Tài liệu Báo cáo thực tập tốt nghiệp tại nhà máy chế biến khí dinh cố

BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP MỤC LỤC Chương 1. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY ............................................................................ 4 I. Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy ................................................................. 4 1. Tổng Công ty Khí Việt Nam PV Gas ....................................................................... 4 2. Hệ thống các mỏ khí và đường ống khu vực phía Nam ........................................... 4 3. Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố ............................................................................... 6 4. Tổng quan về đường ống, kho chứa và Cảng Thị Vải ............................................. 7 II. Địa điểm xây dựng ....................................................................................................... 7 III. Sơ đồ: tổ chức, bố trí nhân sự, mặt bằng nhà máy ....................................................... 7 IV. Các loại sản phẩm chính, sản phẩm phụ của nhà máy ................................................. 9 Chương 2. NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT ............................................................................ 11 I. Nguyên liệu đầu vào nhà máy ....................................................................................... 11 II. Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành ............................................................... 11 III. Kiểm tra và xử lý nguyên liệu.................................................................................... 12 IV. Khả năng thay thế nguyên liệu .................................................................................. 13 Chương 3. QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ .............................................................................. 14 I. Các chế độ vận hành, các thiết bị chính trong mỗi chế độ vận hành ............................. 14 1. Chế độ AMF ........................................................................................................... 14 2. Chế độ MF.............................................................................................................. 19 3. Chế độ GPP ............................................................................................................ 21 4. Chế độ MGPP (GPP modified) .............................................................................. 28 II. Chuyển đổi giữa các chế độ ....................................................................................... 30 1. AMF  MF ........................................................................................................... 30 2. MF  GPP ............................................................................................................. 31 3. GPP  MF ............................................................................................................. 32 4. MF  AMF ........................................................................................................... 33 III. Vận hành trong điều kiện bất thường......................................................................... 34 1. Expander/ Compressor shutdown........................................................................... 34 2. K-01 shutdown ....................................................................................................... 34 3. K-02/03 shutdown .................................................................................................. 35 4. Off specification products handling ....................................................................... 35 5. Đưa sản phẩm lỏng từ bồn chứa vào đường ống .................................................... 35 6. Plant bypass ............................................................................................................ 36 7. Vận hành với lượng thu hồi nhỏ nhất (Condensate rundown) .............................. 36 8. Vận hành phun methanol........................................................................................ 37 9. Sự cố thiết bị phụ ................................................................................................... 38 10. Quá trình Blow Down ............................................................................................ 39 IV. Hệ thống phụ trợ, xử lý nước thải, an toàn lao động và PCCC ................................. 40 1. Hệ thống an toàn .................................................................................................... 40 2. Phương tiện bổ trợ .................................................................................................. 41 3. Phương tiện phụ trợ ................................................................................................ 42 Chương 4. SẢN PHẨM........................................................................................................ 49 I. Các sản phẩm chính – phụ và phế phẩm. Yêu cầu chất lượng sản phẩm ...................... 49 1. Các sản phẩm ......................................................................................................... 49 2. Đặc tính kỹ thuật LPG do Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất ........................... 50 NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 1 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP II. Phương pháp kiểm tra sản phẩm ................................................................................ 51 III. Tồn trữ và bảo quản ................................................................................................... 51 IV. Các nguồn phân phối, tiêu thụ và ứng dụng .............................................................. 51 1. Nguồn phân phối, tiêu thụ ...................................................................................... 51 2. Ứng dụng ................................................................................................................ 52 Chương 5. TRẢ LỜI CÂU HỎI CHO ĐỢT THỰC TẬP TỐT NGHIỆP ........................ 52 NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 2 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP LỜI CẢM ƠN ----- o0o ----Trong quá trình thực tập tại Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố, chúng em đã được sự giúp đỡ, hỗ trợ nhiệt tình của đội ngũ cán bộ nhà máy. Chúng em xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đến anh Lê Tất Thắng đã hướng dẫn chúng em hoàn thành quá trình thực tập. Chúng em xin gửi đến anh Phan Tấn Hậu, Quản đốc Nhà máy, lời cảm ơn chân thành đã hỗ trợ và tạo điều kiện cho chúng em học tập tốt tại nhà máy. Chúng em xin chân thành cảm ơn anh Hồ Viết Đang, Kĩ sư Công nghệ, đã nhiệt tình giảng giải và giúp đỡ về mặt chuyên môn trong thời gian chúng em thực tập tại nhà máy để hoàn thành báo cáo này. Chúng em cũng xin gửi lời cảm ơn đến các Thầy cô trong Bộ môn Kỹ Thuật Dầu khí, trường Đại học Bách Khoa Đà Nẵng đã truyền đạt kiến thức, giúp chúng em tiếp cận tốt hơn với qui trình sản xuất thực tế. Cuối cùng, chúng em rất cảm ơn ban lãnh đạo Công ty chế biến Khí Vũng Tàu, Nhà máy xử lý Khí Dinh Cố đã cho phép và tạo điều kiện cho chúng em hoàn thành tốt đợt Thực tập Tốt nghiệp này. Nhóm Sinh Viên Thực Tập Khoa Hóa - Trường ĐH Bách Khoa Đà Nẵng NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 3 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP Chương 1. TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY I. Lịch sử hình thành và phát triển của nhà máy 1. Tổng Công ty Khí Việt Nam PV Gas - Tháng 10 năm 1990, Công ty Chế biến và Kinh doanh các sản phẩm khí (PV GAS) được thành lập với 100 nhân viên. - Tháng 5 năm 1995, PVGAS hoàn thành hệ thống đường ống dẫn khí Bạch Hổ - Bà Rịa – giai đoạn đưa nhanh khí vào bờ của Dự án khí Bạch Hổ, chấm dứt việc đốt bỏ ngoài khơi khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ và bắt đầu cung cấp khí cho nhà máy điện Bà Rịa. - Tháng 10 năm 1999, PVGas vận hành nhà máy xử lý khí Dinh Cố và Kho cảng Thị Vải, đánh dấu việc hoàn thành toàn bộ Dự án khí Bạch Hổ. Việc hoàn thành toàn bộ Dự án khí Bạch Hổ giúp PV GAS có khả năng cung cấp khí khô, LPG và Condensate cho thị trường nội địa. - Tháng 11 năm 2002, Dự án khí Nam Côn Sơn được đưa vào vận hành, làm gia tăng đáng kể lượng khí cung cấp cho khách hàng công nghiệp ở khu vực miền Nam, Việt Nam. - Đến ngày 4 tháng 4 năm 2005, 15 tỷ m3 khí khô được đưa vào bờ và cung cấp cho các nhà máy điện, đánh dấu một cột mốc quan trọng cho quá trình phát triển của PV GAS nói riêng và của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam nói chung.  Ngày 18/07/2007 Hội động quản trị tập đoàn Dầu Khí quốc gia Việt Nam quyết định số 2232/QĐ-DKVN về việc thành lập Công ty mẹ - Tổng Công ty Khí. Tổng Công ty Khí là Công ty TNHH một thành viên được thành lập trên cơ sở được tổ chức lại Công ty TNHH một thành viên chế biến và kinh doanh sản phẩm khí và các đơn vị trực thuộc Tập đoàn Dầu Khí Việt Nam đang hoạt động trong lĩnh vực vận chuyển, tồn trữ, chế biến, kinh doanh khí và các sản phẩm Khí. Cơ cấu tổ chức của Tổng Công ty khí theo mô hình: Hội đồng thành viên, Kiểm soát viên, Tổng Giám đốc, Các Phó Tổng Giám đốc, Kế toán trưởng, các phòng/ban chức năng và các đơn vị thành viên. - - 2. Hệ thống các mỏ khí và đường ống khu vực phía Nam a. Đông Nam Bộ: Cửu Long và Nam Côn Sơn + Bể Cửu Long: Bể Cửu Long có nhiều mỏ dầu được phát hiện trong đó có các mỏ đang khai thác như: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Rubi, Sư tử đen. Hai mỏ đang khai thác được thu gom khí đồng hành là Bạch Hổ và Rạng Đông cung cấp khí cho các nơi tiêu thụ thông qua đường ống Bạch Hổ Dinh Cố -Phú Mỹ. Ngoài ra còn có các mỏ có khả năng cung cấp khí bổ sung như Sư Tử đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng, Cá ngừ Vàng, Rubi, Phương Đông, Emeral… Đề án sử dụng khí theo thiết kế tổng thể của SNC-Lavalin gồm: - Dàn nén khí ngoài biển với 5 tổ nén khí tổng công suất 8.1 tỷ m3/năm (vốn đầu tư 140 triệu đô) NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 4 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP - Hệ thống đường ống dài 195 Km gồm 115 Km từ Bạch Hổ đến Dinh cố và 84 Km từ Dinh Cố về Thủ Đức Nhà máy chế biến khí hóa lỏng (LPG) tại Dinh Cố (tổng vốn đầu tư 80 triệu đô) Hệ thống cảng xuất khí hóa lỏng và khí ngưng tụ Thị Vải (tổng vống đầu tư 46 triệu đô) + Bể Nam Côn Sơn: Cùng với hệ thống khí Bạch Hổ, sự hình thành hệ thống khí Nam Côn Sơn trở thành trụ cột của nên công nghiệp Khí Việt Nam, với khả năng cung cấp 6 – 8 tỉ m3 khí/năm trong những năm 2006 – 2010 ở khu vực miền Đông Nam Bộ. Ngày 15/12/2000, hệ thống khí Nam Côn Sơn đã chính thức triển khai. Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn chính thức được đưa vào chương trình Khí – Điện – Đạm. Các bên hợp đồng hợp tác kinh doanh như sau: PV Việt Nam 51%, BP Pipelines Việt Nam (BV) 32.67% và Statoil Việt Nam (AS) 16.33%. Tháng 3/2001 Statoil tuyên bố bán hết cổ phần của mình trong dự án khí đốt Nam Côn Sơn để rút ra khỏi Việt Nam. Tháng 5/2001, Dự án xây dựng Nhà máy Điện Phú Mỹ 3 do BP làm chủ đầu tư được cấp giấy phép. Hệ thống đường ống Nam Côn Sơn bao gồm:  Hệ thống đường ống dẫn khí ngoài khơi: Đường ống Rồng Đôi – Mỏ Lan Tây dài 60km, Đường ống mỏ Lan Tây (lô 06-1) – trạm xử lý khí Dinh Cố dài 370km (đoạn trên bờ dài 8.5km), đường kính ống 26” 2 pha, công suất vận chuyển 18.4 triệu m3/ngày, công suất tối đa 6 -7 tỉ m3 khí/năm.  Trạm xử lý khí Dinh Cố: gồm hệ thống thiết bị công nghệ xử lý khí, thiết bị đo lường, điều khiển tự động, hệ thống điện, cấp thoát nước và một số hạng mục phụ trợ,… Công suất xử lý khí giai đoạn đầu là 10.4 triệu m3khí/ngày, giai đoạn mở rộng là 18.4 – 19.8 triệu m3 khí/ngày.  Hệ thống đường ống dẫn khí từ trạm xử lý khí Dinh Cố đến trung tâm phân phối khí Phú Mỹ dài 28km, đường kính 30”, 1 pha, công suất vận chuyển 18.4 triệu m3 khí/ngày đêm.  Trung tâm phân phối khí tại Phú Mỹ gồm hệ thống đo lường, kiểm tra giao nhận khí và một số hạng mục phụ trợ. Hoàn thành năm 2003 để đảm bảo tiếp nhận và phân phối nguồn khí từ hai hệ thống Bạch Hổ và Nam Côn Sơn. b. Tây Nam Bộ: Malay-Thổ Chu (đưa khí về Cà Mau) và Block Ômôn 5.2 (đưa khí về Cần Thơ). Tổ hợp khí - điện- đạm Cà Mau do Petrovietnam làm chủ đầu tư nhằm sử dụng hiểu quả nguồn khí thiên nhiên ở khu vực chồng lấn giữa Malaysia và VN đã được xây dựng. Các công trình này gồm:  Đường ống dẫn khí PM3- Cà Mau: công suất thiết kế 2 tỷ m3/năm, dài 332 km. Gồm các hạng mục: - Đường ống ngoài khơi: từ điểm giao nhận khí trên giàn công nghệ trung tâm (PM3) đến điểm tiếp bờ, dài 289km, đường kính 18” Đường ống trên đất liền: từ điểm tiếp bờ đến cụm dự án Khí – Điện – Đạm Cà Mau, dài 43 km, đường kính 18” Trạm tiếp nhận khí, xử lý khí và trạm phân phối khí cùng các công trình phụ trợ … NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 5 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP  Dự án nhà máy điện Cà Mau: công suất thiết kế 720 MW, sử dụng 750- 800 triệu m3 khí/ năm  Dự án nhà máy đạm Cà Mau: sử dụng khoảng 500 triệu m3 khí/ năm, công suất thiết kế 800 ngàn tấn / năm, gồm 2 dây chuyển sản xuất: dây chuyền sản xuất amoniac (công suất 1350 tấn/ ngày), dây chuyền sản xuất urê dạng hạt (công suất 800 ngàn tấn/ năm) - 2/5/2007 dòng khí đầu tiên từ PM3 đến trạm phân phối khí Cà Mau, chính thức cấp khí cho nhà máy điện Cà Mau vào 6/5/2007 - Với tư cách là tổng thầu, Vietsopetro tham gia bao gồm lắp đặt 298 km đường ống trên biển, 26km đường ống trên bờ và 3 trạm xử lý gồm trạm tiếp bờ, trạm van ngắt tuyến, trạm phân phối khí. 3. Nhà máy chế biến Khí Dinh Cố Nhà máy xử lí khí Dinh Cố thuộc tổng công ty khí Việt Nam (Petro Việt Nam gas). Được xây dựng từ năm 1997 trong thời gian 20 tháng bởi nhà thầu EPC (Samsung Engineering Co Ltd và NNK. Công suất thiết kế ban đầu của nhà máy này là 1.5 tỷ m3/năm và công suất sau khi lắp đặt máy nén đầu vào (27/1/2002) là khoảng 2 tỷ m3/năm. - Nhà máy được thiết kế để thu gom khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ được dẫn vào bờ theo đường ống 16”. Công suất ở giai đoạn này là 4,7 triệu m3/ngày, áp suất đầu vào là 109 Barg. - Từ năm 2002 tiếp nhận thêm lượng khí từ mỏ Rạng Đông với công suất 5,9 triệu m3/ngày, áp suất đầu vào sụt giảm xuống khoảng 85 Barg  04 máy nén đầu vào được lắp đặt để nâng áp suất lên 109 Barg. - Nhà máy sử dụng công nghệ Turbo Expender để thu hồi khoảng 540 tấn propane/ngày, 415 tấn Butane/ngày và 400 tấn Condensate/ngày (công suất thiết kế). - Công suất hiện tại:  Khí đầu vào: 4 triệu Sm3 / ngày  LPG: 750 – 850 tấn / ngày  Condensate: 200 - 240 tấn / ngày  Khí khô: 3.5 - 3.6 triệu m3/ngày - Nguyên tắc ưu tiên:  Tiếp nhận toàn bộ lượng khí ẩm, tránh đốt bỏ khí  Đảm bảo cung cấp khí liên tục 24/24  Thu hồi sản phẩm lỏng tối đa. - Nhà máy có các chế độ vận hành sau:  Chế độ AMF: sản phẩm là khí khô và Condensate  Chế độ MF: sản phẩm là khí khô, Condensate và bupro  Chế độ GPP: sản phẩm là khí khô, Condensate, Butane và propane  Chế độ GPP modified. - Chức năng - nhiệm vụ:  Tiếp nhận và xử lý nguồn khí từ mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và các mỏ khác trong bể Cửu Long.  Phân phối sản phẩm khí khô đến các nhà máy điện, đạm và các hộ tiêu thụ công nghiệp. NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 6 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP   4. Bơm sản phẩm LPG, Condensate sau chế biến đến Cảng PV Gas Vũng Tàu để tàng chứa và xuất xuống tàu nội địa. Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn. Tổng quan về đường ống, kho chứa và Cảng Thị Vải Công trình khởi công 4/10/1997 và hoàn thành 15/4/2001 được xây dựng theo các giai đoạn tương ứng với nhà máy LPG Dinh Cố đến kho cảng Thị Vải bao gồm đường ống Butan và đường ống Propan. Ngoài ra còn có kho chứa và cảng xuất LPG. Các bồn chứa LPG và Condensate được thi công đúng thiết kế. Hệ thống kết cấu của cảng hoạt động an toàn và ổn định. Đường ống kho chứa và cảng Thị Vải được xây dựng theo 3 bước để đáp ứng tiến độ xây dựng của nhà máy xử lý khí Dinh Cố: - Giai đoạn 1 (AMF): hoàn thành kho chứa Condensate. - Giai đoạn 2 (MF): hoàn thành các hạng mục sau: 16 bồn chứa LPG với sức chứa 463 m3 /bồn (250 tấn/bồn), 2 bồn chứa Condensate dung tích 6500 m3/bồn và 2 bồn chứa xăng A83 dung tích 5000m3/bồn, cầu cảng xuất LPG số 1 và 3 máy bơm công suất 250m3/h/máy cho phép tàu 10000 tấn nhập cảng, trong trường hợp nhà máy chế biến Condensate chưa được xây dựng hàng năm phải nhập reformat để sản xuất xăng. - Giai đoạn 3 (GPP): hoàn thành các hạng mục: 17 bồn chứa LPG với sức chứa 463 m3/bồn, cầu cảng xuất số 2 với 3 máy bơm công suất 250m3/h/máy cho phép tàu 2000 tấn cập cảng. II. Địa điểm xây dựng - Địa điểm xây dựng: Tỉnh lộ 44 An Ngãi, Long Điền, Bà Rịa Vũng Tàu. - Tổng diện tích là 89600 m2. III. - Sơ đồ: tổ chức, bố trí nhân sự, mặt bằng nhà máy Sơ đồ tổ chức, bố trí nhân sự: tổng nhân sự: 99 NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 7 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP Ban quản đốc (2) Văn thư-tạp vụ (2) Tổ HTSX (14) 01 đội trưởng bảo vệ 02 Cán bộ an toàn Kíp 1 Kíp 2 Kíp 3 Kíp 4 01 Kỹ sư cơ khí 01 trưởng ca 02 KS công nghệ 01 VHV DCS 02 KS cơ khí 02 KS điện 03 KTV công nghệ 02 VHV LDA 03 PCCC 04 Bảo vệ Tổng: 20 01 trưởng ca 02 KS công nghệ 01 VHV DCS 02 KS cơ khí 02 KS điện 03 KTV công nghệ 02 VHV LDA 03 PCCC 04 Bảo vệ Tổng: 20 01 trưởng ca 02 KS công nghệ 01 VHV DCS 02 KS cơ khí 02 KS điện 03 KTV công nghệ 02 VHV LDA 03 PCCC 04 Bảo vệ Tổng: 20 01 trưởng ca 02 KS công nghệ 01 VHV DCS 02 KS cơ khí 02 KS điện 03 KTV công nghệ 02 VHV LDA 03 PCCC 04 Bảo vệ Tổng: 20 03 Kỹ sư điều khiển 01 Kỹ sư hóa 01 Kỹ sư điện 01 Kỹ sư xây dựng 04 KTV BDSC 01 KTV PTN - Chức năng của các bộ phận:  Ban quản đốc: quản lý và điều hành mọi hoạt động của nhà máy.  Văn thư – tạp vụ: quản lý hồ sơ tài liệu, giấy tờ, công văn, phụ trách công tác hậu cần (điều xe, chấm công, lên lịch làm việc, …)  Đội bảo vệ:  Kiểm soát người và phương tiện ra vào nhà máy.  Bảo vệ an ninh, an toàn khu vực hành lang nhà máy.  Bảo vệ an ninh, an toàn tuyến ống nằm trong vòng bán kính 1km từ hành lang an toàn nhà máy.  Tổ hỗ trợ sản xuất:  Theo dõi, đánh giá chế độ vận hành, thiết bị, công nghệ  Theo dõi kế hoạch sản xuất, kế hoạch bảo dưỡng  Hỗ trợ về mặt kĩ thuật cho ca vận hành NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 8 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP - Làm việc 2 ca, 4 kíp với chức năng:    Chịu trách nhiệm giám sát, điều chỉnh, theo dõi thông số vận hành của toàn bộ quá trình Giám sát công tác bảo dưỡng, sửa chữa thiết bị theo định kì hoặc đột xuất Là lực lượng phòng cháy chữa cháy tại chỗ - Sơ đồ mặt bằng nhà máy (Trang sau) - Các thiết bị trong nhà máy được thiết kế có xem xét đến các yếu tố sau:  Khoảng cách an toàn giữa các thiết bị theo các tiêu chuẩn IP tương ứng.  Khả năng bố trí và vận hành các thiết bị PCCC.  Phân vùng nguy hiểm.  Mức độ vận hành  Các công việc bảo dưỡng sửa chữa  Bố trí hệ thống đường ống và cáp  Công tác xây dựng  Ba chế độ vận hành  Hệ thống xả  Mức độ tiếng ồn.  Nhu cầu lắp đặt mở rộng. - Với nguyên tắc trên, thiết bị bố trí trong nhà máy được bố trí theo 6 khu vực sau:  Khu vực Slug Cathcher (Inlet Area)  Khu vực công nghệ (Process Area)  Khu vực phụ trợ (Ultilities Area)  Khu vực Flare (Flare Area)  Khu vực chứa sản phẩm (Storage Area)  Khu vực xuất sản phẩm (Export Area) - Đặc biệt trong khu vực công nghệ, các thiết bị phục vụ cho từng chế độ vận hành được bố trí theo các vùng riêng biệt để đảm bảo nhà máy vẫn có thể vận hành trong khi các thiết bị của chế độ khác đang được lắp đặt. IV. Các loại sản phẩm chính, sản phẩm phụ của nhà máy - Khí khô: là sản phẩm khí thu được từ khí thiên nhiên hay khí đồng hành sau khi được xử lý tách loại nước và các tạp chất cơ học, tách khí hóa lỏng và ngưng tụ tại nhà máy xử lý khí. Thành phần khí khô bao gồm chủ yếu là methane, ethan ngoài ra còn có propane, Butane và một số khí tạp chất khác như nitơ, cacbondioxit, hydrosulphur với hàm lượng nhỏ. - Khí hóa lỏng (LPG): là hỗn hợp hydrocacbon nhẹ chủ yếu là propane, propene, Butane và butene, có thể bảo quản và vận chuyển dưới dạng lỏng trong điều kiện áp suất trung bình ở nhiệt độ môi trường. Sản lượng LPG: Hiện nay, LPG do Nhà máy xử lý khí DInh Cố sản xuất đáp ứng khoảng 3035% nhu cầu thị trường LPG Việt Nam. Trong đó, 2/3 sản lượng LPG được đưa đến kho cảng Thị Vải và phân phối đến các tỉnh miền Bắc và miền Trung bằng tàu; 1/3 sản lượng LPG được xuất ra các xe bồn phân phối đến các khu vực lân cận (Vũng Tàu, Tp Hồ Chí Minh,…). NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 9 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP - Condensate: là sản phẩm thu được sau quá trình chưng cất phân đoạn trong nhà máy xử lý khí. Thành phần Condensate bao gồm chủ yếu là Hydrocacbon C5+. Sản lượng Condensate: Bên cạnh khí khô và LPG, Condensate cũng là một sản phẩm mà Nhà máy xử lý khí Dinh Cố sản xuất với công suất 150.000 tấn/năm. Hiện nay, Condensate được sử dụng chủ yếu để pha chế xăng do tính chất đặc thù của Condensate. PV GAS đang hợp tác với PDC để sản xuất xăng, với công suất khoảng 350.000 tấn/năm. NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 10 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP Chương 2. NGUYÊN LIỆU SẢN XUẤT I. Nguyên liệu đầu vào nhà máy Hiện nay nguyên liệu mà nhà máy khí Dinh Cố sử dụng là khí đồng hành khai thác từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông nên theo thời gian thì các thông số vật lý, thành phần cấu tử cũng như lưu lượng sẽ có sự thay đổi. Vì vậy ở đây ta chỉ xét đến nguồn nguyên liệu hiện tại. - Áp suất: 75 Bar. - Nhiệt độ: 270C - Lưu lượng: 5,9 triệu m3 khí/ngày. - Hàm lượng nước: Bão hòa tại điều kiện nhập liệu. Trên thực tế thì hàm lượng nước trong khí đã được xử lý tách sơ bộ tại giàn, sử dụng tách loại nước bằng Glycol (DEG) - Thành phần khí: Thành phần Nồng độ (phần mol) N2 2.0998E-3 CO2 5.9994E-4 C1 0.7085 C2 0.1341 C3 0.075 iC4 0.0165 nC4 0.0237 iC5 6.2994E-3 nC5 7.2993E-3 C6 5.0995E-3 C7 2.5997E-3 C8 1.7998E-3 C9 7.9992E-4 C10 2.9997E-4 CycloC5 4.9995E-4 McycloC5 4.9995E-4 CycloC6 3.9996E-4 McycloC6 4.9995E-4 Benzene 3.9996E-4 Nước 0.013 Tổng 1.000 II. Nguyên liệu đầu vào theo thực tế vận hành - Do đầu năm 2002 khí đồng hành từ mỏ Rạng Đông được đưa vào giàn nén trung tâm qua đường ống 16” dài khoảng 40km thì thành phần khí vào bờ đã thay đổi như sau: No Tên mẫu Tên cấu tử 1 N2 2 CO2 3 C1 4 C2 Khí Rạng Đông % mol 0.144 0.113 78.650 10.800 NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Khí Bạch Hổ % mol 0.129 0.174 74.691 12.359 Khí về bờ % mol 0.123 0.044 74.430 12.237 Trang 11 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7 C8+ H2O (g/m3) H2S (ppm) Tổng 6.601 1.195 1.675 0.297 0.257 0.157 0.084 0.026 16 7.040 1.535 2.191 0.549 0.592 0.385 0.135 0.220 0.12 10.0 100.000 7.133 1.576 2.283 0.604 0.664 0.540 0.271 0.094 0.113 10.0 100.000 Cùng với sự thay đổi thành phần khí vào bờ, lưu lượng khí ẩm cũng tăng từ 4,7 triệu m3/ngày (theo thiết kế ban đầu) lên khoảng 6 triệu m3/ngày. Trong đó bao gồm từ 1.5 – 1.8 triệu m3/ngày khí từ mỏ Rạng Đông và 4.2 – 4.8 triệu m3/ngày khí từ mỏ Bạch Hổ. Ưu tiên hàng đầu của nhà máy chế biến khí là phải tiếp nhận toàn bộ lượng khí từ giàn đưa vào. - III. Kiểm tra và xử lý nguyên liệu     Các thông số cần kiểm soát: Hàm lượng hydrocarbon Các tạp chất có hại: H2O, S, Hg … Khí trơ: CO, N2 … Áp suất & lưu lượng dòng khí. - Các thông số này được kiểm tra ngay tại giàn thông qua hệ thống Analyzer online. Đại diện của PV Gas làm việc tại hệ thống Analyzer online có nhiệm vụ theo dõi các thông số và cập nhật số liệu, chuyển thông tin số liệu về nhà máy để có khuynh hướng xử lý các thông số vận hành. - Thành phần khí được cập nhật 3 phút/lần & tương đối ổn định. - Kiểm soát hàm lượng H2O bằng đồng hồ đo điểm sương được lắp đặt tại giàn, thông thường sau 2h kiểm tra một lần. Do hàm lượng khá ổn định nên việc kiểm tra hàm lượng Hg được thực hiện hàng tháng & hàm lượng S được thực hiện hàng quý. Khi thành phần, lưu lượng có thay đổi, nhà máy phải tiến hành đưa vào mô hình mô phỏng, đánh giá tối ưu để kiểm soát và chuẩn hóa. Ví dụ: khi hàm lượng nước cao, phải theo dõi hoạt động của tháp V-06, thay đổi chu kỳ hấp phụ của tháp. Đặc biệt lưu ý kiểm soát hàm lượng Condensate trắng trong đường ống. - NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 12 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP IV. Khả năng thay thế nguyên liệu - Thiết kế ban đầu của nhà máy dựa trên nguồn nguyên liệu là khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ với công suất khoảng 4,7 triệu m3/ngày. Sau khi tiếp nhận nguồn khí từ mỏ Rạng Đông, công suất nhà máy nâng lên khoảng 5,9 triệu m3/ngày, nhà máy hoạt động chủ yếu với chế độ MGPP (GPP modified). - Cùng với tốc độ khai thác thì nguồn khi từ mỏ ngày càng giảm, do đó cần phải tìm kiếm những mỏ khí bổ sung cho đề án khí Bạch Hổ - Dinh Cố. - Điển hình từ 13h ngày 25/7/2008, nhà máy bắt đầu tiếp nhận nguồn khí từ mỏ Cá Ngư Vàng với lưu lượng tối đa là 3 triệu m3/ngày. Hiện nay, lưu lượng khí tiếp nhận từ mỏ này khoảng 1 triệu m3/ngày. - Đến 10/2008, nhà máy sẽ tiếp nhận nguồn khí từ các mỏ: Sư Tử Đen, Sư Tử Trắng, Phương Đông. Như vậy công suất nhà máy tại thời điểm đó có thể lên đến 3 tỷ m3/năm, vượt 2 lần so với thiết kế ban đầu (1.5 tỷ m3/năm). - Dự kiến trong khoảng thời gian 2010 – 2025, nhà máy lên kế hoạch tiếp nhận thêm nguồn khí từ các mỏ: Sư Tử Vàng, Tê Giác Trắng, Hải Sư Tử Trắng, Hải Sư Tử Đen. - Với thiết kế hiện nay của mô hình MGPP, giàn nén trung tâm gồm 5 máy nén (4 máy hoạt động và 1 máy dự phòng) với công suất mỗi máy là 1.67 triệu m 3 khí/ngày. Khi hoạt động hết công suất cả 5 máy thì có thể đáp ứng được lưu lượng khí khoảng 8 triệu m3/ngày, với thiết kế như thế nên nhà máy vẫn đáp ứng được khả năng mở rộng công suất theo như đề án khí Bạch Hổ - Dinh Cố . Tuy nhiên, khi đó khả năng rủi ro sẽ cao hơn vì không còn máy dự phòng. NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 13 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP Chương 3. QUY TRÌNH CÔNG NGHỆ Để đảm bảo cho việc vận hành Nhà máy được linh hoạt (đề phòng một số thiết bị chính của nhà máy bị sự cố), và hoạt động của nhà máy được liên tục (khi thực hiện bảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị) không gây ảnh hưởng đến việc cung cấp khí cho nhà máy điện, đạm, nhà máy được lắp đặt và hoạt động theo các chế độ chính:  Chế độ AMF (Ablolute Minium Facility): Sản xuất Condensate ổn định với công suất 342 tấn/ngày và 3,8 triệu Sm3 khí/ngày, bắt đầu đưa vào hoạt động từ tháng 10/1998.  Chế độ MF (Minium Facility) : Sản xuất Condensate ổn định với công suất 380 tấn/ngày, hỗn hợp Butane-Propane (LPG) với công suất 629 tấn/ngày và 3,5 triệu Sm3 khí khô/ngày, bắt đầu hoạt động 12/1998.  Chế độ GPP (Gas Processing Plant) : Sản xuất Condensate ổn định, khí khô, hỗn hợp Butane và Propane được tách độc lập. Giai đoạn này công suất khí đầu vào là 1,5 tỷ Sm3 khí/năm, thu hồi Propane : 575 tấn/ngày; Butane 417 tấn/ngày; Condensate: 402 tấn/ngày; khí khô: 3,34 triệu Sm3/ngày. Giai đoạn này sử dụng công nghệ Turbo-Expander với hiệu suất thu hồi sản phẩm lỏng cao.  Chế độ MGPP (Modified Gas Processing Plant): Là chế độ chuyển đổi của GPP. Trong các chế độ vận hành nói trên, hai chế độ AMF, MF là các chế độ được thiết kế để vận hành trong giai đoạn lắp đặt để chạy thử. Sau khi hoàn thành việc lắp đặt, các chế độ này rất ít khi được vận hành vì nó làm giảm khả năng thu hồi sản phẩm lỏng. Trong trường hợp một số thiết bị trong chế độ GPP bị hỏng thì nhà máy mới chuyển sang chế độ AMF hoặc MF để duy trì hoạt động của nhà máy. Hiện nay nhà máy đang vận hành ở chế độ GPP chuyển đổi, không tách riêng Butane và Propane. I. Các chế độ vận hành, các thiết bị chính trong mỗi chế độ vận hành 1. Chế độ AMF Gồm: - Slug Catcher SC-01/02. - Thiết bị lọc tách nước sơ bộ V-08. - Hai tháp chưng cất C-01, C-05. - Hai thiết bị trao đổi nhiệt E-01, E-04. - Thiết bị làm nguội bằng không khí E-09. - Hai bình tách V-03, V-15. - Máy nén Jet Compressor EJ-A/B/C. Mục đích chính của chế độ AMF là cung cấp khí cho các máy phát điện, phần lỏng thu hồi là ít nhất. c. Sơ đồ quy trình công nghệ (trang sau) NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 14 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP d. Mô tả sơ đồ dòng - Khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ với lưu lượng khí ẩm là khoảng 4,7 triệu m3/ngày được đưa tới Slug Catcher bằng đường ống 16” với áp suất 109 Bar, nhiệt độ 25.60C. Tại đây, dòng khí nguyên liệu được tách ra thành 2 dòng: dòng khí khô (dòng upstream) vào V-08 & dòng Condensate (dòng downstream) vào V-03. - Tại V-08, dòng khí khô tiếp tục được tách loại những giọt lỏng bị cuốn theo và lọc các hạt bụi còn lẫn trong khí (nếu có), dòng khí đi lên được đưa vào Jet Compressor để giảm áp từ áp suất 109 Bar xuống 47 Bar, lỏng tách ra ở V-08 được đưa vàoV-03. - Dòng khí ra khỏi Jet Compressor đi vào Rectifier (C-05) để tách lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ 200C & áp suất 47 Bar. Dòng khí khô đi ra từ đỉnh C-05 được đưa ra đường ống dẫn khí thương phẩm để chuyển đến các nhà máy phát điện. - Bình tách ba pha V-03 có nhiệm vụ tách sản phẩm Condensate, khí và nước. Áp suất bình tách V-03 được điều khiển ở 75 Bar bởi các van điều khiển áp suất đặt trên đường ống dẫn khí trước khi vào tháp C-05, qua van diều khiển áp suất, nhiệt độ của dòng ra khỏi van nhỏ hơn nhiệt độ tạo thành hidrat. Hydrat được hình thành ở sau van điều khiển áp suất. Tuy nhiên chúng sẽ tan ra khi vào tháp Rectifier bởi vì nhiệt độ làm viêc của thiết bị này cao ( 20oC). - Dòng Condensate ra khỏi V-03 được đưa vào thiết bị trao đổi nhiệt nhằm tận dụng nhiệt làm mát dòng Condensate thương phẩm ở 194oC đến từ đáy C-01, nâng nhiệt độ từ 20oC lên 101oC sau đó được đưa vào tháp Deethanizer (C-01). Mục đích của việc trao đổi nhiệt này là bên cạnh sự thu hồi nhiệt thì còn tránh sự tạo thành hydrat ở đầu ra của van FV-1701. Qua van này, áp suất giảm từ 75 Bar xuống còn 20 Bar, nhiệt độ vận hành được duy trì ở 72oC cao hơn nhiệt độ hình thành hydrat trong điều kiện này là 11,6oC - Dòng sản phẩm đáy của Deethanizer qua thiết bị trao đổi nhiệt để làm mát, sau đó đưa ra đường ống dẫn Condensate về kho cảng hoặc vào bồn chứa TK-21. e. Mô tả các thiết bị chính  Slug Catcher: - Slug Catcher gồm 2 dãy ống, đặt nghiêng khoảng 10o so với mặt phẳng ngang, mỗi dãy có dung tích 1400 m3, loại và dung tích ống đặc trưng bởi công ty sản xuất đủ để tiếp nhận phần bùn lỏng từ hệ thống ống dẫn ngầm 16 inches. - Khí phân tách được thu gom ở ống góp khí (gas header) 30 inch sau đó đưa đến các thiết bị cho quá trình chế biến sâu. - Khí ngoài giàn vào nhà máy sẽ được tiếp nhận đầu tiên ở Slug Catcher (SC-01/02) ở điều kiện áp suất 109 Bar (đối với chế độ AMF, áp suất biến thiên trong khoảng 65 Bar-109 Bar tùy theo lưu lượng), nhiệt độ 20 đến 30oC (tùy nhiệt độ môi trường).  Hệ thống Ejector EJ-01A/B/C (Jet Compressor): NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 15 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP - Khí từ Slug Catcher sẽ đi qua V-08 rồi đi tới hệ thống EJ-01A/B/C (khác với các quá trình khác là không có quá trình hấp phụ loại nước qua thiết bị V-06A/B). Nhờ có thiết bị này mà áp suất sẽ giảm từ áp suất vận hành của Slug Catcher 109 Bar xuống 45 Bar. Nhiệm vụ của hệ thống Ejector là nén khí đi ra từ đỉnh tháp tách etan C-01 từ 20 Bar lên 45 Bar, vì vậy áp suất của tháp C-01 được giữ ở 20 Bar. - Hệ thống Jet compressor gồm có 3 ejector, công suất của mỗi Ejector lần lượt là 50%, 30% và 20% so với tổng dòng tương ứng. - Van điều chỉnh áp suất trên đường bypass của Ejector (PV-0805) có năng suất khoảng 30% tổng thể tích, dùng để điều chỉnh áp suất của tháp tách etan C-01 ở 20 Bar, bằng cách cho bypass 1 phần dòng khí qua ejector khi công suất của hệ thống đủ để duy trì áp suất C-01. Khi công suất của Ejector không đủ, lượng khí dư từ tháp tách C-01sẽ được xả ra ngoài đuốc đốt qua van điều chỉnh áp suất (PV-1303B), do đó hệ thống tách etan C-01 được bảo vệ tránh sự vượt áp.  Tháp tách C-05 (Rectifier): - Từ Jet Compressor, khí được đưa đến mâm thứ 1 của tháp tách C-05 (Retifier), và dòng khí từ bình tách V-03 cũng được đưa đến đĩa trên, mục đích để tách lỏng ra khỏi khí ở nhiệt độ 20oC và áp suất 47 Bar, được điều khiển bởi thiết bị điều chỉnh áp suất (PIC-1114) đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm. Phần trên của tháp C-05 lúc này có tác dụng như 1 bình tách khí lỏng. - Dòng khí từ đỉnh tháp C-05 được đưa thẳng đến hệ thống đường ống dẫn khí thương phẩm, sau khi được kiểm soát lưu lượng bằng Senior Orifice Meter của FI-1150A/B, trong đó có 1 cái ở chế độ dự phòng. Lưu lượng được điều chỉnh dựa vào tín hiệu nhiệt độ và áp suất. Thông qua van điều áp PV-1114A được lắp đặt trên đường ống dẫn khí thương phẩm, áp suất đầu ra của nhà máy được điều chỉnh khoảng 45 Bar. - Dòng lỏng tháo ra từ đáy tháp C-05 được kiểm soát thông qua thiết bị điều chỉnh dòng FIC-1201 từng bậc cùng với thiết bị điều chỉnh mức chất lỏng LIC-1201A, đưa vào mâm thứ 1 của tháp tách etan C-01.  Tháp tách etan C-01(Deethanizer): - Áp suất hoạt động của hệ thống C-01 là 29 Bar. NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 16 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP - Trong chế độ AMF, không có dòng lạnh hồi lưu, do vậy nhiệt độ của tháp C-01 cao hơn, nhiệt độ ở đỉnh và đáy tháp lần lượt là 64oC và 194oC (so với chế độ MF: 6 và 120oC, chế độ GPP: 14 và 109oC). - Tháp tách etan C-01 gồm 32 đĩa kiểu van: -  13 mâm ở phần chưng có đường kính 2600mm, 19 mâm ở phần luyện có đường kính 3050mm.  Để phát hiện sự chênh áp trong tháp do hiện tượng sủi bọt, người ta lắp đặt bộ đo chênh áp PDIA-1321 (Pressure Differential Transmitter).  4 đồng hồ đo nhiệt độ được lắp trên các mâm 2, 3, 14, 20.  2 thiết bị trao đổi nhiệt Reboiler kiểu kettle E-01A/B được dùng để gia nhiệt cho tháp, mỗi cái hoạt động 50% năng suất để tránh tình trạng ngưng toàn hệ thống nếu có sự cố xảy ra. Từ Reboiler, dòng lỏng sẽ đến bình trung gian V-15 (Deethanizer Bottom Buffer), được lưu lại ở đây trong 3 phút để ổn định. Trong chế độ AMF, tháp tách etan C-01 có 2 dòng nhập liệu đầu vào:  1 dòng từ bình tách V-03, được đưa vào mâm thứ 14 của tháp, và có thể thay đổi được bằng tay.  Dòng còn lại từ đáy tháp Rectifier C-05, được đưa vào mâm thứ nhất của tháp, gồm 80% mol chất lỏng, được dùng như dòng hồi lưu ngoài cho quá trình chưng cất. Áp suất hơi của Condensate được điều chỉnh trong tháp C-01 xuống thấp hơn áp suất khí quyển để trữ được trong các bồn chứa thông thường. Trong trường hợp này, tháp tách C-01 có tác dụng như 1 tháp ổn định Condensate, tại tháp này hầu hết các hydrocarbon nặng hơn butan được tách ra khỏi Condensate thông qua cung cấp nhiệt cho các Reboiler E-01A/B lên tới 194oC. Dòng khí đi ra từ đỉnh có nhiệt độ là 64oC được trộn với dòng khí thương phẩm bằng hệ thống Ejector.   Bình tách V-03 (Slug Catcher Liquid Flash Drum): Là bình tách 3 pha nằm ngang hoạt động ở 750 Bar và 20oC để tách các hydrocarbon nhẹ bị hấp thụ trong Condensate bằng phương pháp giảm áp suất. Áp suất được giảm từ áp suất của Slug Catcher là 109 Bar xuống 75 Bar, bằng van điều áp PV-1209 được lắp đặt trên đường ống dẫn khí từ V-03; kéo theo nhiệt độ hạ xuống thấp hơn nhiệt độ tạo thành Hydrat (20oC), do đó có 2 van điều chỉnh mức được lắp đặt trước đầu vào bình tách V-03 (một van dự phòng). Trong trường hợp Hydrat được tạo thành trong 1 van, có thể bơm Methanol vào hoặc được thay thế bằng van dự phòng. (Trong thực tế NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 17 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP sự hình thành Hydrat rất ít xảy ra bởi vì hiện tại giàn khai thác đã trang bị 1 hệ thống tách nước bằng glycol hoạt động liên tục). - Người ta lắp đặt 1 thiết bị gia nhiệt kiểu ống xoắn (E-07) tại V-03 để gia nhiệt cho Condensate lên cao hơn 20oC bằng dầu nóng để tránh hiện tượng tạo thành Hydrat bên trong bình. Công suất nhiệt của E-07 được điều chỉnh bằng thiết bị điều chỉnh nhiệt độ TICA-0303 (Temperature Controller). Sau đó Condensate thông qua thiết bị điều chỉnh dòng FICA-0302 (Flow Controller) và thiết bị điều chỉnh mức LICA-0302 (Level Controller) được đưa tới Rectifier C-05.  Bình tách V-08: - Là bình tách lọc dùng để tách triệt để các hạt lỏng nhỏ bị cuốn theo dòng khí do Slug Catcher không tách hết và lọc các hạt bụi trong khí (nếu có) tránh làm hư hỏng các thiết bị sau. NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 18 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP  Thiết bị đun sôi lại kiểu Kettle 2. Chế độ MF Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy Gồm các thiết bị như trong chế độ AMF (trừ EJ-A/B/C), ngoài ra còn có thêm: - Thiết bị khử Hydrat bằng phương pháp hấp phụ : V-06 A/B - Thiết bị trao đổi nhiệt khí/khí dạng tấm : E-14. - Thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng : E-20. - Máy nén : K-01. - Tháp ổn định Stabilizer : C-02. - Thiết bị đun sôi lại : E-03 a. Sơ đồ quy trình công nghệ (Trang sau) b. Mô tả sơ đồ dòng - Dòng khí từ Slug Catcher được đưa đến bình tách lọc V-08, thiết bị này có chức năng: tách nước, hydrocacbon lỏng, dầu và các hạt rắn nhằm bảo vệ lớp chất hấp phụ trong V-06AB khỏi bị hỏng hoặc giảm hoạt tính hoặc giảm tuổi thọ. Sau khi được loại nước tại V-06A/B dòng khí được đưa đồng thời đến 2 thiết bị E-14 và E-20 là dòng 2 pha (lỏng-khí) được đưa vào tháp C-05 để tách lỏng. Khí ra từ đỉnh tháp C-05 ở -18,5oC được sử dụng như tác nhân làm lạnh bậc 1 cho dòng nguyên liệu tại E-14 (nhiệt độ giảm từ 26.5oC xuống -17oC) dòng nguyên liệu qua E-14 được làm lạnh bậc 2 tại van FV-1001, nhiệt độ giảm xuống còn -35oC và áp suất từ 109 Bar xuống 47,5 Bar. Dòng còn lại được trao đổi nhiệt với Condensate lạnh -26,8 oC từ đáy tháp C-05 tại E-20 đến 19oC, rồi được giảm áp suất từ 109 Bar đến 57,5 Bar qua van FV-0501C. Hai dòng này được nhập lại và đưa vào đỉnh tháp C-05 - Dòng khí ra từ đỉnh C-05 với nhiệt độ -18,5 oC dùng để làm lạnh cho dòng nhập liệu ở E-14, rồi nó được đưa đến đường ống dẫn khí Sale Gas. Một phần khí được trích cho qua máy nén K-04A/B và thiết bị gia nhiệt E-18 để làm khí tái sinh cho thiết bị V-06. Khí sau khi ra khỏi V-06 sẽ được đi qua thiết bị làm nguội bằng không khí E-15, NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 19 BÁO CÁO THỰC TẬP TỐT NGHIỆP rồi vào bình tách lỏng V-07 để tách những hạt lỏng cuốn theo, sau đó về lại ống dẫn khí Sale gas. Áp suất dòng Sale gas khoảng 47 Bar được điều khiển bởi van PVo 1114A. Dòng lỏng đáy C-05 với nhiệt độ -26,8 C được đưua qua E-20 để làm lạnh dòng nhập liệu, áp suất của nó sẽ được giảm xuống 47,5 Bar khi qua van FV-0151C, rồi nhập liệu vào đỉnh tháp C-01. - Hai tháp hấp thụ V-06A/B được sử dụng luân phiên, khi tháp này làm việc thì tháp kia tái sinh. Quá trình tái sinh được thực hiện nhờ sự cung cấp nhiệt của dòng khí thương phẩm nâng nhiệt độ lên 220oC, dòng ra khỏi thiết bị V-06A/B được làm mát tại E-15 và được tách lỏng ở V-07 trước khi ra đường khí thương phẩm. - Sơ đồ dòng lỏng trong chế độ MF giống như trong chế độ AMF, ngoài việc đưa khí từ V-03 đến C-01 thay vì đến C-05 như chế độ AMF. Do khí này chứa nước, nếu được đưa đến C-05 thì khí tái sinh ẩm sẽ là nguyên nhân của việc tái sinh không hoàn toàn. Đó là điều cần tránh. - Ngoài ra trong chế độ MF, tháp C-02 được đưa vào vận hành để thu hồi Bupro. Nhằm tận dụng Bupro và tách triệt để C2. Dòng lỏng ra khỏi V-03 được đưa đến tháp C-01 sau khi gia nhiệt từ 20oC lên 80oC tại thiết bị E-04A/B nhờ dòng lỏng ra từ tháp C-02. Tháp C-01 có 3 dòng nhập liệu:  Dòng khí đến từ V-03 vào giữa đĩa thứ 2 và 3 của tháp C-01  Dòng lỏng từ V-03 vào đĩa thứ 20 của tháp C-01  Dòng lỏng đến từ đáy C-05 vào đĩa trên cùng của tháp C-01 - Tại đây các hydrocacbon nhẹ như C1, C2 được tách ra và đi lên đỉnh tháp, sau đó được nén từ 25 Bar lên 47 Bar nhờ máy nén K-01 trước khi dẫn vào đường khí thương phẩm. - Phần lỏng ra từ đáy tháp C-01 được đưa đến tháp C-02. Tháp C-02 làm việc ở áp suất 11 Bar, nhiệt độ đỉnh tháp 60oC và nhiệt độ đáy tháp 154oC. Tại đây C5+ được tách ra và đi ra ở đáy tháp, sau đó được dẫn qua thiết bị trao đổi nhiệt E-04A/B để gia nhiệt cho nguyên liệu vào tháp. Sau khi ra khỏi E-04A/B dòng lỏng này được đưa đến làm lạnh tại thiết bị quạt làm mát bằng không khí E-09 trước khi đưa ra đường ống hoặc bồn chứa Condensate thương phẩm TK-21. - Dòng hơi ra khỏi đỉnh tháp C-02 là LPG, được ngưng tụ tại V-02, một phần được cho hồi lưu trở lại C-02 để đảm bảo sự hoạt động của tháp, phần còn lại theo đường ống dẫn sản phẩm LPG. c. Mô tả các thiết bị chính:  Tháp tách ethane C-01 trong chế độ hoạt động MF: - Tháp có 3 dòng đầu vào:  Dòng khí từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 2 hoặc đĩa thứ 3  Dòng lỏng cũng từ bình tách V-03 được đưa vào đĩa thứ 20  Dòng lỏng từ đáy tháp tách tinh C-05 sau khi đi qua thiết bị trao đổi nhiệt khí/lỏng E-20 được đưa vào đĩa trên cùng tháp tách ethane,dòng này gồm 75% mol là lỏng và đóng vai trò dòng hồi lưu ngoài cho quá trình chưng cất. Trong tháp tách ethane, các hydrocacbon nhẹ như metane, ethane được tách ra khỏi dòng lỏng và đi lên đỉnh tháp. Nhiệt độ đáy tháp được giữ ở 120oC thông qua các reboiler E-01A/B. NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ Trang 20