BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
MỤC LỤC
Với những hành trang kiến thức thu thập trong quá trình học tập và rèn luyện tại
trường sẽ không đủ nếu không có các hoạt động thực tế tại các nhà máy xí nghiệp. Trong
quá trình tham quan thực tế sản xuất, 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.
Với mục đích ấy, trong các ngày từ 7/5 đến 12/5, Lớp Hóa Dầu K31 đã có một
chuyến tham quan thực tế sản xuất đầy bổ ích và ý nghĩa tại các nhà máy:
 Nhà máy chế biến khí Dinh Cố (Bà Rịa-Vũng Tàu).
 Nhà máy nhựa và hóa chất Phú Mỹ (Bà Rịa-Vũng Tàu).
 Nhà máy hóa chất Biên Hòa (Đồng Nai).
 Tổng kho xăng dầu Nhà Bè (PV Oil TP Hồ Chí Minh).
 Nhà máy lọc dầu Cát Lái (TP Hồ Chí Minh).
Chuyến đi này đã mang lại rất nhiều kiến thức thực tế, giúp ích cho những sinh
viên ngành hóa dầu như em có cơ sở để nghiệm lại những kiến thức đã được giảng dạy ở
trường trong thời gian qua cũng như có một cách nhìn tổng quan hơn về nghề nghiệp
cũng như định hướng cho tương lai của mình. Những kiến thức có được từ chuyến tham
quan thực tế này sẽ là hành trang tiếp bước cùng chúng em trên chặng đường phía trước.
Bài báo cáo thực tế này chính sự tổng hợp kiến thức từ các tài liệu và những ghi
nhận từ thực tế tại các nhà máy mà em có được trong chuyến tham quan vừa qua. Vì kiến
SVTH: Nguyễn Thị Trà 1
MỤC LỤC 1
LỜI MỞ ĐẦU 1
LỜI CẢM ƠN 2
NHẬN XÉT CỦA GIÁO VIÊN 3
DANH SÁCH HÌNH ẢNH 4
KÍ HIỆU CÁC CỤM TỪ VIẾT TẮT 4
NỘI DUNG 5
PHẦN 1: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ 5
PHẦN 2: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY NHỰA VÀ HÓA CHẤT PHÚ MỸ 21

NHẬN XÉT CỦA GIÁO VIÊN
LPG Liquefied Petroleum Gases
MGPP GPP chuyển đổi
BUPRO Hỗn hợp butane và propane
VCM Vinylcloruamonome
FVC VC nguyên liệu
RVC VC hồi lưu
SVTH: Nguyễn Thị Trà 4
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
NỘI DUNG
PHẦN 1: TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY XỬ LÝ KHÍ DINH CỐ
1.1. Giới thiệu chung về nhà máy
1.1.1. Lịch sử nhà máy
Nhà máy chế biến khí Dinh Cố được khởi công xây dựng ngày 4/10/1997, đây
là nhà máy khí hóa lỏng đầu tiên của Việt Nam.
Nhà thầu: Tổ hợp Samsung Engineering Company Ltd. (Hàn Quốc), cùng công
ty NKK (Nhật Bản).
Tổng số vốn đầu tư: 79 triệu USD (100% vốn đầu tư của Tổng Công Ty Dầu
Khí Việt Nam).
1.1.2. Vị trí nhà máy
Nhà máy được xây dựng tại Thị xã An Ngãi, huyện Long Điền, tỉnh Bà Rịa -
Vũng Tàu, cách Long Hải 6 km về phía bắc, cách điểm tiếp bờ của đường ống dẫn khí
từ Bạch Hổ khoảng 10 km. Diện tích nhà máy 89600 m
2
(dài 320m, rộng 280m).
1.1.3. Công suất nhà máy
Khí đồng hành được thu gom từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rạng Đông, được dẫn vào
bờ theo đường ống 16" và được xử lý tại nhà máy xử lý khí Dinh cố nhằm thu hồi khí
khô, LPG và các sản phẩm nặng hơn. Phần khí khô được làm nhiên liệu cho nhà máy
điện Bà Rịa, nhà máy điện đạm Phú Mỹ.
Năng suất nhà máy trong thời điểm hiện tại khoảng 6 triệu m

Nhà máy xử lý khí Dinh cố ra đời với mục đích sau:
• Tiếp nhận và xử lý nguồn khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và các
mỏ khác trong bể Cửu Long.
• Phân phối sản phẩm khí khô đến các nhà máy điện, đạm và các hộ tiêu thụ
công nghiệp.
• Bơm sản phẩm LPG, condensate sau chế biến đến cảng PV Gas Vũng Tàu để
tàng chứa và xuất xuống tàu nội địa.
• Xuất LPG cho các nhà phân phối nội địa bằng xe bồn (khi cần).
1.1.5. Nguyên liệu của nhà máy
Khí đồng hành thu gom từ mỏ Bạch Hổ được dẫn về nhà máy GPP theo đường
ống ngầm đường kính 16” để xử lý nhằm thu hồi LPG, condensate và khí khô. Hiện
nay, nguồn nguyên liệu vào nhà máy từ mỏ Rạng Đông và mỏ Bạch Hổ.
- Áp suất: 60-70 bar
- Nhiệt độ: 25
0
C
- Lưu lượng theo thiết kế: 4.3 triệu m
3
/ngày (trên cơ sở vận hành 350 ngày)
- Lưu lượng thực tế từ 2002: 5,7 triệu m
3
/ngày (1,5 – 1,8 triệu m
3
/ngày khí từ mỏ
Rạng Đông và 4,2 – 4,8 triệu m
3
/ngày khí từ mỏ Bạch Hổ).
- Hàm lượng nước: bão hòa (trên thực tế thì hàm lượng nước trong khí đã được
xử lý tại giàn).
- Thành phần khí: N

Từ condensate, chúng ta có thể làm nhiên liệu như các loại xăng M92, M95,
làm dung môi và nguyên liệu để tổng hợp các sản phẩm hóa dầu.
1.2. Công nghệ của nhà máy
1.2.1. Sơ đồ khối của nhà máy
Hình 1.1: Sơ đồ khối quy trình công nghệ của nhà máy xử lí khí Dinh Cố
(Nguồn: Nhà máy xử lý khí Dinh Cố)
1.2.2. Các chế độ làm việc trong nhà máy
Để cho việc vận hành nhà máy được linh động, đề phòng một số thiết bị chính
của nhà máy bị sự cố, cũng như bảo đảm trong quá trình bảo dưỡng, sữa chữa các
thiết bị không ảnh hưởng đến việc vận hành cung cấp khí cho các nhà máy điện mà
vẫn đảm bảo thu được một lượng sản phẩm lỏng thì nhà máy được lắp đặt và hoạt
động theo ba chế độ:
 Chế độ AMF (absolute minimun facility): cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối, ở chế
độ này phương thức làm lạnh bằng EJ (thiết bị hòa dòng) cho nên quá trình làm lạnh
không sâu (20
0
C theo thiết kế), do đó sản phẩm thu được là condensate và khí khô
không tách LPG. Khí thương phẩm với lưu lượng 3,7 triệu m
3
khí/ngày cung cấp cho
các nhà máy điện và thu hồi condensate với sản lượng 340 tấn/ngày.
 Chế độ MF (minimum facility): cụm thiết bị tối thiểu để thu được ba sản phẩm
là khí khô, LPG và condensate. Trong chế độ này phương thức làm lạnh là các thiết bị
SVTH: Nguyễn Thị Trà 7
Wet gas
Xử lý sơ bộ
Làm lạnh
Tách khí/lỏng
Xử lý
cơ học

thương phẩm với lưu lượng 3,7 triệu m
3
/ngày cho các nhà máy điện và thu hồi
condensate với sản lượng 340 tấn/ngày. Đây đồng thời cũng là chế độ dự phòng cho
chế độ MF, khi các thiết bị trong chế độ MF, GPP xảy ra sự cố hoặc cần sửa chữa, bảo
dưỡng mà không có thiết bị dự phòng.
1.2.2.1.2. Các thiết bị chính:
Đây là chế độ nhà máy ở cụm thiết bị tối thiểu tuyệt đối. Nó bao gồm các thiết bị
chính sau:
• Hai tháp chưng cất C01, C05.
• Ba bình tách V06, V08, V15.
• Máy nén Jet Compresser EJ01 A/B.
• Bồn chứa Condensat TK21.
1.2.2.2. Chế độ MF
1.2.2.2.1. Mục đích:
Trong chế độ vận hành MF, sản phẩm của nhà máy ngoài lượng khí thương
phẩm cung cấp cho các nhà máy điện, còn thu được lượng condensate là 380 tấn/ngày
và lượng bupro là 630 tấn/ngày.
1.2.2.2.2. Các thiết bị chính:
Đây là chế độ hoạt động trung gian của nhà máy. Trong chế độ hoạt động này,
bao gồn tất cả số thiết bị của chế độ AMF (trừ EJA/B/C), một số thiết bị được bổ sung
thêm chủ yếu là:
• Tháp ổn định condensate: C02 (Stabilizer).
• Các thiết bị trao đổi nhiệt: E14 (Cold Gas/Gas Exchanger), E20 (Gas/Cold
Liquid Exchanger).
• Thiết bị hấp thụ: V06A/B (Dehyration Adsorber).
• Máy nén: K01 (Deethanizer OVHD Compressor), K04A/B.
1.2.2.3. Chế độ GPP
1.2.2.3.1. Mục đích:
Trong chế độ vận hành này sản phẩm thu được của nhà máy bao gồm: khoảng 3,34

0
C
(tùy theo nhiệt độ môi trường). Dòng khí đi ra từ SC được chia thành 2 dòng:
• Dòng thứ nhất có lưu lượng khoảng 1 triệu m
3
/ngày được đưa qua van giảm áp
PV106 giảm áp suất từ 65 bar-80 bar xuống 54 bar và đi vào thiết bị tách lỏng V101.
Lỏng được tách ra tại bình V101 được đưa vào thiết bị V03 để chế biến sâu. Khí đi ra
từ bình tách V101 được đưa vào hệ thống đường dẫn khí thương phẩm 16” cung cấp
cho các nhà máy điện.
• Dòng thứ hai có lưu lượng khoảng 5 triệu m
3
/ngày được đưa vào trạm nén khí
đầu vào K1011 A/B/C/D (3 máy hoạt động và 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 E1011 để
làm nguội dòng khí ra khỏi máy nén đến nhiệt độ khoảng 40-50
0
C. Dòng khí này đi
vào thiết bị tách lọc V08 để tách lượng lỏng còn lại trong khí và lọc bụi bẩn. Sau đó
dươc đưa vào thiết bị hấp thụ V06 A/B để tách triệt để nước tránh hiện tượng tạo thành
hydrate quá trình làm lạnh sâu.
Dòng khí đi ra khỏi thiết bị V06A/B được tách thành hai dòng: khoảng 1/3
dòng khí ban đầu qua thiết bị trao đổi nhiệt E14 để hạ nhiệt độ từ 26,5 xuống -35
0
C
với tác nhân lạnh là dòng khí khô đến từ đỉnh tháp C05 có nhiệt độ -45
0
C, sau đó
được làm lạnh sâu bằng cách giảm áp qua van FV1001. Áp suất giảm từ 109 bar xuống
37 bar (bằng áp suất làm việc của C05) kéo theo nhiệt độ giảm xuống -62

Trong tháp C01, với nhiệt độ đáy tháp là 109
0
C (nhờ thiết bị gia nhiệt E01A/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 V12 để tách lỏng có trong khí và được máy nén
K01 nén từ áp suất 27,5 bar lên áp suất 47,5 bar. Dòng ra khỏi máy nén K01 được đưa
vào E08 sau đó vào tháp C04. Do bình tách V03 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 V03 được đưa trực tiếp qua E04A/B mà không đi vào thiết bị trao đổi
nhiệt E08 như thiết kế. Vì vậy E08 và C04 lúc này không hoạt động như các thiết bị
công nghệ mà chỉ hoạt động như các đường ống dẫn khí.
1.3. Thiết bị trong nhà máy
1.3.1. Thiết bị tách lỏng/khí (Slug Catcher SC01/02)
1.3.1.1. Cấu tạo:
Slug Catcher là loại thiết bị tách 3 pha dạng ống, gồm có 2 nhánh, mỗi nhánh
có 12 ống với tổng dung tích 1400m
3
, đường kính mỗi ống 42", được bố trí nằm
nghiêng góc từ 15
0
so với mặt phẳng nằm ngang và dài 159 m nhằm tăng khả năng
tách khí/lỏng trong quá trình di chuyển của hỗn hợp lỏng-khí.
1.3.1.2. Chức năng:
Tách dòng khí ẩm (khí, hydrocacbon lỏng và nước) từ đường ống ngoài giàn về
bờ vào thành 03 pha: Khí và lỏng hydrocacbon và nước. Ngoài chức năng tách nước
Slug Catcher còn làm nhiệm vụ chứa lỏng nhờ thể tích không gian lớn tại đáy Slug
Catcher trong trường hợp lưu lượng lỏng từ đường ống bị cuốn về bờ lớn.
SVTH: Nguyễn Thị Trà 10
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
1.3.1.3. Nguyên lý làm việc:

SVTH: Nguyễn Thị Trà 11
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
oil) để đảm bảo nhiệt độ vận hành thiết bị không thấp hơn nhiệt độ điểm sương theo
tính toán.
1.3.2.2. Chức năng:
Là thiết bị tách 3 pha có nhiệm vụ tách hydrocacbon nhẹ hòa tan trong dòng
lỏng từ đáy SC nhờ quá trình giảm áp qua van LV0131A/B.
1.3.2.3. Nguyên lý làm việc:
Lượng khí với thành phần chủ yếu là metan và ethan hòa tan trong dòng lỏng
đáy SC sẽ được tách ra khỏi pha lỏng nhờ vào sự giảm áp suất qua van LV0131A/B.
Lỏng dưới đáy bao gồm condensate và nước sẽ được tách riêng biệt nhờ vào sự khác
nhau về tỷ trong của nước và condensate. Ngoài ra tại đỉnh V03 còn có lắp đặt thiết bị
mist extractor (tấm chắn sương) để tách các hạn chất lỏng bị cuốn theo khí ra đỉnh
bình tách
Hình 1.4: Slug Catcher Liquid Flash Drum V03 nhà máy xử lí khí Dinh Cố
(Nguồn: Báo cáo thực tập của ĐHBK TP.HCM)
1.3.3. Tháp hấp phụ V06A/B
1.3.3.1. Cấu tạo:
Cấu tạo bên trong tháp V06 bao gồm tất cả 06 lớp hạt.
Height (mm)
4
6
5
4
6
5
3
2
3
1

SVTH: Nguyễn Thị Trà 12
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
1.3.3.2. Chức năng:
Tách nước ra khỏi dòng khí nguyên liệu để đảm bảo nhiệt độ điểm sương của
nước trong khí trước khi đưa vào cụm làm lạnh ≤ -65
O
C nhằm tránh hiện tượng tạo
thành hydrate trong quá trình làm lạnh để chế biến và đảm bảo nhiệt độ điểm sương
của nước trong khí thương phẩm đầu ra.
1.3.3.3. Nguyên lý làm việc:
Dựa vào nguyên lý của quá trình hấp phụ. Hai tháp này hoạt động luân phiên
nhau. Khi thiết bị này làm nhiệm vụ hấp phụ thì tháp kia giải hấp. Dòng khí ẩm dưới
áp suất 109bar được nạp vào một trong hai thiết bị hấp phụ để tách nước (1 tháp hoạt
động ở chế độ hấp phụ, tháp còn lại ở chế độ dự phòng). Hướng của dòng khí được
đưa vào từ đáy tháp và đi ra đỉnh tháp. Dòng khí sau đó đi vào các tầng hấp phụ. Tầng
hấp phụ đầu tiên là nhôm oxit hoạt tính để tách phần lớn nước, tầng thứ hai làm bằng
rây phân tử để tách triệt để nước và giảm nhiệt độ điểm sương xuống đạt yêu cầu là
-75
0
C ở áp suất 34,5 bar. Khí khô ra khỏi thiết bị hấp phụ được đưa đến thiết bị lọc
F01A/B để tách bụi của chất hấp phụ bị kéo theo.
1.3.3.4. Ưu và nhược điểm của tháp hấp phụ loại nước
Ưu điểm: Khí khô sau khi tách ẩm bằng phương pháp này có điểm sương rất
thấp khoảng từ -85
o
C đến -100
o
C nên rất thuận lợi cho việc vận chuyển và chế biến
khí ở những giai đoạn sau.
Nhược điểm: Chất hấp phụ rất đắt do đó chi phí cho đầu tư ban đầu cao.

đi đến phần giản nở của TurboExpander CC01 để giảm áp từ 109 bar xuống còn 33,5
bar, đồng thời nhiệt độ cũng giảm từ 25,6
o
C ÷ -18
o
C. Ở nhiệt độ này phần lớn
hydrocacbon nặng (C
3
+
) được hóa lỏng và làm dòng nạp liệu cho tháp C05.
• Phần máy nén (Compressor): Quá trình giản nở giảm áp tại Expander xảy ra
thì dòng khí sẽ sinh ra một công làm. Công quay này được dẫn truyền động dùng để
chạy phần máy nén, nén dòng khí ra từ 33,5 bar lên đến áp suất vận chuyển 47 bar.
Nhờ vào việc tận dụng công của quá trình giản nở sẽ tiết kiệm năng lượng cho nhà
máy.
1.3.5. Tháp tách etan C01 (Deethanizer )
1.3.5.1. Cấu tạo:
Tháp tách Ethane C01 gồm có 32 đĩa van, 13 đĩa ở phần luyện của tháp có
đường kính 2,6m. Phần chưng của tháp có 19 đĩa có đường kính 3,05m. Bộ kiểm soát
chênh áp qua tháp PDIA1321 có nhiệm vụ kiểm soát chênh áp qua tháp nhằm kịp thời
phát hiện các hiện tượng bất thường như ngập tháp, tạo bột. Hai thiết bị gia nhiệt dạng
Kettle Reboiler được lắp tại đáy của tháp, với công suất hoạt động của mỗi thiết bị là
50%, để cung cấp nhiệt cho đáy tháp.
1.3.5.2. Chức năng:
Thực hiện quá trình phân tách giữa C
2
và C
3
. C
2

• Nhiệt độ ở đỉnh và đáy tương ứng là 14
o
C và 109
o
C được duy trì nhờ vào việc
điều chỉnh lượng dầu hot oil cung cấp vào thiết bị gia nhiệt đáy tháp.
SVTH: Nguyễn Thị Trà 14
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
1.3.6. Tháp Gas stripper C04
Tháp tách khí được lắp đặt sau khi nhà máy hoàn tất và đưa chế độ GPP vào
hoạt động. Tuy nhiên, C04 cũng có thể đưa vào hoạt động trong chế độ MF và AMF.
1.3.6.1. Cấu tạo, chức năng, nguyên lý làm việc:
Tháp C04 gồm 6 van dạng đĩa có đường kính 2600 mm. Bộ thiết bị đo chênh
áp PDIA1802 (Pressure Diffrential Transmiter) 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 C04 không có thiết bị gia nhiệt reboiler ở đáy tháp và thiết bị ngưng tụ
condensate. Hydrocacbon lỏng, nước được tách ra nhờ vào dòng khí khô từ đầu xả
máy nén K01. Lỏng dưới đáy tháp C04 thông qua van FV1701 (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
0
C lên 86
0
C trong thiết bị trao đổi nhiệt E04A/B nhờ dòng nóng có nhiệt
độ 154
0
C đi ra từ đáy tháp C02. Mục đích của thiết bị trao đổi nhiệt này là để tận dụng
và thu hồi nhiệt.
1.3.6.2. Thông số vận hành
• Tháp C04 hoạt động ở áp suất 47 barA. Van PV1801B sẽ xả khí ra đuốc đốt

5
+
)
1.3.7.3. Nguyên lý làm việc:
Dựa vào sự chênh lệch nhiệt độ sôi của cấu tử nhẹ (C
3
, C
4
) và condensate.
LPG ra khỏi đỉnh tháp (ở trạng thái điểm sương) được làm lạnh bằng không khí bởi
giàn quạt E02 để ngưng tụ thành lỏng (trạng thái điểm sôi) tại V02. Sau đó một phần
LPG sẽ được bơm P01A/B hồi lưu lại tháp nhằm tăng độ tinh cất của tháp, một phần
SVTH: Nguyễn Thị Trà 15
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
khác được bơm tới V21A/B, kho cảng Thị Vải hay tới tháp C03 để tách riêng propan
và butan. Condensate ở đáy tháp được dẫn tới E03 để gia nhiệt nhằm bốc hơi một
phần các cấu tử nhẹ quay trở lại đáy tháp. Phần lỏng ra khỏi đáy E03 sẽ là condensate
thành phẩm. Nhiệt độ tháp C02 được điều khiển bởi van dầu nóng TV1523 sao cho
hàm lượng C
5
trong LPG < 2% (càng gần 2% càng cho nhiều LPG) và áp suất hơi bão
hòa (RVP) của condensate không vượt quá 11,2 psia.
1.3.7.4. Thông số vận hành
• Áp suất làm việc của tháp C02 là 11 barA, được điều chỉnh nhờ việc điều
chỉnh công suất quạt làm mát và các van PV1501A/B.
• Nhiệt độ ở đỉnh và đáy tương ứng là 40
o
C và 141
o
C được duy trì ổn định

ngưng tụ thành lỏng nhiệt độ giảm đến 40
o
C, sau đó được đưa đến bình chứa V05
(Thiết bị nằm ngang có D=2,2m, l=6m). Một phần propan lỏng được bơm P03A/B
(công suất 175m
3
/h, chiều cao đẩy 70,5m, công suất Motor 30KW) bơm hồi lưu lại
tháp nhằm tăng độ tinh cất của tháp, một phần khác được bơm tới bồn chứa propan
(V21A/B/C), kho cảng Thị Vải, với lưu lượng 49m
3
/h thông qua thiết bị điều khiển
mức LICA2201. Thiết bị đun sôi lại loại Kettle (E10) ở đáy C03 được sử dụng để đun
nóng nhờ dòng nóng 97
o
C. Nhiệt độ được khống chế bởi van TV2123 lắp trên đường
dầu nóng này. Sản phẩm đáy butan sau khi được làm lạnh ở thiết bị trao đổi nhiệt E17,
E18 đến 45
o
C và ở E12, được đưa đến ống dẫn hoặc bình chứa butan V21B thông qua
thiết bị điều khiển mức LICA2101. Một thiết bị điều khiển áp suất vi phân PDIA2121
(Pressure Diferential Transmiter) được lắp đặt để phát hiện sự biến đổi áp suất trong
cột chống sự gây ra sự tạo bọt. Ngoài ra còn có 3 thiết bị đo nhiệt độ được lắp đặt ở
các đĩa 13, 14, 30.
SVTH: Nguyễn Thị Trà 16
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
1.3.8.4. Thông số vận hành:
Áp suất hoạt động của tháp C03 được khống chế ở 16 bar bằng cách điều khiển
công suất sủa thiết bị ngưng tụ E19 nhờ việc đóng hoặc mở dòng khí nóng ở van
bypass PV2101A, có công suất thiết kế là 30% dòng tổng. Lượng khí dư được đem đi
đốt thông qua van PV2101B.

) sẽ được tách ra và bay lên đỉnh tháp còn các cấu tử nặng sẽ rơi
xuống đáy tháp. Ở đây lượng lỏng được tạo ra do quá trình làm lạnh dòng khí tại E14
đóng vai trò là dòng hồi lưu lạnh cho đỉnh tháp, dòng khí sau khi giảm áp qua
Expander đóng vai trò là dòng hồi lưu nóng cho đáy tháp.
1.3.9.4. Thông số vận hành:
• Áp suất: 35-37 bar tùy thuộc vào lưu lượng khí đầu vào và áp suất khí khô đầu
ra.
• Nhiệt độ: - 45
0
C ở đỉnh và -15
0
C ở đáy trong chế độ GPP.
1.3.10. Máy nén khí
Máy nén khí mà nhà máy sử dụng ở đây là máy nén kiểu piston và kiểu ly tâm.
• Máy nén kiểu piston 1 cấp: K01
• Máy nén kiểu piston 2 cấp: K02, K03
• Máy nén ly tâm: K04
Mục đích của cụm máy nén K01, K02, K03, là để thu hồi triệt để C
3+
từ khí ra
của C01 nén lên áp suất 109 bar, để đưa lại nhà máy. Dòng khí từ C04 được đưa đến
SVTH: Nguyễn Thị Trà 17
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
máy nén K02 sau khi được loại các hạt chất lỏng còn lại trong khí ở bình rửa V13. Tại
K02 khí được nén từ 47 bar lên 74 bar và nhiệt độ cũng tăng từ 44
o
C lên 78
o
C. Dòng
khí ra khỏi K02 có nhiệt độ cao nên được làm mát ở E19 nhiệt độ dòng khí giảm

bảo vệ khỏi sự quá áp bằng sự đốt khí, đầu tiên thông qua các van PV2401A/B/C, rồi
tiếp theo qua PSV2401A/B/C.
1.3.11.2. Hệ thống đuốc
Hệ thống đuốc nhằm loại bớt khí tới nhà máy thông qua các van an toàn, van
áp suất hoặc các chỗ nối thông khí và đốt nó ở chỗ an toàn. Toàn bộ khí được gom ở
ống góp của đuốc 20” và được đưa tới bồn cách biệt của đuốc, là bình nằm ngang có
đường kính 3,1 m, dài 8,2 m. Ở đây toàn bộ chất lỏng được loại ra và khí rời ống góp
20” sang ống đuốc (ME51), ống đuốc có đường kính 30 m, cao 70 m, có công suất
212 tấn /h. Hệ thống thoát khí được thiết kế loại chất lỏng xả ra từ nhà máy qua van an
toàn nhiệt hoặc các điểm nối xả bằng cách làm nóng hoặc bay hơi. Tấc cả các chất
lỏng trong ống góp 12” được dẫn đến bộ làm nóng (E12), nó được làm nóng tới 55
o
C,
sau đó tới thùng tách biệt. Khí bay hơi được đốt ở ống đuốc, chất lỏng xả ra được bơm
qua thùng tách biệt, qua hầm đốt, có công suất max 8,9 m
3
/h (với hydrocacbon lỏng).
1.3.11.3. Hệ thống bơm Metanol
Metanol được sử dụng nhằm tránh tạo hydrat trong các bộ phận làm lạnh trong
nhà máy, nó cũng có tác dụng loại hydrat đã tạo thành. Metanol được vận chuyển đến
SVTH: Nguyễn Thị Trà 18
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
bồn chứa Metanol (V52) dạng đứng có đường kính 0,75m và chiều cao 7,5m. Bơm
Metanol P25A/B/C là bơm piston có công suất 13 lít/h, áp suất xả 11,5 bar từ đáy V52
và xả ra đầu phân phối. Có 3 buồng chứa, một để cung cấp cho đầu vào của E14, một
cho E20 và còn lại là cung cấp chung cho các điểm bơm.
1.3.11.4. Hệ thống gia mùi
Mục đích của hệ thống gia mùi là để phát hiện rò rỉ của sản phẩm. Khi hoạt
động bình thường, chất tạo mùi được bơm lên tục với lưu lượng 40 - 60 ppm sản
phẩm. Chất tạo mùi là alkymercaptan, là chất không màu. Khí thương mại được tạo

0
C, sau đó
đưa về bình tách V51. Khí được đưa ra đuốc để đốt bỏ, lỏng tách ra được bơm
P51A/B đưa về burn pit. Công suất tối đa của burn pit là 8,9 m
3
/h.
SVTH: Nguyễn Thị Trà 19
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
1.4. An toàn tại nhà máy
1.4.1. Phòng chống cháy nổ
1.4.1.1. Phát hiện nguy cơ cháy nổ
Các nguy cơ gây cháy nổ được phát hiện nhờ các đầu dò cảm biến: cảm biến khí, cảm
biến nhiệt, cảm biến khói, cảm biến lửa. Các đầu cảm biến nhiệt, khói được bố trí
trong phòng điều khiển, nhà đặt máy phát điện, trạm bơm các hóa chất và các công
trình phụ trợ khác của nhà máy. Khi phát hiện bất thường hệ thống điều khiển trung
tâm tự động thực hiện các lệnh:
• Đóng van cô lập vùng cháy nổ và xả khí ra đuốc đốt,
• Kích hoạt bơm chữa cháy,
• Mở van xả nước, CO
2
, hoặc bọt ở vùng có cháy nổ,
• Báo động bằng còi, đèn chớp ở vùng có cháy nổ và phòng điều khiển.
1.4.1.2. Rò rỉ và xử lý
Khi xảy ra rò rỉ cần chú ý đến nguyên nhân có thể xảy ra sự nổ tại các khu vực
thấp do sự tập trung các hợp chất hơi và không khí.
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.
Khi rò rỉ từ bồn thì nhanh chóng vận chuyển sang bồn khác.
Lắp đặt đầy đủ hệ thống thông gió tại các điểm có thể và khuếch tán hợp chất
hơi bằng Nitơ.

2.1.2. Lịch sử hình thành nhà máy
Năm 1998, với sự hình thành của nhà máy sản xuất PVC đầu tiên của Việt
Nam tại Đồng Nai - nhà máy Mitsui Vina PVC đã đánh dấu bước phát triển đầu tiên
của Việt Nam trong kỉ nguyên hoá học dầu mỏ. Đây là liên doanh đầu tiên giữa Mitsui
(Nhật Bản), Công ty Cổ phần Nhựa và Hoá chất Thái Lan (TPC), Tổng Công ty Hoá
chất Việt Nam (Vinachem) và Công ty Nhựa Việt Nam (Vinaplast), thành lập nhà
máy sản xuất PVC với công suất 80000 tấn/năm.
Sau một thời gian nghiên cứu và tìm hiểu, tháng 5 năm 2000, một dự án đầu tư
xây dựng một nhà máy nhựa PVC đã được kí kết giữa tập đoàn dầu khí Petronas
SVTH: Nguyễn Thị Trà 21
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
(Malaysia), Tổng công ty dầu khí Việt Nam và Tramatsuco. Công ty Nhựa và Hoá
chất Phú Mỹ được thành lập với tổng số vốn 70 triệu USD.
Nhà máy nhựa và hóa chất Phú Mỹ (PMPC) chính thức khánh thành ngày
06/01/2003 đánh dấu một bước ngoặt lịch sử đối với các bên đối tác. Đây là biểu hiện
thành công của Công ty liên doanh thành lập ngày 08/08/1997 nhằm xây dựng và đưa
vào hoạt động nhà máy nhựa Poly Vinyl Clorua.
Petronas là tập đoàn dầu khí quốc gia của Malaysia, được toàn quyền sở hữu
và kiểm soát các nguồn tài nguyên dầu lửa của nước này. Với quyền lợi kinh doanh tại
hơn 30 nước trên khắp thế giới, Petronas là một tập đoàn dầu lửa quốc tế tham gia vào
rất nhiều hoạt động khai thác kinh doanh dầu và các hoạt động liên quan. Petronas
tham gia ngành dầu khí Việt Nam từ năm 1991 và hiện tại đang tích cực hoạt động
trên lĩnh vực khai thác dầu khí lẫn chế biến các sản phẩm từ dầu. Sau khi tạo được chỗ
đứng vững vàng trong lĩnh vực khai thác dầu, Petronas đã bắt đầu đầu tư vào các dự
án chế biến các sản phẩm từ dầu. PMPC là dự án hóa dầu lớn đầu tiên của Petronas tại
Việt Nam được hình thành nhờ quy hoạch tổng thể ngành hóa dầu của chính phủ Việt
Nam. Đối với Petronas, việc tham gia vào dự án PMPC cũng như các dự án đầu tư
khác tại Việt Nam, biểu hiện rõ cam kết của tập đoàn về mong muốn đóng góp tích
cực vào sự phát triển chung của đất nước và nhân dân Việt Nam. Với trình độ kỹ thuật
và bề dày kinh nghiệm trong việc quản lý và lãnh đạo ngành hoá dầu tại Malaysia,

dưỡng.
• Tiết kiệm ngoại tệ nhờ thay thế nhập khẩu.
• Bước đệm cho sự kết nối sau này trong việc cung ứng nhiên liệu liên hoàn dầu
như VCM, EDC và Etylen Cracker.
2.1.3. Vị trí nhà máy
Nhà máy Nhựa và Hóa Chất Phú Mỹ thuộc Công Ty TNHH Nhựa và Hóa Chất
Phú Mỹ (PMPC). Nhà máy được hoàn thành trước thời hạn một tháng có công suất
sản xuất 100000 tấn/năm, được xây tại vị trí chiến lược trong khu công nghiệp Cái
Mép thuộc tỉnh Bà Rịa-Vũng Tàu, cách thành phố Hồ Chí Minh khoảng 85 km về
phía đông nam. Nhà máy nằm trong khu quy hoạch phát triển hóa dầu ngay cạnh sông
Thị Vải, tạo điều kiện rút ngắn thời gian vận chuyển nguyên liệu VCM cung cấp cho
nhà máy.
Đây là mô hình tổng quan về nhà máy:
Hình 2.1. Mô hình tổng quan về nhà máy PMPC
(Nguồn Báo cáo thực tập tốt nghiệp ĐH BK TP.HCM)
Nhà máy được chia thành bốn khu vực chính: khu vực nhà điều khiển, khu vực
hệ thống phản ứng chính, khu vực các hệ thống phụ trợ, khu vực kho hoá chất và
xưởng bảo trì.
SVTH: Nguyễn Thị Trà 23
BÁO CÁO THAM QUAN THỰC TẾ NHẬN THỨC
Hình 2.2. Hình ảnh toàn bộ nhà máy PMPC
(Nguồn Nhà máy nhựa và hóa chất Phú Mỹ)
2.1.4. Tuyên ngôn và mục tiêu và nhiệm vụ của nhà máy
• Tuyên ngôn về mục tiêu : “Một công ty điển hình trong lĩnh vực hóa dầu,
năng động và mang lại lợi ích cho khách hàng.”
• Tuyên ngôn về nhiệm vụ:
- Sản xuất và tiếp thị bột nhựa PVC và các sản phẩm hóa dầu có liên quan đáp
ứng nhu cầu của khách hàng.
- Trở thành một đối tác kinh doanh được ưa chuộng, tạo ra giá trị cho ngành
công nghiệp hóa dầu và cho Tổ quốc.

• Là chất có thể cháy và rất dễ bắt cháy.
• Độc tính cao, có thể gây tử vong nếu hít phải hơi hoặc nuốt vào.
Những biện pháp an toàn khi sử dụng và cất giữ
• Khi sử dụng cần có các dụng cụ bảo hộ đặc biệt như bộ cung cấp khí thở, quần
áo chống hóa chất.
• Khi lưu trữ tránh nguy cơ bắt cháy (lửa và nguồn tạo tia lửa), đóng kín thùng
chứa, đặt ở vùng lạnh (20
o
C)và tránh ẩm ướt.
• Sử lý an toàn khi thải bỏ: trung hòa bằng dung dịch NaOH, thấm hút khi bị đổ.
2.1.5.3.2. Cat D
• Tên gọi: Hydrogen peroxide -35%, CTHH: H
2
O
2
.
• Là thành phần tạo nên chất khơi mào cho phản ứng PVC.
• Là chất không cháy nhưng nguy hiểm khi cháy với chất khác.
• Nguy hiểm khi nổ với chất khác, có thể nổ khi có mặt của ngọn lửa, tia lửa,
nhiệt, hợp chất hữu cơ, kim loại hay axit.
• Là tác nhân oxi hóa mạnh.
• Có thể gây ngứa, viêm hoặc bỏng da. Dạng lỏng hay sương gây tổn thương
mắt. Hít phải hơi có thể gây tổn thương phổi và bộ máy hô hấp.
• Gây độc cho máu và hệ thần kinh trung ương.
• Có thể gây ung thư và đột biến gen.
Những biện pháp an toàn khi sử dụng và cất giữ
• Dùng các dụng cụ bảo hộ thích hợp.
• Khi lưu trữ: đóng kín thùng chứa, tránh xa nguồn nhiệt và vật liệu dễ cháy, để
nơi khô ráo, không để gần thùng chứa axit, các kim loại lưỡng tính như nhôm, magie,
thiếc, kẽm.