP là 140C và

1090C, còn ở chế độ MF tương ứng là 6 và 120oC . Trong chế độ AMF không có dòng

lạnh hồi lưu, do vậy nhiệt độ của tháp (C-01, Deethanizer) cao hơn, nhiệt độ ở đỉnh tháp

và đáy tháp (C-01, Deethanizer) lần lượt là 63.70C và 194°C.

Tháp tách ethane (C-01, Deethanizer) gồm 32 van kiểu đĩa, 13 van ở phần trên

của tháp có đường kính là 2.600mm, và 19 đĩa ở phần dưới của tháp có đường kính là

3.050mm. Bộ đo chênh áp PDIA-1321, Pressure Differential Transmitter được lắp đặt để

phát hiện sự chênh áp trong tháp. Bốn bộ thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp đặt trên các đĩa

thứ 2,3,14,20 của tháp. Hai thiết bị trao đổi nhiệt reboiler E-01A/B reboiler để gia nhiệt

cho tháp, một reboiler làm việc, một ở chế độ dự phòng. Từ reboiler dòng lỏng sẽ được

chuyển đến bình chứa V-15 ,Deethanizer Bottom Buffer, sau đó được đưa về tháp ổn

định C-02 thông qua van FV-1301 được điều chỉnh bởi bộ điều chỉnh dòng FICA-1301

cascaded với bộ đo mức chất lỏng LICA-1302.

6.3. Tháp C-04, GAS STRIPPER.

Tháp tách khí được lắp sau khi nhà máy hoàn tất và đưa chế độ GPP vào hoạt

động. Tuy nhiên, tháp C-04 cũng có thể được đưa vào hoạt động trong chế độ MF và

AMP. Tháp C-04 hoạt động ở áp suất 47BarA. Van PV-1801B sẽ xả khí ra đuốc đốt

trong trường hợp áp suất tháp C-04 vượt quá giá trị cho phép. Ở điều kiện làm việc bình

thường nhiệt độ ở đỉnh và đáy tháp lần lượt là 44°C và 40°C.

Tháp C-04 gồm 06 van dạng đĩa có đường kính 2.600mm. Bộ thiết bị đo chênh áp

PDIA-1802, Pressure Differential Transmitter) được lắp đặt để phát hiện sự chênh áp

trong tháp do sự tạo bọt. Bộ thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp đặt trên đĩa thứ 6 của tháp.

Tháp C-04 không có thiết bị gia nhiệt reboiler đáy tháp và thiết bị ngưng tụ condenser.

Hydrocacbon lỏng, nước được tách ra nhờ vào dòng khí khô từ đầu xả máy nén K-01.

Lỏng dưới đáy tháp C-04 thông qua van FV-1701 ( hoạt động ở chế độ auto cascaded)

được dẫn vào đĩa thứ 14 hoặc 20 của tháp tách ethane sau khi đã được gia nhiệt từ 40°C

đến 86°C trong thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B nhờ dòng nóng có nhiệt độ 154°C đi ra từ

đáy tháp C-02. Mục đích của thiết bị trao đổi nhiệt này là để tận dụng và thu hồi nhiệt.



6.4. Tháp ổn định (C-02, STABILIZER).

Tháp chưng cất C-02 làm việc ở áp suất 11 bar nhằm 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 (Bupro) và Condensate (C5+). LPG ra khỏi đỉnh tháp (ở trạng thái điểm

sương) được làm lạnh bằng không khí bởi giàn quạt E-02 để ngưng tụ thành lỏng (trạng

thái điểm sôi) tại V-02. Sau đó một phần LPG sẽ được bơm P-01A/B hồi lưu lại tháp

nhằm tăng độ tinh cất của tháp, một phần khác được bơm tới V-21A/B/C, kho cảng Thị

Vải hay tới tháp C-03 để tách riêng Propan và Butan.

Tỷ lệ giữa phần hồi lưu (FI-1501) và phần sản phẩm đỉnh tháp (FI-1601) được gọi

là chỉ số hồi lưu (reflux ratio). Chỉ số này càng lớn thì mức độ phân tách càng cao nhưng

tổn thất năng lượng để gia nhiệt đáy tháp và làm lạnh đỉnh tháp càng lớn. Ở đây, ta không

cần thiết phải đảm bảo độ tách quá cao mà mục đích là cần tối ưu lượng LPG thu được, vì

vậy từ thực tế vận hành và tính toán mô phỏng thì chỉ số hồi lưu tối ưu nên vào khoảng

0.5 - 0.6 (không nên nhỏ hơn 0.4)

Tháp C-02 hoạt động ở áp suất 11 Bar và được điều chỉnh bằng hệ thống quạt làm

lạnh, van bypass PV-1501A và van điều áp PV-1501B. Tháp C-02 gồm 30 van kiểu đĩa

có đường kính là 2.140mm. Dòng nhập liệu đi vào đĩa thứ 10. Bình chứa V-05 ở đỉnh

tháp, và thiết bị gia nhiệt đáy tháp Reboiler E-03. Trong tháp C-02 LPG (propane và

butane) được tách ra từ dòng condensate vào. Hơi LPG ở đỉnh tháp C-02 được ngưng tụ

hoàn tòan ở 43°C trong bình ngưng (E-02, stabilizer Condensate) và được chuyển đến

bình thu hồi (V-02, Stabilizer Reflux Accumlator), bình V-02 là một bình nằm ngang có

đường kính là 2.200mm và dài 7.000mm, LGP từ bình chứa V-02 được các bơm (P-

01A/B, Stabilizer Reflux Pumps) với tốc độ là 180m3/h, chạy bằng động cơ có công suất

75kw, bơm lên ở áp suất khoảng 17 BarA. Một phần dòng LPG này được cho hồi lưu trở

lại tháp để đảm bảo độ tinh khiết của sản phẩm, phần còn lại được đưa về V-21A/B như

là LPG thương phẩm hay đi vào đường ống xuống Thị Vai Terminal. Mức chất lỏng

trong V-02 được điều chỉnh thông qua van FV-1601.

Thiết bị gia nhiệt cho đáy tháp E-03 được lắp đặt ở đáy của tháp C-02 để cung cấp

nhiệt cho tháp nhiệt độ được điều khiển bởi TV-1523 được lắp đặt trên đường ống dẫn

dầu nóng. Phần condensate từ đáy tháp thông qua thiết bị điều chỉnh mức (LICA-



1501,Level Cotrol) đi vào bồn chứa Condensate (TK-21, Condensate Day Tank) có thể

tích là 2.000m3 hoặc đường ống dẫn condensate sau khi được làm lạnh xuống 600C trong

thiết bị trao đổi nhiệt E-04, Condensate Cross Exchanger nhờ dòng lạnh đi ra từ đáy tháp

C-04 (trong chế độ hoạt động GPP) và tiếp tục được làm lạnh xuống 45°C trong ở thiết bị

trao đổi nhiệt bằng không khí E-09, Condensate Trim Cooler.

Bộ đo chênh áp PDIA-1521, Pressure Differential Transmitter được lắp đặt để

phát hiện sự chênh áp ở trong tháp do sự tạo bọt. Ba thiết bị chỉ thị nhiệt độ được lắp đặt

trên các đĩa thứ 9,10, 30 của tháp C-02.

6.5 Tháp tách C-03 (C3/C4, SPLITTER).

Tháp chưng cất C-03 làm việc ở áp suất 16 bar nhằm mục đích thực hiện quá trình

phân tách giữa các cấu tử C3 và C4 của dòng Bupro lỏng từ V-02 tới để tạo ra hai loại

sản phẩm riêng biệt : Propan và Butan. Nguyên liệu Bupro được gia nhiệt trước tại E-17

bởi dòng Butan đi ra từ đáy reboiler E-10 sau đó tới đĩa thứ 10 của tháp C-03 (gồm có 30

đĩa).

Propan ra khỏi đỉnh tháp (ở trạng thái điểm sương) được làm lạnh bằng không khí

bởi giàn quạt E-11 để ngưng tụ thành lỏng (trạng thái điểm sôi) tại V-05. Sau đó một

phần Propan sẽ được bơm P-03A/B hồi lưu lại tháp nhằm tăng độ tinh cất của tháp, một

phần khác được bơm tới V-21A/B/C, kho cảng Thị Vải.

Sản phẩm lỏng ra khỏi đáy tháp được hoá hơi một phần để quay trở lại tháp, phần

lỏng còn lại được dẫn tới E-17 để gia nhiệt cho nguyên liệu, tiếp tục được làm mát bởi

quạt E-12A/B đi ra V-21A/B/C hoặc KCTV. Tháp tách C-03 bao gồm 30 van dạng đĩa có

đường kính là 1.750mm. Dòng nhập liệu được đưa vào đĩa thứ 14. Tháp làm việc ở áp

suất 16 BarA và được điều chỉnh bằng hệ thống quạt làm mát bằng không khí E-11 và

các van điều áp PV-2101A/B.

Bộ đo chênh áp PDIA-2121, Pressure Diferential Transmiter được lắp đặt nhằm

kiểm soát chếnh áp qua tháp nằm trong giới hạng cho phép. Ba thiết bị chỉ thị nhiệt độ

được lắp đặt trên các đĩa thứ 13,14,30 để theo dõi nhiệt độ làm việc của tháp.

VII. SẢN PHẨM LỎNG



7.1. Thiết bị đo điểm sản phẩm lỏng đi vào đường ống.

Ba đường ống dẫn sản phảm lỏng có đường kính là 6 inch được thiết kế để vận

chuyển condensate, propane và butane từ nhà máy xử lý khí Dinh Cố tới kho Cảng Thị

Vải, nằm cách nhà máy 28 km. Ở điều kiện làm việc bình thường các sản phẩm lỏng sẽ

được vận chuyển trực tiếp đến Thị Vải Terminal qua ba đường ống này. Theo thiết kế

một đường dùng để vận chuyển condensate, một đường vận chuyển butane và đường còn

lại để vận chuyển propane.

Các thiết bị đo dòng dạng coriolis ME-24, 25, 26 được lắp đặt trên mỗi đường ống

cùng với thiết bị kiểm tra dòng FIQ-2604 (check meter) để kiểm tra độ chính xác các

thiết bị đo trên.

7.2. Hệ thống bơm và bồn chứa

Theo thiết kế ban đầu ba bồn chứa LPG và một bồn chứa Condensate được sử

dụng như bồn dự phòng trong trường hợp có sự cố ở Thị Vải Terminal. Ngoài ra các bồn

chứa LPG còn được sử dụng để nạp LPG cho xe bồn. Bồn chứa Condensate TK-21, có

đường kính là 13.000mm và cao 15.600mm và có thể tích là 2.000m3 được thiết kế có

khả năng chứa được lượng condensate sản suất ra được trong 3 ngày tại nhà máy

(Condensate sản xuất được hàng ngày trong nhà máy xử lý khí Dinh Cố là

575m3/ngày).

Các bơm vận chuyển Condensate P-23A/B có công suất là 30m3/h, chiều cao cột

áp 133m nước, được chạy bởi động cơ điện công suất 30kw để vận chuyển condensate

trong bồn chứa tới đường ống dẫn condensate đi kho cảng Thị vải. Bơm P-23A/B là bơm

ly tâm đơn cấp. Thiết bị đo dòng FIA-2301 (Orifice flow meter) sẽ kích hoạt dừng hoạt

động của bơm khi lưu lượng dòng qua bơm thấp hơn giá trị cho phép để bảo vệ bơm.

Thiế bị đo LIA-2321, Tank Gaug được lắp đặt ở bồn chứa và đèn báo mức LAHH-

2321 sẽ kích hoạt đóng van đầu vào (SDV-2321) bồn chứa khi mức bồn cao hơn giá trị

cho phép, đèn báo mức (LALL-2321, Level Alarm) đóng đầu ra (SDV-2322) và tự động

kích hoạt dừng bơm khi mức bồn thấp hơn giá trị cài đặt. Ba bồn chứa LPG V-21A/B/C

có đường kính 3.350mm và dài 54.610mm là dạng bồn nằm ngang được thiết kế để chứa

LPG. Bồn có thể tích là 450m3 (theo thiết kế V-21A dùng cho propane, V-21B dùng cho



Butane, V-21C dùng chứa sản phẩm không đạt chất lượng, tuy nhiên V-21A và V-21B có

thể lưu trữ Bupro trong chế độ hoạt động MF cũng như các sản phẩm không đạt chất

lượng trong trường hợp cần thiết). Về mặt thiết kế ba bồn chứa này giống hệt nhau và

được thiết kế với áp suất là 17.5BarG tương đương với áp suất hơi propane ở 500C, vì

vậy bất cứ bồn nào cũng có thể được sử dụng như là bồn chứa sản phẩm propane hóa

lỏng.

Các PV-2401A/B/C có tác dụng điều chỉnh áp suất của bồn chứa không vượt quá

set point bằng cách xả một lượng hơi trong bồn ra đuốc đốt. Các van an toàn PSV-

240A/B/C bảo vệ bồn khỏi hiện tượng quá áp.

7.3. Hệ thống nạp LPG cho xe bồn (Truck Loading).

Các bơm xuất LPG P-21A/Bcó công suất 70m3/h, chiều cao cột áp 61.2m nước,

được chạy bởi động cơ điện có công suất 15kw dùng để xuất LPG cho xe bồn từ các bồn

chứa sản phẩm. Bơm P-21A/B là loại bơm đứng đơn cấp, áp suất làm việc được thiết kế

sao cho đáp ứng việc xuất LPG qua trạm xuất ME-21 (LPG Loading station). Thiết bị đo

dòng FIA-2402, Orifice flow meter sẽ dừng hoạt động của bơm P-21A/B khi lưu lượng

dòng qua bơm thấp hơn giá trị dòng min (trong thiết kế của bơm).

7.4. Sản phẩm không đạt chất lượng:

Bơm P-22 có công suất 40m3/h, chiều cao cột áp 591.5m, chạy bằng động cơ điện

75 kw có nhiệm vụ bơm các sản phẩm không đạt chất lượng từ bồn chứa về lại C-01 để

tái chế tránh đốt bỏ sản phẩm.

7.5. Các hệ thống bảo vệ an toàn

7.5.1. Hệ thống đuốc đốt.

Hệ thống đuôc đốt 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 đến bình tách lỏng V-51, Flare K.O Drum. V-51

có đường kính 3.100mm, dài 8.200mm, là bình nằm ngang có tác dụng loại bỏ tòan bộ

chất lỏng bị cuốn theo trước khi đưa ra đốt tại đuốc đốt ME-51, Flare Stack. Đuốc đốt có

đường kính 30 inch, cao 70m, công suất 212 tấn/h trong trường hợp hoạt động không liên



tục và 77.2 tấn/h trong trường hợp hoạt động 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-2701A/B/B, được lắp đặt trên đỉnh của cột đuốc.

Chất lỏng thu được trong bình V-51 được chuyển đi bằng bơm P-51A/B Flare K.O

Drum Pum (công suất là 10m3/h, áp suất là 77m nước chạy bằng động cơ điện có công

suất 11kw) đến hầm đốt burn pit. Bơm P-51 tự động khỏi động khi tín hiệu báo mức H1

từ thiết bị chỉ mức chất lỏng trong bình LIA-2701, Drum Liquid Level Indicator kích

hoạt, nếu mức chất lỏng tăng cao hơn thì tín hiệu báo mức H2 từ LIA-2701 sẽ kích hoạt

đưa cả hai bơm vào hoạt động. Cả hai bơm sẽ dừng hoạt động khi có tín hiệu L kích hoạt.

Đèn báo mức (LALL-2701, Level Alarm) sẽ kích hoạt dừng để vảo vệ bơm trong

trường hợp mức thấp và LAHH – 2701 sẽ kích hoạt đóng van đầu vào nhà máy ESDV-

101, Plant Intel Valve khi mức ở V-51 cao hơn giá trị cài đặtThiết bị gia nhiệt E-52,

Closed Drain Heater có nhiệm vụ gia nhiệt cho chất lỏng

lên 550C bằng dầu nóng tích tụ trong V-51 nhằm bay hơi triệt để các hydrocacbon

nhẹ trước khi thải ra burn pit.

7.5.2. 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 được chuyển đến thiết bị trao

đổi nhiệt E-52 (closed drain heater) để gia nhiệt dòng lỏng lên 55°C, sau đó đưa về bình

tách V-51. Khí được đưa ra đuốc để đốt bỏ, lỏng tách ra được bơm P-51A/B đưa về burn

pit. Công suất tối đa của burn pit là 8.9 m3/h.

7.6. Hệ thống phụ trợ:

7.6.1. Hệ thống khí công cụ

Hệ thống có nhiệm vụ 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 2 máy nén khí K-61 A/B, 2 máy

làm khô khí M-61 A/B và các bình chứa khí công cụ 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 piton

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 khi áp suất của hệ thống khí điều khiển xuống thấp hơn

700 kPaG thì van PCV-5101 và PCV-5201 sẽ đóng để dừng cung cấp khí cho phần khí

phụ trợ và sản xuất nitơ.

Các thông số thiết bị của hệ thống:

Máy nén khí – K-61 A/B: Máy nén piston 2 cấp không sử dụng dầu bôi trơn. Áp

suất xả: 1000 kPaG. Nhiệt độ khí đầu ra: 51°C. Công suất: 675 Nm3/h mỗi máy

Máy làm khô khí – M-61 A/B: thiết bị làm lạnh. Áp suất đầu ra: 930 kPaG. Nhiệt

độ điểm sương đầu ra: 4oC. Công suất: 675 Nm3/h

Bình chứa khí công cụ: Áp suất vận hành: 930 kPaG. Nhiệt độ vận hành: 51°C.

Đường kính 2,4 m x chiều cao 7,5 m

Bình chứa khí phụ trợ: Áp suất vận hành: 1000 kPaG. Nhiệt độ vận hành: 51°C.

Đường kính 1,8 m x chiều cao 4,8 m

7.6.2. Hệ thống sản xuất khí Nitơ

Nitơ được sử dụng làm lớp đệm cho bồn chứa Hotoil 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 bị tách 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 màng lọc trong khi các phân tử Nitơ bị giữ lại.

Máy điều chế Nitơ: Loại: màng lọc. Công suất: 100 Nm3/h. Độ tinh khiết: 99%

Bình chứa Nitơ: Áp suất vận hành: 700 kPaG. Nhiệt độ vận hành: 51°C. Đường

kính 2,4 m x chiều cao 7,5 m



7.6.3. Hệ thống Hot oil

Nhiệt năng sử dụng trong các quá trình gia nhiệt của nhà máy được cung cấp bởi

hệ thống dầu nóng. Hệ thống bao gồm 3 thiết bị gia nhiệt dầu nóng H-31 A/B/C, bồn

chứa dầu nóng V-31, cụm lọc dầu nóng F-31 A/B và 3 máy bơm P-31 A/B/C. Dầu

Thermia Oil B được tuần hoàn bởi một máy bơm P-31 trong chế độ AMF & MF hoặc 2

máy bơm trong chế độ GPP. Các bơm không hoạt động sẽ ở chế độ dự phòng. Công suất

của mỗi bơm là 270 m3/h. Khi áp suất dầu nóng cung cấp tới các heater thấp, tín hiệu

interlock PSL-5402 sẽ kích hoạt bơm dự phòng (tự động). Tuy nhiên do công suất khởi

động của mỗi bơm lớn nên có khả năng gây quá tải hệ thống điện vì vậy hiện tại chức

năng tự động khởi động bơm P-31 đang tạm thời không kích hoạt. Khi dòng dầu nóng tới

các heater thấp, các tín hiệu FALL-5503/5603/5703 sẽ kích hoạt dừng các heater để bảo

vệ. Các công tắc nhiệt độ cũng được lắp đặt tại đầu ra của các heater để đóng hệ thống

điều khiển đầu đốt khi cần thiết.

Nhiệt độ dầu nóng hồi lưu thay đổi theo tải của các chế độ và tương ứng là 203°C

cho AMF, 171°C cho MF và 163°C cho GPP (có thể khác nếu tải thay đổi). Nhiệt độ

dầu nóng cung cấp thì luôn được cố định ở khoảng 260°C bởi các loop điều khiển TIC-

5505/5605/5705. Van điều khiển nhiệt độ trên đường khí nhiên liệu chính được hỗ trợ bởi

van điều áp PCV-5502/5602/5702) để đảm bảo khả năng vận hành ổn định của hệ thống

đầu đốt. Các heater được thiết kế với công suất 47.52 GJ/h.

Các thông số của hệ thống Hotoil trong các chế độ chuẩn là:

Mỗi heater bao gồm khu vực bức xạ và khu vực đối lưu. Khu vực bức xạ có 46

ống dẫn xếp thành 2 lớp với chiều dài mỗi ống là 12.015 m. Khu vực đối lưu có 64 ống

có chiều dài 3.71 m mỗi ống. Mỗi heater có 6 đầu đốt loại thải nồng độ NO X thấp và vận

hành bằng khí nhiên liệu. Các đầu đốt có hệ thống đánh lửa tự động bằng điện. Bồn chứa



hot oil là nơi chứa dầu nóng trước khi luân chuyển vào hệ thống để ổn định quá trình giãn

nở nhiệt của dầu nóng. Một công tắc bảo vệ mức dầu thấp (LSLL-5402) sẽ dừng các máy

bơm P-31 để bảo vệ.

Bồn chứa dầu nóng V-31: Áp suất vận hành: 150 ~ 250 kPaG. Nhiệt độ vận hành:

163 ~ 230°C. Đường kính 2200 mm x chiều cao 7500 mm

Bơm dầu nóng tuần hoàn P-31 A/B/C: Chênh áp: 630 kPa. Công suất: 270 m3/h

Bộ lọc dầu nóng: Công suất 50 m3/h. Khả năng tách: 99% các hạt kích thước từ 10

micron trở lean

Thiết bị gia nhiệt H-31 A/B/C: Loại: gia nhiệt trực tiếp. Công suất: 47.52 GJ/h

7.6.4. Hệ thống khí nhiên liệu

Các thiết bị sử dụng khí nhiên liệu bao gồm:

- Máy phát điện chạy khí G-71 A/B/C

- Gia nhiệt dầu nóng: H-31 A/B/C

- Khí mồi cho Flare ME-51

- Khí mồi cho Burnpit ME-52

- Động cơ của máy nén K-01 A/B

- Động cơ của máy nén K-02/03

- Động cơ của máy nén K-1011 A/B/C/D

Hệ thống khí nhiên liệu bao gồm thiết bị gia nhiệt E-41 và bình tách V-41 thiết kế

ở áp suất tối đa là 500 kPaG. E-41 được thiết kế để tăng nhiệt độ khí nhiên liệu lên trên

điểm sương. Khí nhiên liệu được lấy từ nhánh trước phần nén của CC-01 trong chế độ

vận hành bình thường. Khi phải khởi động hệ thống sau khi dừng nhà máy thì khí nhiên

liệu được lấy từ đầu ra của V-08. Ngoài ra để thuận lợi cho quá trình khởi động lại 1

nguồn khí nhiên liệu khác được tách ra từ đường khí thương phẩm đầu ra nhà máy.



Tại V-41 có 2 van điều khiển áp suất được lắp đặt để đảm bảo độ tin cậy của hệ

thống quan trọng này. Trong trường hợp 1 van bị tắc do hydrate thì van còn lại vẫn hoạt

động. Giá trị cài đặt cho 2 van này lần lượt là 350 kPaG cho PIC-5802A và 300 kPaG

cho PIC-5802B. Methanol có thể sử dụng trong trường hợp có van bị tắc do hydrate.

Trước khi khởi động chế độ AMF, nhà máy sẽ không có khí nhiên liệu. Nguồn

điện cho nhà máy được cung cấp bởi máy phát diesel G-72. Sau khi khởi động, nguồn

điện chuyển sang từ máy phát chạy khí G-71 A/B/C và G-72 sẽ dùng để dự phòng hoặc

cho trường hợp khẩn cấp. Lỏng ngưng tụ trong V-41 sẽ được xả ra hệ thống close drain

qua bộ điều khiển mức.

Thiết bị gia nhiệt E-41: Loại: double pipe. Công suất: 0.059 x 1.1 MW. Áp suất

vận hành: 3100 kPa. Nhiệt độ vận hành: 45°C

Bình tách V-41: Áp suất vận hành: 350 kPaG. Nhiệt độ vận hành: 20°C. Đường

kính 700 mm x chiều cao 1900 mm.

7.6.5. Hệ thống nước làm mát

Lưu lượng nước làm mát cần phải sử dụng 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 kín với quạt làm mát E-61, 2 máy

bơm P-63 A/B và bồn chứa nước làm mát V-64. Thiết bị trao đổi nhiệt E-61 có 2 quạt

vận hành. Nước làm mát được bơm P-63 đưa qua các thiết bị sử dụng tới quạt làm mát và

hồi lưu về V-64. 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 PCV-

5901. Nhiệt độ nước cấp ra và tuần hoàn về được hiển thị bởi TI-5901/5902. Trong

trường hợp áp suất đầu ra thấp (dưới 400 kPaG) thì bơm P-63 dự phòng sẽ tự động được

kích hoạt. Các thông số của thiết bị như sau:

Quạt làm mát E-61: Công suất 1.74 x 1.1 GJ/h. Nhiệt độ vào: 51°C. Nhiệt độ ra:

45°C

Bơm nước làm mát P-63A/B: Chênh áp: 440 kPa. Công suất: 70 m3/h



Bồn chứa nước làm mát V-64: Áp suất vận hành: áp suất khí quyển. Đường kính

1500 mm x chiều dài 3800 mm

7.6.6. Hệ thống xử lý nước nhiễm dầu

Nước mưa không nhiễm bẩn từ các bề mặt sạch ngoài khu vực thiết bị sẽ được đưa

ra mương nước và thải ra ngoài khu vực nhà máy. Nước nhiễm dầu được gom vào bể

tách dầu trọng lực API Y-71. Nước thải được tách ra sẽ được bơm nước thải P-75 A/B

đưa qua bộ lọc Coalescer V-74 để làm sạch dầu bám theo 1 lần nữa sau đó đưa ra cùng

với nước không nhiễm dầu.

Dầu từ bộ gạt váng dầu trong Y-71 sẽ chảy sang bể chứa dầu V-71. Từ đây dầu

được thu gom ra thùng để mang đi xử lý hoặc có thể đưa bằng P-74 ra burnpit để đốt (hạn

chế). Hệ thống được thiết kế với công suất 40m3/h nước nhiễm dầu (dòng liên tục)

Bể tách dầu API Y-71: Kích thước: 4200mm Dài x 3600 mm Ngang x 3650 mm

Sâu

Bể chứa dầu V-71: Kích thước: 1500mm Dài x 1100 mm Ngang x 3200 mm Sâu

Bể chứa nước V-3: Kích thước: 4200mm Dài x 2400 mm Ngang x 4500 mm Sâu

Coalescer V-74: Công suất: 40 m3/h.. Độ sạch: 15ppm dầu đầu ra

Bơm dầu P-74: Loại: Ly tâm đứng. Chênh áp: 350 kPa. Công suất: 4 m3/h

Bơm nước P-75 A/B: Loại: Ly tâm đứng. Chênh áp: 350 kPa. Công suất: 20 m3/h

7.6.7. Hệ thống nước

Nước được sử dụng với các mục đích: Sinh hoạt, bổ sung nước cứu hỏa, bổ sung

nước làm mát, cung cấp cho các công tác bảo dưỡng.

Hệ thống nước bao gồm bồn chứa TK-61, bơm nước làm mát bổ sung P-62 A/B.

Trong quá trình vận hành bình thường nước từ nguồn nước bên ngoài nhà máy đưa thẳng

tới các điểm sử dụng mà không vận hành P-62 A/B. P-62 A/B được sử dụng chỉ trong

trường hợp bất thường khi nguồn nước từ bên ngoài nhà máy không hoạt động.



Bồn chứa nước TK-61: Kích thước: 5700 mm Đường kính x 4500mm Cao

Bơm nước làm mát bổ sung P-62 A/B: Chênh áp: 490 kPa. Công suất: 15 m3/h

7.6.8. Hệ thống bơm Methanol

Methanol được sử dụng như là chất ức chế chống tạo hydrate trong các hệ thống

làm lạnh tại nhà máy. Ngoài ra methanol còn có tác dụng loại bỏ một số hydrate đã tạo

thành. Methanol được nạp vào bình chứa V-52 (đường kính 750 mm, cao 3.500mm). Thể

tích bình chứa là 1.5m3 tương đương với thể tích mà hệ thống hoạt động liên tục trong

20h. Nitơ được đưa vào nhằm mục đính giữ áp suất cho V-52 và tránh hiện tượng rò rỉ

cho methanol. Van PCV-3001 được cài đặt ở 100 KpaG, và van PCV-0302 được cài đặt

ở 150 KpaG. Van an toàn PSV-3001 được thiết kế ở áp suất 350 KpaG.

Hệ thống bơm methanol P-25A/B/C là các bơm pittong có công suất 13 lít/h, áp

suất đầu xả 11500 KpaG có nhiệm vụ bơm chất lỏng từ bồn V-25 để đưa vào các đầu

phân phối. Mỗi hệ thống bơm được bảo vệ khỏi sự quá áp bằng các van an toàn. Có 3

đường ống phân phối methanol chính, một để cung cấp cho E-14, một để cung cấp cho E-

20, và đường còn lại để cung cấp cho các điểm còn lại. Các đường ống phân phối được

bảo vệ quá áp nhờ các van an toàn được cài đặt ở áp suất 13900 KpaG.

7.6.9. Hệ thống chất tạo mùi:

Chất tạo mùi được bơm vào sản phẩm bupro thông qua hệ thống chất tạo mùi ME-

28. Hệ thống chất tạo mùi bao gồm các thiết bị điều khiển, các bơm màng chạy bằng khí

nitơ, các thiết bị đo và bồn chứa. Mục đích của chất tạo mùi là để phát hiện sự rò rỉ

LPG. Chất tạo mùi là các mercaptan được bơm vào sản phẩm với lưu lượng từ 40-60

ppm. Công suất của hệ thống bơm là 500 gallon tương đương với lưu lượng dung cho 20

ngày hoạt động liên tục.



CHƯƠNG IV

CHUYỂN ĐỔI CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH

I. AMF SANG MF:

1.1. Tóm tắt sự thay đổi dòng chảy:

DÒNG AMF MF

Dòng khí đến Dehydration

Dòng khí đến Jet Compressor E-14, E-20

Khí V-03 đến Rectifier Deethanizer

Khí ở đỉnh Deethanizer đến Jet Compressor K-01

Nhiệt độ đáy Deethanizer

Áp suất Deethanizer

Lỏng từ V-03 vào mâm nhập liệu

Lỏng đáy tháp Deethanizer đến

194oC

20 BarA

Mâm thứ 14

E-04, cond P/L

120oC

29 BarA

Mâm thứ 20

Stabilizer

Trình tự vận hành:

Khởi động Stabilizer bao gồm thay đồi điều kiện vận hành Deethanizer. Dòng ra

từ đáy tháp Deethanizer sẽ chuyển vào stabilizer, dòng ở đáy stabilizer ổn định

sẽ chảy đến off-spec bullet.

Thay đổi điểm phân phối khí từ Slug Catcher Liquid Flash Drum (V-03) từ

Rectifier đến Deethanizer

Khởi động hệ thống Dehydration

Thay đổi dòng khí từ Jet Compressor đến E-14, E-20

Khí ở đỉnh Deethanizer từ Jet Compressor đến K-01 (bao gồm khởi động K-01).

1.2. Khí V-03 đến Deethanizer: Do khí từ Slug Catcher Liquid Flash Drum (V-03)

có chứa nước vì vậy nếu đưa đến tháp Rectifier dẫn đến việc tách nước không hoàn toàn,

nên khí sẽ được chuyển đến Deethanizer. Đây là sự chuẩn bị cho quá trình tách nước.



1.3. Khởi động hệ thống Dehydration:

Trước khi khởi động MF, đòi hỏi phải làm khô hệ thống nếu không hydrate có thể

hình thành bên trong thiết bị khi vận hành chế độ MF.

1.4. Khởi động stabilizer:

Việc xác lập chế độ vận hành ổn định cho tháp chưng cất sẽ tốn thời gian, do đó

việc làm ổn định sẽ tiến hành với dòng hồi lưu toàn bộ trước khi bắt đầu thu nhận sản

phẩm lỏng, điều này sẽ làm giảm lượng sản phẩm không đạt chất lượng.

1.5. Khí từ Jet Compressor đến E-14, E-20:

Bằng cách thay đổi dòng khí chảy qua E-14, E-20, việc thu hồi chất lỏng bằng tự

làm lạnh có thể thật sự bắt đầu.

1.6. Khí ở đỉnh Deethanizer đi đến K-01 (khởi động K-01):

Áp suất vận hành Deethanizer được điều khiển bởi K-01 ở 29 barA. K-01 sẽ khởi

động ở một áp suất thấp. Khi áp suất của Deethanizer khoảng 25 barG và nhiệt độ khí

đỉnh là dưới 20oC, K-01 sẽ khởi động để tránh việc đốt thải khí ở đỉnh Deethanizer.

II. MF SANG GPP:


DÒNG MF GPP

Dòng khí đến E-20 Expander/compressor

Khí từ V-03 đến C-01 K-03

Khởi động K-02/K-03 K-02/K-03

Khí ra của Gas Stripper K-02/K-03 hút

Lỏng V-03 đến

Khí ra K-01 đến

Lỏng ở đáy Gas Stripper

Khí ra của Gas Stripper

E-04

Khí thương phẩm P/L

E-08

Gas Stripper

E-04

Khí thương phẩm P/L

Lỏng ở đỉnh Stabilizer đến Lỏng P/L C3/C4 Splitter




Khởi động C3/C4 Splitter

Khởi động Gas Stripper, điều khiển dòng ra ở K-01 và V-03.

Khởi động K-02/K-03

Thay đổi khí V-03 từ C-01 sang K-03

Dòng khí thay đồi từ E-20 sang Expander/Compressor CC-01.

2.2. Khởi động tháp C3/C4 Splitter:

Sẽ mất 1 khoảng thời gian để tháp chưng cất hoạt động ổn định, do đó cần ổn định

bằng cách hoàn lưu toàn bộ dòng trước khi thu sản phẩm lỏng, việc này sẽ giảm lượng

sản phẩm không đạt yêu cầu.

2.3. Khởi động Gas Stripper, điều khiển dòng ra ở K-01 và V-03:

Khởi động Gas Stripper bằng cách chuyển đổi dòng lỏng ra ở V-03: từ E-04 sang E-

08 và chuyển đổi dòng ra ở K-01: từ ống khí thương phẩm sang Gas Stripper. Khí ra từ

Gas Stripper sẽ đưa vào đường ống dẫn khí thương phẩm trước khi khởi động K-02 và K-

03.

2.4. Khởi động K-02/K-03:

Chuyển dòng khí ra ở Gas Stripper : từ đường khí thương phẩm vào K-02, sau đó

khí sẽ được nén và trộn với dòng vào của nhà máy, nhờ vậy sẽ tăng cường thu hồi dòng

lỏng.

2.5. Chuyển khí V-03 sang K-03:

Sự phân phối khí V-03 phải được chuyển từ Deethanzer sang K-03, tăng sự thu hồi

lỏng

2.6. Dòng khí chuyển từ E-20 sang Expander/ Compressor CC-01:

Tại giai đoạn cuối của chế độ, Expander/Compressor sẽ khởi động. Sự thu hồi lỏng

sẽ đạt cực đại.

III. GPP SANG MF:



Trong thực tế, việc chuyển từ chế độ GPP sang MF được thực hiện khi K-01/K-

02/CC-01 shutdown.


Dòng GPP MF

Dòng khí đến Expander/Compressor E-20

Khí V-03 đến K-03 Deethanizer

K-02/K-03

Khí ra của Gas/Stripper

Chạy

Hút K-02/K-03

Dừng

Ống khí thương phẩm

Lỏng đáy Stabilizer đến C3/C4 Splitter Liquid P/L

C3/C4 Splitter Vận hành Dừng


Dòng khí thay đổi từ Expander/Compressor đến E-20

Thay đổi khí V-03 từ K-03 đến Deethanizer

Dừng K-02/K-03

Dừng C3/C4 Splitter

Các thứ tự 2, 3, 4 trong trình tự vận hành không bắt buộc hoặc khuyến cáo. Chỉ

trong trường hợp yêu cầu đặt biệt dừng K-02/K-03 hoặc C3/C4 Splitter thì có thể được

tiến hành.

3.2. Thay đổi dòng khí từ Expander/Compressor đến E-20:

Dòng khí chính được chuyển đổi từ Expander/Compressor (CC-01) đến E-20.

3.3. Thay đổi khí V-03 từ K-03 đến Deethanizer và dừng hoạt động K-02/K-03:

Sự vận hành này không bắt buộc hoặc khuyến khích. Có thể tiến hành chỉ trong

trường hợp đặt biệt yêu cầu dừng K-02/K03 như khi bảo dưỡng. Khi đó, khí từ Gas

Stripper sẽ được phun vào ống khí thương phẩm.

3.4. Dừng tháp C3/C4 Splitter:



Sự vận hành này không bắt buộc hay khuyến khích. Có thể tiến hành chỉ trong

trường hợp đặt biệt yêu cầu dừng C3/C4 Splitter như khi bảo dưỡng. Giữ áp suất của

C3/C4 Splitter như cũ cho lần khởi động sau.

IV. MF SANG AMF:


DÒNG MF AMF

Dòng khí đến

Khí từ đỉnh thiết bị tách etan đến

E-14,E-20

K-01( xả khí)

Jet compressor

Jet compressor

Khí từ V-03 đến Thiết bị tách etan Rectifier

Dòng khí đến Thiết bị tách nước

Nhiệt độ đáy thiết bị tách etan 1200C 1900C

Áp suất thiết bị tách etan 29 barA 20 barA

Đĩa nhập liệu lỏng V-03 20 14

Dòng đáy thiết bị tách etan đến Stabilizer E-04, cond P/L


Dòng khí thay đổi từ E-14, E-20 đến Jet Compressor (Khí từ đỉnh thiết bị tách etan thay

đổi tự động từ K-01 đến Compressor)

Dừng Stabilizer

Dừng hệ thống tách nước

Thay đổi khí từ V-03 từ deethanizer đến Rectifier.

Những hoạt động (2) (3) (4) không bắt buộc cũng không được đè nghị. Chỉ trong

trường hợp yêu cầu đặt biệt để dừng Stabilizer hoặc Dehydrator, những hoạt động bên

dưới mới được thực hiện.

4.2. Lưu lượng khí thay đổi từ E-14, E-20 đến Jet Compressor:



Dòng khí chính được thay đổi từ E-14, E-20 đến Jet Compresor, vì vậy K-01 có thể

được dừng để bảo dưỡng. Nếu K-01 đóng trước khi chế độ này hoạt dộng, khí từ đỉnh

Deethanizer sẽ được xả đốt bỏ.

4.3. Dừng Stabilizer:

Hoạt động này không yêu cầu hoặc không được đề nghị. Chỉ trong trường hợp yêu

cầu đặc biệt để dừng stabilizer như bảo trì thiết bị, hoạt động này mới được thực hiện.

Thay đổi điều kiện hoạt động của Deethanizer có liên quan.

4.4. Dừng hệ thống tách nước:

Hoạt động này không yêu cầu hoặc không được đề nghị. Chỉ trong trường hợp yêu

cầu đặc biệt để dừng hệ thống tách nước như bảo trì thiết bị, hoạt động này mới được

thực hiện.

4.5. Thay đổi khí từ V-03 từ Deethanizer đến Rectifier:

Hoạt động này không yêu cầu hoặc không được đề nghị. Mục đích giảm khí xả đốt

vì năng suất của Jet Compressor không thể đủ cho việc vận hành hết năng suất.



CHƯƠNG V: AN TOÀN TRONG QUÁ TRÌNH

VẬN HÀNH VÀ SẢN XUẤT TẠI NHÀ MÁY

I. BỘ PHẬN PHÒNG CHÁY CHỮA CHÁY:

1.1. Mục tiêu:

Xác định hiện trạng môi trường của khu vực thực thi đề án dựa trên việc xem xét các tài

liệu và kết quả nghiên cứu, bao gồm việc đánh giá các đặc trưng hóa lý và sinh học trong khu

vực đề án và khu vực phụ cận.

Đánh giá các tác động môi trường có thể xảy ra và các rủi ro sơ bộ do việc thực thi đề án và

đưa ra những biện pháp giảm thiểu để hạn chế tác động môi trường theo những yêu cầu đã nêu

trong luật bảo vệ môi trường, luật dầu khí Việt Nam cũng như luật dầu khí quốc tế.

1.2. An toàn cháy nổ

1.2.1. Phát hiện nguy cơ cháy nổ

Các nguy cơ gây ra cháy nổ được phát hiện nhờ các đầu cảm biến: cảm biến khí, cảm biến

nhiệt, cảm biến khói, cảm biến lửa. Các đầu cảm biến nhiệt, khói bố trí trong phòng điều khiển,

nhà đặt máy phát điện, trạm bơm và các công trình phụ trợ khác của nhà máy. Các bộ cảm biến

khí, lửa bố trí quanh các thiết bị công nghệ; các bộ cảm biến cần bố trí trên cùng phân vùng

kiểm soát cụ thể và trực tiếp giám sát nguy cơ cháy nổ trong vùng đó. Các tín hiệu thu được từ

các đầu cảm biến được truyền về và thể hiện trên panel điều khiển của hệ thống phòng chống

cháy nổ của phòng điều khiển trung tâm. Panel điều khiển tự động xử lý các tín hiệu cảm biến

này để xác định vùng có nguy cơ cháy nổ đồng thời thực hiện các lệnh sau:

Nhà máy được thiết kế hệ thống báo cháy, hệ thống chữa cháy và hệ thống phát hiện khí

(F&G). Hệ thống này liên kết với hệ thống dừng khẩn cấp ESD đảm bảo an toàn cho Nhà máy.

Hệ thống phát hiện cháy, rò rỉ khí gồm:



Đầu dò lửa: 51 cái

Đầu dò nhiệt: 23 cái

Đầu dò khói: 28 cái

Đầu dò khí: 90 cái

Đèn chớp: 09 cái

Còi báo động: 02 cái

Đầu dò lỏng: 01 dây

- Đóng van cô lập vùng cháy nổ và xả

khí ra đuốc đốt.

- Mở van xả nước, CO2 hoặc bọt vào

vùng có cháy nổ Hình 5.1. Hệ thống máy phát hiện cháy, rò rỉ khí

- Tự động kích hoạt máy bơm chữa cháy, khi áp lực dòng thấp.

- Báo động bằng còi, đèn chớp ở vùng có cháy nổ và phòng điều khiển.

Hình 5.2. Bố trí đường ống phòng cháy chữa cháy trên bồn chứa LPG



1.2.2. Hệ thống chữa cháy

Hệ thống chữa cháy bằng nước được thiết kế để chữa cháy bao gồm: bể chứa nước 2800

m3, hệ thống ống dẫn nước cứu hỏ, các trụ vòi phun nước, các bơm cứu hỏa.

Hệ thống chữa cháy bằng CO2 gồm hệ thống điều khiển tự động kích hoạt bằng đường ống

và hệ thống phân bố bình chữa cháy CO2 áp suất 158 bar tại các vị trí thiết yếu.

Bình chứa nitơ với áp suất 20 bar dùng để điều khiển mở các vạn của hệ thống CO2 thực

hiện việc chữa cháy theo vùng.

Hệ thống đường ống, van và các vòi phun, khi có cháy nổ xảy ra các van trên tự kích hoạt

panel điều khiển và việc chữa cháy được thực hiện tự động.

Chữa cháy bằng bọt được thiết kế để chữa cháy cho bồn chứa condensate, hệ thống này

gồm một bình chứa chất tạo bọt, hệ thống đường ống dẫn, và các vòi phun.

Hình 5.3. Hệ thống chữa cháy cố định

Hệ thống chữa cháy cố định gồm:

01 bồn nước cứu hỏa dung

tích 2750 m3 bên trong Nhà

máy, 01 bể nứơc dung tích

300 m3 bên ngoài Nhà máy.

Hệ thống bơm nước cứu

hỏa: 03 máy bơm. Phân phối

nước cho các trụ nước chữa

cháy (Hydrant), các súng

phun monitor, hệ thống phun

sương (Water Spray)

02 bơm chính P-71 A/B:

Công suất 340

m3/h/máy.

01 Bơm bù áp P-73: Công

suất 30 m3/h.



Trụ nước chữa cháy (Hydrant): 22 trụ được bố trí xung quanh nhà máy, cách nhau

khoảng 50m – 80m. Mỗi trụ nước chữa cháy có hộp 1 lăng A và 2 cuộn vòi

Súng phun monitor: 05 cái bố trí tại khu vực công nghệ và trạm nén đầu vào.

Các hộp đựng lăng, vòi chữa cháy: 24 hộp (48 cuộn vòi, 24 lăng) được bố trí theo từng

khu vực thiết bị trong nhà máy

Hệ thống phun sương (Water

Spray): được kích hoạt

thông qua hệ thống van xả

nước tự động Deluge Valve

(10 cái).

Hệ thống phun bọt chữa cháy tại

bồn Condensate:

Bồn chứa foam dung tích 1516 lít,

02 lăng phun.

Thời gian phun xả bọt là 55 phút

với mật độ 4,1l/m2/p.

Áp suất trong đường ống luôn

được duy trì từ 10 – 12 Barg;

Hệ thống chữa cháy tự động

bằng khí CO2 loại 45 kg: 79 bình

tại khu vực Nhà máy phát, Trạm Dinh Cố, Scada.

Hệ thống chữa cháy tự động bằng bình bột dạng treo (26 bình loại 8kg) tại kho hóa chất

và kho dầu mỡ.



Hiện GPP đang cải tạo, xây dựng hệ thống chữa cháy bằng nước thay cho hệ thống chữa

cháy bằng CO2 tại khu vực trạm Dinh Cố cũ.

Hệ thống chữa cháy di động gồm:

Nhà máy được trang bị 01 xe

chữa cháy cùng đầy đủ các trang

bị và phương tiện: Lăng, vòi,

foam, …kèm theo trực PCCC

24/24;

Các bình chữa cháy bằng bột loại

xe đẩy:32 bình (loại:158kg, 50kg,

45kg, 35kg, 22.7kg)

Hình 5.4. Hệ thống chữa cháy di động

Các bình chữa cháy bằng bột loại xách tay: 82 bình (loại: 9kg, 8kg, 6kg).

Các bình chữa cháy CO2 xách tay: 34 bình (loại:9kg, 7kg, 5kg, 3kg).

02 xe Foam di động dung tích 100 lít/xe;

01 máy bơm TUHATZU – V75 công suất 123m3/h

1.2.3. Hệ thống chống sét: gồm các bộ phận

- Các cột thu lôi,

- Mạng lưới tiếp đất,

- Hệ thống cọc tiếp đất.

1.2.4. Rò rỉ và xử lý

Khi xảy ra rò rỉ nhanh chóng xử lý các nguồn có thể bắt lửa ở khu vực lân cận và đóng van

hệ thống cung cấp khí.

Hệ thống thông gió có tác dụng khuếch tán khí cùng với lượng nitơ cần thiết vào môi

trường, làm giảm nồng độ và ngăn cản sự tập trung tích tụ của khí.

II. NỘI QUY AN TOÀN ÁP DỤNG TẠI NHÀ MÁY

Những biển báo cần lưu ý khi vào nhà máy



Hình 5.5. Hệ thống biển báo an toàn bảo hộ lao động

2.1. Nội quy ra vào

Không phận sự miễn vào,

- Khi vào phải có Giấy phép do BGĐ đơn vị liên quan cấp,

- Khi vào phải đeo phù hiệu và có bảo hộ lao động đầy đủ,

- Không đem theo các vật dụng, vật liệu có khả năng gây lửa như: vũ khí, diêm quẹt, hóa

chất, điện thoại di động, máy ảnh, máy quay phim, thiết bị điện, động cơ,…

- Cấm hút thuốc và các hoạt động tạo lửa,

- Không tự do đi lại

- Không tự tiện tác động vào thiết bị

- Mọi hoạt đông phải theo hướng dẫn của cán bộ vận hành

2.2. Nội quy xe ra vào

- Không cho các loại xe có động cơ vào

- Trường hợp bắt buộc phải cho xe vào, cần tuân thủ các quy đinh sau:

Có Giấy phép do BGĐ đơn vị lien quan cấp.

Lái xe phải trình bày rõ mục đích đưa xe vào.



Tình trạng của xe đảm bảo an toàn giao thông và an toàn phòng cháy chữa cháy.

Xe có nắp chụp dập tàn lửa tại ống xả.

Tắt điện đài, radio và các thiết bị điện tử khác trên xe.

Trên xe không mang theo diêm quẹt, các vật liệu hoặc dụng cụ có khả năng đánh lửa

hoặc gây cháy nổ.

2.3. Nội quy phòng cháy chữa cháy

- Không hút thuốc và các hoạt động gây lửa.

- Không đem theo các vật dụng, vật liệu có khả năng gây lửa như: vũ khí, diêm quẹt, hóa

chất, điện thoại di động, máy ảnh, máy quay phim, thiết bị điện, động cơ,…

- Không đi giày đinh

- Nắm bắt hiệu lệnh báo động va các lối thoát nguy hiểm.

2.4. Nội quy làm việc

- Tuân thủ nội quy ra vào.

- Có giấy chứng nhận đã qua hướng dẫn an toàn về BHLĐ do Phòng AT-CL cấp.

- Không hút thuốc, không nấu nướng.

- Không làm mất vệ sinh môi trường.

- Không uống rượu hoặc dùng chất kích thích trong khi làm việc.

- Không ẩu đả, không đánh bài, chơi cờ hoặc nằm ngủ trong giờ làm việc.

- Không làm việc riêng hoặc tự ý bỏ vị trí làm việc.

- Mọi công việc nguy hiểm đều phải có quy trình và giấy phép làm việc.

- Người thực hiện công việc phải tuân thủ quy trình kỹ thuật và các yêu cầu trong giấy phép

đã duyệt.

- Trang bị bảo hộ lao động đầy đủ và đeo phù hiệu khi làm việc.

- Không có nhiêm vụ tuyệt đối không tự tiện tác động vào hệ thống.

- Nếu thấy nguy cơ không an toàn hoặc có sự cố, tai nạn phải cấp báo ngay cho cấp trên

hoặc cán bộ vận hành.



CHƯƠNG V: KẾT LUẬN

Trải qua gần 1 tháng thực tập tại Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, chúng em có một số

nhận xét như sau:

- Về mặt tổ chức lao động và quản lý hành chính: hệ thống quản lý tinh gọn, số

lượng lao động tại nhà máy được bố trí một cách phù hợp đảm bảo chế độ vận hành liên

tục của nhà máy 24/24 với 4 ca vận hành và 4 tốp bảo vệ vũ trang, tổng số lao động của

nhà máy hơn 99 người, có xe đưa đón cán bộ nhân viên từ Thành phố Vũng Tàu đến nơi

làm việc của nhà máy tại huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu, cách Thành phố hơn

30 km.

- Về mặt công nghệ và thiết bị: với 3 chế độ vận hành chính, đảm bảo nhà máy luôn

hoạt động liên liên tục 24/24, nếu có sự cố xảy ra ở từng cụm thiết bị, thì hệ thống xả khí

qua đuốc đốt được thực hiện và người kỹ sư vận hành sẽ tiến hành cô lập, và thay đổi chế

độ vận hành tùy vào từng đặc điểm tình hình cụ thể. Mọi hoạt động của các thiết bị đều

được thiết bị cảm biến tiếp nhận tính hiệu và truyền tính hiệu điện về phòng điều khiển

thông qua các panel điều khiển để người kỹ sư vận hành có hướng xử lý và kiểm soát tình

trạng hoạt động của các thiết bị, cũng như hoạt động chung của nhà máy.

- Về an toàn lao động và phòng chống cháy nổ: nhà máy luôn đặt yêu cầu cao về an

toàn lao động và phòng chống cháy nổ. Mọi nhân viên kỹ sư vận hành của nhà máy và

khách vào nhà máy đều được phổ biến các qui định về an toàn lao động trước khi vào nhà

máy, tuyệt đối cấm mang điện thọai di động, máy chụp hình và các vận dụng có khả năng

gây lửa và nhà máy. Vào mỗi buổi sáng thứ 2 đầu tuần, các kỹ sư ở phòng điều khiển

luôn kiểm tra hệ thống PCCC và còi báo để đảm bảo chắc rằng hệ thống luôn ở trong tình

trạng sẵn sàng.



PHỤ LỤC:

CÁC NGUYÊN TẮC AN TOÀN CHUNG

KHI LÀM VIỆC VỚI LPG

I CÁC NGUYÊN TẮC AN TOÀN CHUNG KHI LÀM VIỆC VỚI LPG

1. Các đặc tính an toàn của LPG

LPG là một chất rất dễ cháy và có thể nổ khi hỗn hợp với không khí

LPG ở thể khí hơi nặng hơn không khí, dòng khí LPG có thể lan xa, tiếp xúc với

các nguồn lửa và lan ngược trở lại bồn hoặc chai chứa

LPG có thể tụ lại trong không gian kín gây nguy cơ cao về nổ và độc

Khi chứa trong các bình và bồn kín, LPG thường tồn tại ở dạng khí hóa lỏng, khi

hấp thụ nhiệt từ bên ngoài (ánh nắng, nhiệt từ ngọn lửa, các nguồn nhiệt khác) ,áp

suất bên trong bồn hoặc chai sẽ tăng lên có thể gây nguy hiểm cho thiết bị và con

người

2. Các ảnh hưởng của LPG đối với sức khỏe

2.1 Các ảnh hưởng của LPG lên hệ hô hấp

• Ở nồng độ thấp dưới 0,1% khí LPG không phải là chất độc hại.

• Ở nồng độ dưới 1% LPG không gây ra triệu chứng đặc biệt nào

• Nồng độ LPG cho phép làm việc lâu dài là 0,25%

• Nồng độ khí LPG trên 1% có thể gây ra choáng nhẹ sau vài phút, tuy nhiên không gây

kích thích rõ rệt lên mũi và họng

• LPG là chất gây ngạt. Nồng độ LPG quá cao có thể chiếm chỗ của Oxy trong không

khí và gây ngạt. Sự thiếu oxy bắt đầu xảy ra khi nồng độ Oxy thấp hơn 18%.

• Các triệu chứng khi thiếu oxy:

• Từ 12 - 16%: thở gấp

• từ 10 - 14%: cảm giác mệt mỏi bất thường, rối loạn cảm xúc

• từ 6 - 10%: nôn ói và mất khả năng tự chủ

• dưới 6%: co giật và suy hô hấp, có thể dẫn đến tử vong

2.2 Các ảnh hưởng của LPG lên da:

• LPG thể khí không có ảnh hưởng lên da

• LPG lỏng phun ra dưới áp suất có thể gây hiện tượng bỏng lạnh. Nếu bỏng nhẹ có thể

gây tê cóng, đau nhói như kim châm và ngứa ở vùng da bị bỏng. Nếu bỏng nặng sẽ có



cảm giác cháy rát, da bị bợt trắng hoặc có màu vàng. Vùng da bị bỏng bị phồng giộp và

có thể bị hoại thư.

2.3 Các ảnh hưởng của LPG lên mắt:

• LPG ở dạng hơi không gây cay mắt.

• LPG lỏng bắn vào mắt có thể gây đóng băng tại mắt và gây mù

2.4 Các ảnh hưởng khác:

• Người ta không ghi nhận được các ảnh hưởng khác, cụ thể LPG không gây ung thư,

không ảnh hưởng đến khả năng sinh sản và không ảnh hưởng đến thai nhi

3. Cách xử lý các tai nạn khi tiếp xúc với LPG

3.1 Nếu có người bị choáng khi làm việc trong môi trường LPG:

Người vào cấp cứu phải mang đầy đủ mặt nạ phòng độc

Nhanh chóng đưa người bị nạn ra nơi thoáng khí

Thực hiện thao tác hô hấp nhân tạo nếu nạn nhân bị ngừng thở

Thông báo ngay cho nhân viên y tế

3.2 Nếu bị LPG lỏng phun vào da:

Nhanh chóng đưa người bị nạn ra ngoài, dùng nước đổ nhẹ lên vùng da bị bỏng

cho đến khi hết LPG. Cấm làm nóng, lau hay phun khí nóng lên vùng da bị bỏng

Nhẹ nhàng gỡ (hoặc cắt ) bỏ quần áo và quấn nhẹ quanh vùng bị bỏng bằng băng

vải tiêt trùng

Đưa người bị nạn đến trạm y tế gần nhất

3.3 Nếu bị LPG lỏng phun vào mắt:

Nhanh chóng đưa người bị nạn ra ngoài, dùng nước đổ nhẹ lên mắt cho đến khi

hết LPG. Cấm làm nóng, lau mắt.

Băng cả hai mắt bằng băng vải tiêt trùng

Đưa người bị nạn đến trạm y tế gần nhất

II. AN TOÀN TRONG VẬN HÀNH HỆ THỐNG CHỊU ÁP LỰC

1.Khái niệm chung

• Các hệ thống chiết nạp, sử dụng LPG là các hệ thống kín, chứa LPG bão hòa dưới áp

suất cao ở nhiệt độ môi trường. Từ đó có thể thấy hai mối nguy hiểm chính liên quan đến

hệ thống LPG là:

• Hệ thống luôn có áp suất, khi áp lực của môi chất vượt quá khả năng chịu lực của bồn

chứa, đường ống sẽ gây ra nổ vỡ



• LPG chứa bên trong hệ thống là môi chất có khả năng cháy nổ cao, khi xảy ra sự cố nổ

hoặc rò rỉ, LPG thoát ra ngoài có thể gây ra cháy, nổ dây chuyền rất nguy hiểm

• Chính vì vậy, đối với hệ thống LPG, các biện pháp đảm bảo an toàn tập trung vào:

Các bồn chứa (bồn cố định, xitec, chai chứa) và hệ thống ống phải được thiết kế,

lắp đặt, định kỳ nghiệm thử để đảm bảo chịu được áp suất môi chất với hệ số an

toàn lớn nhất có thể

Quá trình vận hành phải thường xuyên theo dõi, phát hiện ngay các nguy cơ nổ vỡ,

rò rỉ để xử lý kịp thời.

Khu vực làm việc phải đảm bảo không có các nguồn gây tia lửa, được thông gió

tốt tránh LPG tụ lại tạo thành hỗn hợp nổ với không khí

2. Các sự cố liên quan đến hệ thống chịu áp lực

2.1 Sự cố nổ vỡ: Phân loại: có thể phân ra làm hai loại nổ vỡ

• Nứt : xảy ra với tốc độ chậm khi trên hệ thống xuất hiện vết nứt làm phun môi chất ra

ngoài.

• Nổ: xảy ra với tốc độ rất nhanh, hệ thống bị phá hủy thành các mảnh nhỏ và tạo ra các

sóng nổ. Va đập của các mảnh bắn và sức ép của sóng nổ trong không khí sẽ gây ra tai

nạn cho con người và thiết bị đặc biệt trong các không gian kín.

Đối với môi chất cháy nổ như LPG việc một lượng lớn môi chất thoát ra ngoài thường

tạo ra các hiện tượng cháy nổ kèm theo.

2.1.1 Nguyên nhân:

• Môi chất bên trong hệ thống hấp thụ nhiệt làm áp suất tăng cao. Điều này đặc biệt nguy

hiểm đối với hệ thống chứa LPG, khi hấp thụ nhiệt LPG lỏng sẽ bay hơi rất nhanh, do sự

chênh lệch về thể tích giữa phần lỏng và phần hơi (1 lít propan lỏng bay hơi ở 15 o C sẽ

tạo thành 270 lít khí ) áp suất sẽ tăng cao nhất là khi hệ thống chứa đầy LPG lỏng.

• Do không khí lọt vào tạo thành hỗn hợp nổ bên trong hệ thống. Đối với hệ thống LPG

sự cố này hay xảy ra khi nạp khí lần đầu hoặc thông thổi khi sửa chữa.

• Áp suất hệ thống không tăng tuy nhiên bồn chứa, chai và đường ống bị yếu đi do ăn

mòn, va đập, khuyết tật

• Hiện tượng thủy kích: Trong hệ thống đường ống LPG hiện tượng thủy kích xảy ra khi

dòng chất lỏng bị chặn lại tức thời. Dòng chất lỏng chảy bên trong ống có quán tính của

nó, khi bị chặn lại một cách tức thời (ví dụ như có van chặn nào đó bị đóng lại một cách

đột ngột) lực quán tính của dòng chất lỏng sẽ chuyển thành lực sốc (sốc thủy lực) ở dạng



sóng, truyền ngược lại phía sau gây vỡ ống. Khi xảy ra hiện tượng thủy kích, ống sẽ bị

rung và có tiếng kêu bất thường.

2.Sự cố rò rỉ:

Các nguyên nhân gây nên sự cố rò rỉ bao gồm:

Rò rỉ do các mối nối có tình trạng kỹ thuật kém:

Được thiết kế không đúng quy cách: mỗi loại mối nối phù hợp với một điều kiện

nhất định, việc lựa chọn không đúng loại mối nối sẽ làm tăng nguy cơ rò rỉ. Nói

chung tất cả các mối nối có thể tháo được đều có nguy cơ rò rỉ cao, vì vậy người ta

hạn chế sao cho số lượng mối nối loại này trên hệ thống ống là nhỏ nhất, dùng các

mối nối bằng hàn ở các vị trí có thể.

Xiết không chặt

Mối nối ren, mặt bích bị lỏng ra do rung lắc trong quá trình sử dụng. Hiện tượng

rung lắc không chỉ làm lỏng các mối nối mà còn có thể làm cho các van khóa bị

mở ra một cách bất thường

Bồn chứa, đường ống bị nứt, thủng do va chạm, ăn mòn, mài mòn, do các khuyết

tật bên trong kim loại.

Do bụi bẩn bám vào bề mặt nắp van, mặt bích

Do áp suất tăng quá cao làm các van an toàn mở

Do các sai sót trong vận hành

3. Các biện pháp bảo đảm an toàn

Hệ thống phải được thiết kế một cách phù hợp :

Một số điểm đáng lưu ý:

• Đối với các bồn chứa đặt cố định:

Áp suất thiết kế các bồn chứa LPG không được nhỏ hơn 17 bar với chiều dày tăng

thêm để dự phòng ăn mòn ít nhất là 1 mm

Trên bồn chứa phải có đủ các cơ cấu an toàn cần thiết, cụ thể:

Trên đường nạp lỏng phải có 1 van một chiều và 1 van chặn

Đường cấp lỏng ra phải có van đóng nhanh khẩn cấp và một van đóng ngắt trực

tiếp ở phía ngoài. Gas lỏng thường được nạp vào khoang hơi

Bồn phải được trang bị van an toàn có kích thước phù hợp với diện tích xung

quanh của bồn



Trên bồn phải có ít nhất một dụng cụ đo mức lỏng, dụng cụ đo mức lỏng cao nhất

và một áp kế

Hệ thống các van đóng khẩn cấp phải có khả năng đóng bằng tay từ xa cũng như

tại điểm vận hành và tự động đóng khi có tín hiệu báo lửa, rò rỉ từ các đầu dò khí

Mỗi bồn phải có ít nhất hai vị trí nối vào hệ thống tiếp đất chống sét và chống tĩnh

điện. Điện trở tiếp đất phải nhỏ hơn 10 Ohm

Đối với xe bồn:

Bồn chứa đặt trên xe có yêu cầu thiết kế như đối với bồn chứa cố định, ngoài ra còn thêm

một số yêu cầu bổ sung:

Lượng lỏng nạp vào bồn không được vượt quá 90% dung tích bồn

Nếu dung tích bồn lớn hơn 10.000 lít, bồn phải có một hoặc nhiều vách ngăn .

Dung tích mỗi khoang không được vượt quá 7500 lít

Khi thiết kế bồn, ngoài áp suất chất lỏng lấy bằng 17 bar, người ta còn phải tính

tới cả tải trọng động của xe

Bồn chứa bắt buộc phải có nhiệt kế

Xe bồn phải có dây để nối đất

Đối với các ống :

• Trên các ống hơi và ống lỏng, giữa 2 van chặn phải có van xả an toàn có áp suất đặt

bằng 80% áp suất thử của hệ thống.

Hiện tại, chưa có tiêu chuẩn Việt nam về áp suất thiết kế cho hệ thống ống, có thể tham

khảo quy định của Mỹ (NFPA 58 điều 3-2.10.2) như sau:

Ống có áp suất cao hơn áp suất của bồn (ống nhập lỏng, ống đẩy của bơm lỏng)

thiết kế ở áp suất 24 bar

Ống lỏng không nối với đầu đẩy của bơm, các ống hơi làm việc ở áp suất lớn hơn

9 bar (ống hơi nối với bồn phía trước van giảm áp) thiết kế ở áp suất 17 bar

Ống hơi làm việc ở áp suất nhỏ hơn 9 bar (phía sau van giảm áp) thiết kế ở áp suất

9 bar

• Hệ thống phải được kiểm tra, theo dõi một cách thường xuyên để kịp thời phát hiện

các khuyết tật, có biện pháp xử lý bảo dưỡng kịp thời.

Trạm nạp phải có kế hoạch quy định chi tiết công tác kiểm tra, bảo dưỡng định kỳ tất cả

các thiết bị trong trạm để đảm bảo điều kiện an toàn. Sau đây là một số lịch biểu mang

tính gợi ý



• Đối với các thiết bị phụ trợ:

Tên thiết bị Biện pháp kiểm tra, bảo dưỡng Thời gian

thực hiện

Các van đóng khẩn

cấp

Kiểm tra khả năng làm việc Hàng tuần

Hệ thống nước

tưới làm mát

Chạy thử, kiểm tra để đảm bảo hệ thống có thể tưới

toàn bộ diện tích bề mặt các bồn. Sửa chữa và thay thế

các vòi phun bị tắc hoặc bị hỏng

Hàng qúy

Kiểm tra khả năng làm việc Hàng năm

Các thiết bị báo rò

rỉ (Gas detector)

Kiểm tra khả năng làm việc Theo yêu cầu

của nhà chế

tạo

• Hệ thống bồn chứa, thiết bị nạp, đường ống

Hạng mục kiểm tra Biện pháp kiểm tra, bảo dưỡng Thời gian thực

hiện

Kiểm tra thường xuyên

(Sử dụng danh mục câu

hỏi kiểm tra)

Kiểm tra phát hiện các hiện tượng hư hỏng rò rỉ để

sửa chữa kịp thời

Hàng ngày

Kiểm tra hàng tháng Kiểm tra để đảm bảo các van khóa ở tình trạng kỹ

thuật tốt (tay van đóng mở nhẹ nhàng, không có rò

rỉ, ăn mòn trên thân van, mặt bích, mối nối) . Kiểm

tra van an toàn (lỗ thoát nước không bị tắc, lò xo và

đế van không bị ăn mòn) . Kiểm tra tình trạng ăn

mòn của đường ống Kiểm tra các đầu nạp để phát

hiện các biểu hiện hư hỏng, ăn mòn hay xì hở.

Hàng tháng

Kiểm tra hàng năm Kiểm định lại áp kế, nhiệt kế . Kiểm tra khả năng

làm việc của hệ thống báo động khi mức lỏng quá

cao. Kiểm tra bằng mắt tình trạng kỹ thuật bồn.

Kiểm tra tình trạng kỹ thuật của nền móng, chân đỡ

bồn

Hàng năm

Khám xét toàn bộ các bồn

và hệ thống ống

Kiểm tra bên trong, bên ngoài. Siêu âm kiểm tra

chiều dày

3 năm/lần(do cơ

quan đăng kiểm



thực hiện)

Khám xét toàn bộ và thử

thủy lực các bồn và hệ

thống ống

Kiểm tra bên trong, bên ngoài. Siêu âm kiểm tra

chiều dày. Thử thủy lực

6 năm/lần(do cơ

quan đăng kiểm

thực hiện)

• Quá trình vận hành phải đảm bảo các nguyên tắc an toàn cơ bản khi làm việc với

LPG.

Cách ly LPG khỏi tất cả các nguồn lửa trần và các nguồn gây tia lửa.

Trong quá trình sang chiết, sử dụng các chai, bồn chứa cần được nối đất để tránh

điện tích tĩnh điện có thể gây tia lửa

Khu vực có LPG phải có biển báo cấm lửa, cấm hút thuốc

Luôn giữ cho khu vực làm việc sạch sẽ, không có các vật liệu dễ cháy

• Yêu cầu cơ bản đối với khu vực tồn trữ và nạp khí LPG:

Phải được thông gió tốt, hệ thống thông gió phải là loại không gây tia lửa trong

quá trình hoạt động.

Hệ thống điện phải đảm bảo đầy đủ các yêu cầu về phòng nổ và về an toàn

Lối đi lại và các cửa thoát hiểm phải thoáng, không có các vật chắn

Phải lắp đặt các thiết bị báo lửa và báo rò rỉ

• Yêu cầu cơ bản khi sử dụng chai LPG:

Sử dụng số lượng LPG ít nhất có thể. Chai phải đặt trong khu vực được thông gió

tốt

Khi không sử dụng, chai phải có nút bảo vệ van

Chai phải được đặt ở vị trí đứng, được kẹp chặt chống đổ ngã.

Không mở van chai khi tay có dầu, mỡ

Dùng van giảm áp phù hợp.

Thiết bị sử dụng ga phải là loại phù hợp, đảm bảo các yêu cầu an toàn.

Chỉ mở van chai bằng tay, không sử dụng bất kỳ dụng cụ nào khác để mở.

Thường xuyên kiểm tra tình trạng chai để kịp thời phát hiện các dấu hiệu móp

méo, rỉ sét, rò rỉ. Không sử dụng chai nếu phát hiện các biểu hiện hư hỏng

Luôn giữ van chai sạch sẽ, đặc biệt là không có nước và dầu mỡ

Khi sử dụng khí, luôn mở hoàn toàn van chai

Không để chai bị rơi, va đập vào các vật rắn



Không nắm vào tay van khi nhấc chai

Để lại một ít khí sau khi dùng chai (để người nạp chai có thể nhận biết loại khí)

Không sử dụng chai vào bất kỳ mục đích nào khác (như làm con lăn, bậc kê v.v.)

Trang bị đủ thiết bị PCCC

• Một số điểm cần chú ý: Khi nạp LPG từ tàu vào bồn (theo quy định của NFPA58)

Trong vòng bán kính 30,5 m từ cầu tàu không được có các phương tiện vận tải

khác, các thiết bị điện cầm tay, bình chứa khí nén, chứa chất cháy

Chỉ những người có trách nhiệm có mặt trong khu vực nhập ga

• Khi xuất ga cho xe bồn:

Xe phải đỗ hướng về phía có đường thoát thích hợp (đảm bảo cho xe không phải

lùi khi thoát đi), cài phanh, ngắt công tắc, cắt ắc quy và chèn bánh xe trước khi

giao hàng.

Phải nối đất dây nối đất của xe trước khi nối ống.

Người lái xe hoặc người chịu trách nhiệm giao nhận hàng không được đi ra ngoài

trong suốt thời gian giao hàng

Phải luôn luôn có người trông coi xe trong quá trình nạp

Phải đảm bảo rằng thiết bị nạp, xe bồn ở tình trạng kỹ thuật tốt trước khi nạp.

Đóng nay van nạp khi đã đủ mức nạp cần thiết. Khi theo dõi mức nạp bằng thiết bị

báo mực lỏng tối đa (fixed liquid gauge), cần thực hiện quy trình sau:

Phải mang găng tay bảo hộ khi vận hành thiết bị báo mực lỏng tối đa

Mở vít xem lỏng trên thiết bị báo mực lỏng tối đa khi bồn nạp được khoảng 50%

sức chứa. Khi thấy lỏng thoát ra từ thiết bị báo mực lỏng tối đa, đóng ngayvan

nạp.

Đóng kín vít xem lỏng

Phải thực hiện đúng quy trình xả e trước khi nạp và xả khí trong ống mềm sau khi

nạp

Nếu sau khi ngắt ống mềm mà vẫn thấy ga thoát ra từ ống nạp của xe tức là van một

chiều gắn trên xe bồn bị hỏng. Biện pháp xử lý như sau:

Nối ống mềm trở lại, nạp thêm một chút lỏng để dùng dòng môi chất làm sạch van

một chiều. Nếu van vẫn không kín, dùng nút bịt kín đầu nạp của xe. Thông báo

cho người có trách nhiệm để xử lý



Trước khi kết thúc công việc phải tiến hành kiểm tra để đảm bảo van bồn đã được

khóa, ống mềm đã được bảo quản cẩn thận, các thiết bị điện đã được ngắt khỏi

nguồn v.v.

• Khi nạp ga vào chai:

Chỉ nạp khí vào các chai đạt các yêu cầu an toàn, không được nạp khí vào các chai

có các biểu hiện sau:

Có biểu hiện hư hỏng cơ học: phồng, móp, vết xước, vết đục v.v.

Có hiện tượng bị ăn mòn

Tình trạng chân đế, tay xách không đảm bảo

Tình trạng van không tốt

Chữ và số đóng trên chai không đúng hoặc không rõ

Chai đã quá thời hạn khám nghiệm

Chai có biểu hiện bị ảnh hưởng của hỏa hoạn

Nạp theo đúng trọng lượng quy định

Sai số nạp cho phép như sau:

Loại chai Sai số nạp (kg)

6 -7 kg +0,1/-0 kg

9 - 13 kg +0,2/-0 kg

Từ 45 kg +0,4/-0 kg

Ngừng nay quá trình nạp nếu phát hiện các hiện tượng bất thường hay các hư hỏng

gây ra rò rỉ khí trong hệ thống.

Chai sau khi nạp phải được kiểm tra lại về:

- Trọng lượng nạp.

- Độ kín

Khi xử lý các chai quá đầy hoặc không đảm bảo độ kín không được xả trực tiếp ra

ngoài trời mà phải có hệ thống thu hồi khí.

• Các nguyên tắc an toàn khi làm việc bên trong các bồn chứa:

Trước khi làm việc phải có giấy phép làm việc có chữ ký của người có trách

nhiệm

Trong quá trình làm việc phải có người canh chừng bên ngoài bồn với đầy đủ thiết

bị thở nhân tạo. Giữa người làm việc bên trong và bên ngoài bồn phải có phương

tiện liên lạc thích hợp.



Các dụng cụ, phương tiên để làm việc bên trong bồn phải là loại không phát sinh

tia lửa. Đèn chiếu sáng phải là loại phòng nổ có điện áp không quá 12V.

Phải phân tích không khí trước khi làm việc. Có thể tham khảo bảng sau đây về các yêu

cầu đối với thành phần khí khi làm việc bên trong bồn:

Các điều kiện của môi trường bên trong bồn Tỉ lệ oxy trong không khí bên trong

bồn

Nhỏ hơn 19,5% Lớn hơn hoặc bằng

19,5 %

Phần trăm khí cháy so với giới hạn

cháy dưới (%LFL)

> 20% Không được vào Không được vào

Từ 11%

đến 20%

Có thể chui vào bồn

với thiết bị thở. Chỉ

thực hiện các thao

tác kiểm tra

Mang thiết bị thở khi

cần thiết phải chui

vào bồn để kiểm tra

Từ 2%

đến 10%




tác sửa chữa, bảo trì

không gây tia lửa

(cold work)




tác sửa chữa, bảo trì

không gây tia lửa

(cold work)

Nhỏ hơn

2%


với thiết bị thở. Có

thể thực hiện tất cả

các thao tác bảo trì,

sửa chữa (hot work

và cold work)

Không cần thiết bị

thở khi chui vào bồn.

Có thể thực hiện tất

cả các thao tác bảo

trì, sửa chữa (hot

work và cold work)



DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tiếng Việt:

[1] Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam (Vũng Tàu, 9/2007). Tổng công ty khí –

Quá trình hình thành và phát triển (1980 – 2007).

[2] Nguyễn Thị Minh Hiền (2006). Công nghệ chế biến khí tự nhiên và khí đồng

hành. Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật.

[3] Thạc sĩ Kiều Đình Kiểm - Tổng công ty xăng dầu Việt Nam (2005). Các sản

phẩm dầu mỏ & hóa dầu. Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật.

[4] Dự án giáo dục kỹ thuật và dạy nghề VTEP – Hà Nội (2008). Giáo trình các

thiết bị dầu khí.

[5] Thạc sĩ Nguyễn Hoàng Minh - Đại học Công nghiệp Tp. Hồ Chí Minh (2007).

Giáo trình công nghệ chế biến khí.

Tiếng Anh:

[6] Samsung Engineering Co. Ltd. and NKK Corporation. Operating Manual to be

applied to the Gas Processing Plant at Dinh Co of the Vietnam Gas Utilization

Project for GPMB and PetroVietnam, Job. No. ML-1200.


báo cáo thực tập gpp dinh cố

Documents