SẢN PHẨM PHỤ GIA DẦU MỎ

CHƯƠNG 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH HÓA LÝ VÀ PHÉP THỬ TÍNH NĂNG CỦA DẦU MỎ VÀ SẢN PHẨM DẦU MỎ Để đánh giá chất lượng dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ người ta thường xác định một số tính chất

CHƯƠNG 1 ĐẠI CƯƠNG VỀ CÁC SẢN PHẨM DẦU MỎ VÀ PHỤ GIA

1.1 ĐẠI CƯƠNG VỀ DẦU MỎ

1.2 ĐẠI CƯƠNG VỀ CÁC SẢN PHẨM DẦU MỎ

1.3 ĐẠI CƯƠNG VỀ CÁC PHỤ GIA DẦU MỎ

CHƯƠNG 2

CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH HÓA LÝ VÀ PHÉP THỬ TÍNH

NĂNG CỦA DẦU MỎ VÀ SẢN PHẨM DẦU MỎ

Để đánh giá chất lượng dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ người ta thường xác định một số tính chất điển hình của nó Một tính chất có thể chưa nói lên hết được tính chất của chúng, song tổng hợp các tính chất có thể cho phép sử dụng dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ hợp lý hơn Đối với dầu mỏ, nó cho phép ta hoạch định phương pháp chế biến

và phương thức lấy các sản phẩm phân đoạn Đối với các sản phẩm dầu mỏ, nó cho phép sử dụng các sản phẩm dầu mỏ phù hợp với các yêu cầu sử dụng khác nhau

Đối với mỗi nước, dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ lại có các quy định khác nhau, phù hợp với điều kiện sử dụng của mỗi nước Ngày nay, với xu hướng hội nhập toàn cầu thì các tiêu chuẩn quy định này cũng được sử dụng đan xen nhau, xây dựng trên cơ

sở các tiêu chuẩn đã được quốc tế hóa Các phương pháp phân tích hóa lý cơ bản đánh giá chất lượng, tính chất của dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ chủ yếu tuân theo một số tiêu chuẩn, quy chuẩn sau:

- TCVN: Tiêu chuẩn Việt Nam

- ASTM (American society for testing materials), tiêu chuẩn Mỹ

- IP standard (The institute of petroleum), tiêu chuẩn của viện dầu mỏ Anh

- ISO (Organisation international de standardisation), tiêu chuẩn quốc tế

Khối lượng riêng ρcủa dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ là khối lượng của một đơn vị thể tích dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ ở nhiệt độ tiêu chuẩn 600F (15,60C) và áp suất 101,325 kPa (1 atm), ký hiệu là ρ60 hay ρ15,6(hoặc ρ15) Đơn vị đo thường là: g/cm3, kg/m3

Tỷ trọng d là tỷ số giữa khối lượng của chất lỏng có thể tích đã cho ở nhiệt độ

150C (hoặc 600F) so với khối lượng của nước tinh khiết (nước cất) có thể tích tương đương ở cùng nhiệt độ đó

Trong nhiều trường hợp chúng ta thường không phân biệt giá trị giữa d và ρvì

60

60 0,99904.d60

ρ = , mặc dù thứ nguyên của chúng khác nhau

Độ API (0API) được xác định thông qua tỷ trọng theo công thức:

0

60 60

Quy trình xác định tỷ trọng:

Mẫu được đưa về nhiệt độ chuẩn quy định chính xác bằng mày điều nhiệt (là

150C hoặc 200C) hoặc mẫu được giữ ở nhiệt độ thích hợp khác là nhiệt độ đo được của mẫu hoặc nhiệt độ của mẫu trùng với nhiệt độ phòng

Ống đong hình trụ, có đường kính trong của ống ≥ 25 mm so với đường kính ngoài của tỷ trọng kế Chiều cao của ống đong phải đủ để tỷ trọng kế nổi trong mẫu và đáy của tỷ trọng kế cách đáy của ống đong ít nhất 25 mm Đưa nhiệt độ ống đong và nhiệt độ tỷ trọng kế gần bằng nhiệt độ mẫu thử

Rót mẫu nhẹ nhàng vào ống đong sao cho tránh tạo bọt và tránh sự bay hơi của các phân đoạn nhẹ (khi cần thiết phải dùng xi phông), sao cho đủ lượng để tỷ trọng kế nổi được và đọc được số Gạt bỏ tất cả các bọt khí sau khic húng nổi trên bề mặt mẫu bằng cách dùng giấy lọc sạch chạm vào chúng

Đặt ống đong chứa mẫu ở vị trí thẳng đứng, thả từ từ tỷ trọng kế thích hợp vào sao cho không chạm vào thành nống và để yên Chú ý phần nổi của tỷ trọng kế không được ướt Dùng nhiệt kế để khuấy mẫu sao cho bầu thủy ngân luôn ngập trong mẫu thử Ngay sau khi số đọc của nhiệt kế ổn định, ghi lại nhiệt độ của mẫu chính xác đến 0,250C sau đó lấy nhiệt kế ra

Ấn tỷ trọng kế xuống khoảng hai vạch và sau đó thả tỷ trọng kế ra hoặc có thể xoay nhẹ để đưa tỷ trọng kế về trạng thái cân bằng, nổi tự do không chạm vào thành ống Đặt mắt ngang bề mặt chất lỏng, đọc đúng vạch cắt của thang chia độ và mặt chất lỏng theo hai trường hợp: chất lỏng trong suốt và chất lỏng đục

Phương pháp tỷ trọng kế này là phù hợp nhất để xác định khối lượng riêng, tỉ trọng hoặc độ API của các loại dầu nhớt thấp trong suốt

Hình 2.1: Thang đọc của tỷ trọng kế đối với chất lỏng dầu mỏ

trong suốt (a) và không trong suốt (b)

Phương pháp này cũng áp dụng cho loại chất lỏng nhớt với thời gian đủ để tỷ trọng kế đạt đến trạng thái cân bằng, hoặc thích hợp áp dụng cho loại chất lỏng đục nếu hiệu chỉnh mặt khum thích hợp Khi đo với lượng dầu lớn, các sai số hiệu chỉnh thể tích sẽ được giảm thiểu bằng cách quan sát số đo trên tỷ trọng kế tại nhiệt độ gần sát nhiệt độ của bồn dầu

2.1.2 Độ nhớt

ASTM D445 - 06; TCVN 3171: 2007

Độ nhớt là đại lượng đặc trưng cho mức độ cản trở giữa hai lớp chất lưu khi chúng chuyển động tương đối, trượt lên nhau Một cách tổng quát, một chất lưu có độ nhớt càng lớn khi nó càng khó chảy

Độ nhớt là một chỉ tiêu quan trọng và cơ bản của dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ Đối với dầu mỏ và đa số các sản phẩm dầu mỏ độ nhớt liên quan mật thiết đến tính lưu biến của chúng trong các điều kiện nhiệt độ làm việc khác nhau Thông thường nhiệt

độ giảm thì độ nhớt tăng và ngược lại Sự thay đổi độ nhớt của dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ cũng phụ thuộc nhiều vào bản chất của chúng Dầu chứa nhiều parafin thường

có độ nhớt thay đổi nhiều theo nhiệt độ

Chi tiết

a)

Đáy của mặt khum Chất lỏng

Mặt phẳng ngang của chất lỏng Xem chi tiết

Xem chi tiết Chất lỏng

Mặt phẳng ngang của chất lỏng Đáy của mặt khum

Đọc tại điểm này

Mặt phẳng ngang của chất lỏng Mặt khum

Chi tiết

b)

Đối với các chất bôi trơn, độ nhớt là một tính chất quyết định độ dày màng dầu,

nó làm giảm ma sát và mài mòn giữa hai bề mặt tiếp xúc Nó có ảnh hưởng đến độ khít, tổn hao công ma sát, khả năng chống mài mòn, khả năng chống tạo cặn, khả năng làm mát các chi tiết làm việc… Trong động cơ, độ nhớt đóng vai trò quyết định lượng tiêu hao nhiên liệu, khả năng tiết kiệm dầu và hoạt động của động cơ Đối với một số loại động cơ, đặc biệt là động cơ ôtô cũng ảnh hưởng tới khởi động và tốc độ trục khuỷu Độ nhớt quá cao sẽ làm giảm tốc độ của trục và do đó làm tăng lượng nhiên liệu tiêu hao (kể cả sau khi động cơ đã khởi động) Độ nhớt quá thấp sẽ dẫn tới chóng mài mòn và tăng lượng tiêu hao dầu Chính vì vậy độ nhớt được lấy làm cơ sở cho hệ thống phân loại dầu nhờn (theo cấp độ nhớt SAE)

Có hai loại độ nhớt là độ nhớt động lực và độ nhớt động học Trong công nghiệp dầu mỏ thường dùng độ nhớt động học, còn độ nhớt động lực được sử dụng nhiều trong các phương pháp nghiên cứu Độ nhớt động học được xác định bằng phương pháp sử dụng nhớt kế mao quản với đơn vị đo chủ yếu là cSt

Có nhiều loại nhớt kế được thiết kế có hình dáng khác nhau để đo độ nhớt của chất lỏng khác nhau theo tiêu chuẩn ASTM D 446-06 Vì vậy việc lựa chọn nhớt kế sao cho phù hợp với chất lỏng cần đo độ nhớt có ý nghĩa rất quan trọng Điều này thể hiện qua thời gian chảy của mẫu từ vạch này đến vạch kia của bầu đo Nếu thời gian chảy nhanh quá hoặc chậm quá thì kết quả đo đều sẽ không chính xác Trong công nghiệp dầu mỏ người ta quan tâm đến hai loại nhớt kế chính là: nhớt kế chảy xuôi và nhớt kế chảy ngược Trong đó, nhớt kế chảy xuôi thường được sử dụng cho các chất lỏng sáng màu và nhớt kế chảy ngược được sử dụng để đo độ nhớt của các chất lỏng tối màu hoặc sẫm màu

Hình 2.2: Nhớt kế mao quản chảy xuôi (a) và nhớt kế mao quản chảy ngược (b)

Bảng 2.1: Một số thông số loại nhớt kế chảy xuôi hình 2.2 a

mm 2 /s

Đường kính trong ống R, mm

Thể tích bầu C, ml

Đường kính trong ống N, mm

Đường kính trong ống tại E,

A: thời gian chảy nhỏ nhất là 1320 giây

B: thời gian chảy nhỏ nhất là 600 giây

C: thời gian chảy nhỏ nhất là 380 giây, 200 giây cho tất cả các kích thước nhớt kế

Bảng 2.2: Một số thông số loại nhớt kế chảy ngược hình 2.2 b

mm 2 /s

Đường kính trong ống R, mm

Đường kính trong ống N,E,F,I

mm

Thể tích bầu A,C,J,

ml

Thể tích bầu D, ml

* Quy trình xác định độ nhớt bằng nhớt kế mao quản:

- Chọn nhớt kết phù hợp với độ nhớt của dầu sao cho tốc độ chảy khoảng 200 - 800 giây

- Nạp vào dụng cụ đo (nhớt kế) một lượng dầu thích hợp

- Để ổn định nhiệt tại một nhiệt độ nhất định trong bình ổn định nhiệt khoảng

30 phút sao cho đạt cân bằng nhiệt độ bên trong mẫu cần đo và nhiệt độ dầu của thiết

bị ổn định nhiệt, dùng đồng hồ bấm giây đo thời gian chảy của lượng dầu trên từ vạch này đến vạch kia của dụng cụ đo, phụ thuộc vào hằng số nhớt kế (k) ta tính được độ nhớt động học của dầu theo công thức sau đây:

ν =k.t

Trong đó:

ν: độ nhớt động học (cSt);

k: hằng số nhớt kế (cSt/s);

t: thời gian chảy (s)

2.1.3 Chỉ số độ nhớt (VI – viscosity index)

ASTM D 2270-06

Chỉ số độ nhớt (VI) là đại lượng đặc trưng cho sự thay đổi độ nhớt của mẫu theo nhiệt độ Thông thường khi nhiệt độ tăng độ nhớt sẽ giảm và ngược lại Chỉ số độ nhớt còn phụ thuộc vào bản chất của dầu mỏ Dầu chứa nhiều naphten có VI cao và dầu chứa nhiều parafin có VI thấp

Trong số các sản phẩm dầu mỏ, có lẽ chỉ có dầu mỡ bôi trơn, nhiên liệu phản lực người ta mới quan tâm nhiều đến VI Vì chỉ tiêu này quyết định đến khoảng nhiệt độ làm việc rộng và chức năng của chúng Điều này có thể giải thích như sau: trong các động cơ, môi trường làm việc của dầu có nhiệt độ thay đổi từ âm vài 0C đến vài trăm

0C, khi đó độ nhớt của dầu thay đổi rất lớn Ở nhiệt độ thấp, độ nhớt của dầu mỡ bôi trơn tăng làm giảm tính lưu biến của dầu, khó khăn trong quá trình bơm đi để bôi trơn các chi tiết động cơ trong quá trình khởi động Ngược lại, ở nhiệt độ cao độ nhớt giảm đáng kể, khi đó độ dày màng dầu không đủ dầy để đảm bảo chức năng bôi trơn, giảm

ma sát và các chức năng khác của mình Chính vì vậy, VI luôn được coi là một trong

số các chỉ tiêu quan trọng hàng đầu đối với dầu mỡ bôi trơn động cơ

Hình 2.3: Bể xác định độ nhớt

VI là một giá trị được xác định qua sự thay đổi độ nhớt theo nhiệt độ dựa trên

cơ sở so sánh khoảng thay đổi tương đối về độ nhớt của hai loại dầu chọn lọc chuyên dùng, hai loại dầu này khác biệt nhau rất lớn về chỉ số độ nhớt VI

Hình 2.4: Sự thay đổi độ nhớt của dầu bôi trơn theo nhiệt độ

Trong đó:

L - độ nhớt của dầu có VI = 0 (dầu có VI thấp – dầu naphten)

H - độ nhớt của dầu có VI = 100 (dầu có VI cao – dầu parafin)

U - độ nhớt của dầu cần phải tính chỉ số độ nhớt Dựa vào độ nhớt động học ở 400C và 1000C của từng loại dầu để tính chỉ số độ nhớt (VI) tương ứng của chúng theo tiêu chuẩn ASTM D 2270 Tiêu chuẩn này phân

ra hai trường hợp: dầu có VI dự đoán nhỏ hơn 100 và lớn hơn 100

* Trường hợp 1: Dầu bôi trơn có VI dự đoán nhỏ hơn 100

Chỉ số độ nhớt VI được tính theo công thức sau:

Bảng 2.3: Giá trị L,H tương ứng với độ nhớt động học ở 40 0 C và 100 0 C

Ghi chú: Nếu các giá trị độ nhớt không nằm trong bảng trên thì

được suy ra bằng cách nội suy

Với Y là độ nhớt động học ở 1000C của dầu tính chỉ số độ nhớt, cSt

* Trường hợp thứ hai: Chỉ số độ nhớt dầu cần đo dự đoán lớn hơn 100:

VI được tính theo công thức:

VI = [(antilogN – 1)/0,00715] + 100 (2.5) Trong đó N = (logH – logU)/logY (2.6) Giá trị H được tính như ở cách tính thứ nhất

Ví Dụ 1: Tính chỉ số độ nhớt của dầu có:

- Độ nhớt động học tại 40oC = 22,83mm2/s (cSt)

- Độ nhớt động học tại 100oC = 5,05mm2/s (cSt)

Từ bảng 2.3 (nội suy) ta có: H = 28,97

Thay vào phương trình (2.6) có:

N = [(log28,97 - log22,83) / log5,05] = 0,14708 Thay vào phương trình (2.5) và làm tròn:

VI = [((antilog 0,14708) - 1) / 0,00715] + 100 = 156,37

VI = 156

Ví Dụ 2: Tính chỉ số độ nhớt của dầu có:

- Độ nhớt động học tại 40oC = 53,47mm2/s (cSt)

- Độ nhớt động học tại 100oC = 7,8mm2/s (cSt)

Từ bảng 2.3 ta có: H = 57,31

Thay vào phương trình (2.6) có:

N = [(log57,31 - log53,47) / log7,80] = 0,03376 Thay vào phương trình (2.5) và làm tròn:

Nhiệt độ chớp cháy, bắt cháy trong một mức độ nào đó đặc trưng cho tính dễ cháy của dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ Dựa vào nhiệt độ chớp cháy có thể biết được đặc tính của hydrocacbon có trong thành phần của nó cũng như sự có mặt của các cấu

tử nhẹ Hydrocacbon có nhiệt độ sôi cao thì điểm chớp cháy cao và ngược lại

Xác định nhiệt độ chớp cháy có ý nghĩa rất quan trọng trong việc bảo quản, tồn chứa nhiên liệu và an toàn cháy nổ

Có hai phương pháp xác định nhiệt độ chớp cháy, bắt cháy là: phương pháp cốc kín và cốc hở Cách tiến hành của hai phương pháp này là hoàn toàn tương tự nhau Sự khác nhau chỉ thể hiện ở hai điểm sau:

- Nhiệt độ chớp cháy cốc kín được xác định trong điều kiện chén đựng mẫu được đậy nắp, nắp này được chỉ mở trong thời gian rất ngắn khi đưa ngọn lửa thử điểm chớp cháy vào; trong quá trình đo mẫu được khuấy liên tục

- Đối các dầu mỏ, sản phẩm dầu mỏ có khả năng bay hơi kém như: dầu thô, dầu

mỡ bôi trơn thì được xác định nhiệt độ chớp cháy cốc hở theo tiêu chuẩn ASTM D92-02 hoặc TCVN 2699:1995 bằng thiết bị chớp cháy cốc hở Cleveland Open Cup - COC Các sản phẩm dầu mỏ có khả năng bay hơi mạnh như: khí hóa lỏng (LPG, CNG, LNG), xăng, điêzen, kerosen thì nhiệt độ chớp cháy, bắt cháy cốc kín theo tiêu chuẩn ASTM D93-02 hoặc TCVN 2693:1995 bằng thiết bị chớp cháy cốc kín Pensky-Martesns close Cup Tester

* Quy trình xác định:

Đổ một lượng mẫu theo mức cho phép, đặt vào máy đo độ chớp cháy, nối máy với bình ga, sau đó chỉnh ngọn lửa có đường kính 3,2 đến 4,8 mm và điều chỉnh nhiệt

độ của mẫu sao cho từ 140C đến 170C/phút Khi nhiệt độ của mẫu thấp hơn điểm chớp lửa dự đoán 560C giảm tốc độ xuống còn 5 – 60C/phút, cho đến khi nhiệt độ dự đoán xuống còn 280C thì giảm xuống 20C châm lửa 1 lần Cứ thế cho đến khi xác định được nhiệt độ chớp cháy, bắt cháy

Hình 2.5: Thiết bị xác định nhiệt độ chớp cháy, bắt cháy cốc hở (a), cốc kín (b)

Bảng 2.4: Thông số cơ bản của thiết bị cốc hở

Giá trị, mm Thông số

2.1.5 Áp suất hơi bão hòa Reid

ASTM D323 – 99; TCVN 5731 : 2006

Áp suất hơi là một đặc tính lý học quan trọng đối với các chất lỏng dễ bay hơi

Nó là chỉ tiêu đặc biệt quan trọng cho cả xăng hàng không và xăng ôtô, vì chúng ảnh hưởng đến quá trình khởi động, làm nóng máy và có xu hướng tạo hơi ở nhiệt độ vận hành cao hoặc ở trên cao Ở một vài nơi giới hạn áp suất hơi lớn nhất của xăng được qui định mang tính pháp lý như một số đo kiểm soát sự ô nhiễm của không khí

Tiêu chuẩn ASTM D323 – 99; TCVN 5731 : 2006 áp dụng để xác định áp suất hơi ở 37,80C (1000F) của sản phẩm dầu mỏ và dầu thô có nhiệt độ sôi đầu lớn hơn 00C (320F)

Lấy ngay khoang hơi ra khỏi bể nước và nối với khoang lỏng đầy mẫu càng nhanh càng tốt, không để tràn Khi khoang hơi đã đưa ra khỏi bể, nối với khoang lỏng sao cho không tạo ra sự trao đổi giữa không khí nhiệt độ phòng với không khí có nhiệt

độ 37,80C (1000F) trong khoang đó Hoàn tất thao tác lắp thiết bị trong vòng 10 giây

Lật úp thiết bị đã lắp ráp và cho toàn bộ mẫu từ khoang lỏng chảy vào khoang hơi, lắc mạnh, lật lên úp xuống 8 lần Để đầu áp kế đo phía trên, nhúng ngập toàn bộ thiết bị trong bể nước được duy trì ở nhiệt độ 37,80C ± 0,10C (1000F ± 0,20F), ở vị trí

Khoang lỏng được đặt trên ống dẫn chất lỏng

Ống truyền mẫu đã làm lạnh

Khoang lỏng

đã làm lạnh

Vị trí của hệ thống truyền mẫu

nghiêng sao cho chỗ nối giữa khoang lỏng và khoang hơi nằm dưới mức nước Kiểm

tra cẩn thận sự rò rỉ Nếu không có hiện tượng rò rỉ, tiếp tục ngâm thiết bị sao cho đỉnh

của khoang hơi nằm dưới mặt nước ít nhất 25 mm (1 inch)

Hình 2.7: Kích thước thiết bị đo áp suất hơi bão hòa Reid Bảng 2.6: Thông số thiết bị đo áp suất hơi bão hòa Reid

A Chiều dài khoang hơi 254

B, C, D Đường kính trong của khoang lỏng và khoang hơi 51

E Đường kính trong của đầu nối, min 4,7

I Van 12,7

J Van 6,35

Sau khi ngâm thiết bị trong bể nước ít nhất 5 phút, gõ nhẹ áp kế đo và quan sát

số đọc trên áp kế đo Lấy thiết bị ra khỏi bể và lặp các bước tiến hành như trên Cứ sau

khoảng ít nhất 2 phút lại gõ nhẹ lên áp kế và ghi lại số chỉ của áp kế Cứ lặp lại cách

tiến hành như trên ít nhất 5 lần cho đến khi số chỉ của áp kế hai lần liên tiếp bằng

nhau, nghĩa là áp suất đã đạt cân bằng Giá trị áp suất này được gọi là áp suất hơi chưa

hiệu chỉnh của mẫu Tháo ngay áp kế ra khỏi thiết bị, không cần làm sạch hết chất lỏng

còn bám vào áp kế, kiểm tra số đọc trên áp kế đo theo dụng cụ đo áp suất khi cho cả

hai cùng chịu một áp lực ổn định bằng nhau, bằng số đo áp suất hơi chưa hiệu chỉnh

khoảng 1,0 kPa (0,2 psi) Nếu có sự khác nhau giữa số đọc của hai áp kế thì giá trị

chênh lệch này được cộng với áp suất hơi chưa hiệu chỉnh của mẫu Giá trị áp suất này

chính là áp suất hơi bão hòa Reid của mẫu

Hình 2.8: Sơ đồ thiết bị đo áp suất hơi Reid kiểu nằm ngang

Có 4 quy trình đo áp suất hơi ứng với các trường hợp khác nhau

- Quy trình A: áp dụng cho sản phẩm dầu mỏ có áp suất hơi Reid nhỏ hơn 180 kPa (26 psi)

- Quy trình B: áp dụng cho sản phẩm dầu mỏ có áp suất hơi Reid nhỏ hơn 180 kPa (26 psi) loại bể ngang

- Quy trình C: áp dụng cho sản phẩm dầu mỏ có áp suất hơi Reid lớn hơn 180 kPa (26 psi)

- Quy trình D: áp dụng cho xăng hàng không có áp suất hơi Reid khoảng 50 kPa (7 psi)

Tất cả bốn qui trình A, B, C, D đều dùng khoang hơi và khoang lỏng có thể tích bằng nhau Qui trình B sử dụng thiết bị bán tự động ngâm chìm trong bể ngang và quay trong khi đạt cân bằng Với qui trình này có thể dùng áp kế Bourdon hoặc bộ chuyển đổi áp suất Qui trình C sử dụng khoang lỏng có hai lỗ van Qui trình D qui định chặt hơn tỷ lệ giữa khoang hơi và khoang lỏng

Đối với các sản phẩm dầu mỏ, các đặc tính chưng cất (tính bay hơi) của các hydrocacbon thường có ảnh hưởng quan trọng đến an toàn và tính năng sử dụng của chúng, đặc biệt đối với các loại nhiên liệu và dung môi Dựa vào dải sôi có thể biết được các thông tin về thành phần, tính chất của nhiên liệu trong quá trình bảo quản và

sử dụng Tính bay hơi là một yếu tố chính để xác định xu hướng tạo hơi nổ của hỗn hợp hydrocacbon Các đặc tính chưng cất có vai trò đặc biệt quan trọng cho cả xăng ôtô và xăng máy bay, ảnh hưởng đến sự khởi động máy, làm nóng máy và xu hướng tạo nút hơi ở nhiệt độ vận hành cao hoặc ở độ cao lớn, hoặc cả hai Sự có mặt của các thành phần có điểm sôi cao trong các loại nhiên liệu có thể ảnh hưởng đáng kể đến sự tạo thành cặn cháy cứng Tính bay hơi ảnh hưởng đến tốc độ bay hơi, tính chất này là một yếu tố quan trọng khi sử dụng các dung môi, đặc biệt những dung môi pha sơn Thành phần cất của dầu mỏ và các sản phẩm dầu mỏ được xác định theo tiêu chuẩn ASTM D86 – 05; TCVN 2698 : 2007 Phương pháp này áp dụng để xác định các thành phần cất của dầu mỏ, xăng, nhiên liệu điêzen, dung môi gốc dầu mỏ, naptha, dầu hỏa và các loại nhiên liệu đốt lò Sơ đồ thí nghiệm được bố trí như hình 2.9

Hình 2.9: Sơ đồ lắp đặt thiết bị xác định thành phần cất ở áp suất khí quyển

bể ≈ 390

7 Tấm chắn 16 Bếp điện

8 Cửa quan sát 17 Núm điều chỉnh bộ đỡ

9a Núm điều chỉnh điện áp 18 Dây điện

9b Vôn kế hoặc ămpe kế 19 Ống hứng

Xác định điểm sôi đầu:

Để giảm lượng thất thoát của phần cất do bay hơi, đậy ống hứng bằng mảnh giấy thấm hoặc vật liệu tương tự đã được cắt vừa khít với ống ngưng Nếu dùng ống dẫn dòng cho ống hứng thì bắt đầu chưng cất với đầu của ống dẫn dòng vừa chạm thành của ống hứng Nếu không dùng ống dẫn dòng thì giữ đầu chảy của ống ngưng xa thành của ống hứng Ghi lại thời gian bắt đầu Quan sát và ghi lại điểm sôi đầu chính xác đến 0,5 0C (1,0 0F) Nếu không dùng ống dẫn dòng thì phải chuyển dịch ống hứng ngay, sao cho đầu ống ngưng chạm vào thành trong của nó

Điều chỉnh việc cấp nhiệt sao cho khoảng thời gian giữa lần cấp nhiệt đầu tiên

và điểm sôi đầu đến khi thu được 5%, 10% phù hợp với từng loại mẫu cấn xác định

Xác định điểm sôi giữa và điểm sôi cuối: Tiếp tục điều chỉnh nhiệt sao cho tốc

độ ngưng trung bình không đổi từ khi thu được 5 % hoặc 10 % đến khi còn 5 ml cặn trong bình cất là 4 ml/phút đến 5 ml/phút

Trong khoảng thời gian giữa điểm sôi đầu và kết thúc chưng cất, quan sát và ghi lại các số liệu cần thiết cho tính toán và báo cáo kết quả phép thử theo tiêu chuẩn yêu cầu kỹ thuật qui định, hoặc như đã yêu cầu đối với mẫu thử Các số liệu quan sát

có thể bao gồm các số đọc nhiệt độ tại các phần trăm thu hồi định trước hoặc ngược lại, hoặc cả hai

2.1.7 Trị số kiềm tổng (TBN), trị số axit tổng (TAN)

Trên thế giới, mức quy định TAN hiện nay nằm trong khoảng từ 1 ÷ 4 mgKOH/100 ml Sản phẩm dầu mỏ của Nga quy định mức TAN cho phép từ 0,8 ÷ 2 mgKOH/100 ml

TAN được xác định theo tiêu chuẩn ASTM D 664 – 06a; TCVN 6325 : 2007 xác định TAN của các sản phẩm dầu mỏ bằng phương pháp chuẩn độ điện thế Phương pháp xác định như sau: Cho vào cốc 250 mL hoặc một bình chứa thích hợp một lượng mẫu như trong bảng 2.7 và thêm 125 ml dung môi chuẩn độ Chuẩn bị các điện cực theo hướng dẫn của nhà sản xuất Đặt cốc hoặc bình chuẩn độ theo phương thẳng đứng

và điều chỉnh vị trí của nó để các điện cực ở vị trí nửa chìm Bắt đầu khuấy, và khuấy trong suốt quá trình ở mức đủ để kích động mạnh mẽ mà không bắn tung tóe và không

để không khí bão hòa vào dung dịch chuẩn độ

Bảng 2.7: Lượng chất thử nghiệm

Chỉ số axit Khối lượng, g Độ chính xác của phép cân, g

0,05÷1,0

1,0÷5,0 5÷20 20÷100 100÷260

20,0±2,0 5,0±0,5 1,0±0,1 0,25±0,02 0,1±0,01

0,10 0,02 0,005 0,001 0,0005

Lựa chọn buret và đổ hoặc hút vào đó dung dịch kiềm KOH 0,1 mol/l Đưa buret vào vị trí của bộ chuẩn độ, đảm bảo rằng đầu của buret ngập sâu khoảng 25 mm trong dung dịch chuẩn độ Ghi lại thể tích dung dịch chuẩn trong buret và số chỉ điện

áp của máy chuẩn độ điện thế Có hai phương pháp được sử dụng trong cách xác định này là chuẩn độ thủ công và chuẩn độ tự động

Phương pháp chuẩn độ thủ công:

Thêm một lượng nhỏ phù hợp dung dịch kiềm KOH 0,1M vào mẫu và đợi cho đến khi hằng số điện áp được thiết lập, ghi lại giá trị thể tích dung dịch chuẩn trong buret và chỉ số điện áp

Tại điểm bắt đầu chuẩn độ và chỉ tại các điểm uốn sau đó, chỗ mà 0,1 ml dung dịch chuẩn KOH 0,1M không làm thay đổi trong quá trình và tổng điện áp thay đổi của

nó lớn hơn 30 mV ở điện cực, tiếp tục thêm một phần nhỏ 0,05 ml dung dịch chuẩn

Ở đoạn giữa (đoạn bằng) đường cong thế, nơi mà cũng với 0,1 ml dung dịch chuẩn KOH 0,1M làm thay đổi điện áp của điện cực nhỏ hơn 30 mV, tiếp tục thêm một phần nhỏ dung dịch chuẩn độ sao cho thế điện áp thay đổi không quá 30 mV Tiếp tục chuẩn độ theo cách thức như trên cho đến khi tương ứng với 0,1 ml dung dịch chuẩn làm thay đổi điện áp không quá 5 mV thì dừng quá trình chuẩn độ(điểm cuối tự động) hoặc tới khi thế chỉ ra là dung dịch kiềm hơn dung dịch đệm kiềm không nước mới chuẩn bị (điểm cuối được chọn)

Phương pháp chuẩn độ tự động:

Kiểm tra lại các thiết bị thí nghiệm theo tiêu chuẩn để đảm bảo rằng thiết bị có thể xác định được lượng axit mạnh với số chỉ mV ban đầu của pháp thử Mối liên hệ giữa điện thế của dung dịch axit đệm chỉ ra sự có mặt của các axit Ghi lại thể tích của KOH được thêm vào cho đến khi số chỉ mV của dung dịch đệm pH = 4 Giá trị này được sử dụng để tính toán trị số axit mạnh Thực hiện phương pháp chuẩn độ tự động

và xây dựng đường cong điện thế hoặc đường cong đạo hàm như là các đường chuẩn Chuẩn độ với dung dịch kiềm KOH 0,1M Thiết bị se tự động điều chỉnh hoặc được thiết lập sẵn theo một chương trình nhất định Khi tại các điểm uốn, nó có thể được sử dụng để tính toán một cách gần đúng, tốc độ thêm chất chuẩn và thể tích của chất chuẩn dựa trên sự thay đổi độ cong của đường cong chuẩn độ

Dung dịch chuẩn độ tăng lên sẽ được thêm vào sao cho sự thay đổi thế của điện cực là từ 5 – 15 mV đối với phần dung dịch chuẩn tăng thêm Thể tích dung dịch chuẩn tăng thêm sẽ thay đổi từ 0,05 đến 0,5 ml Sự tăng tiếp dung dịch chuẩn có thể được thêm vào nếu không có dấu hiệu thay đổi thế ở điện cực lớn hơn 10 mV trong 10 giây, nhưng thời gian lớn nhất giữa các lần tăng thêm dung dịch chuẩn độ không được quá 60 giây

Quá trình chuẩn độ có thể kết thúc khi dung dịch đệm có dấu hiệu đạt được độ

pH = 11 và thế quá 200 mV Điểm tương đương (cân bằng) có thể nhận ra nếu điểm bắt nguồn của đường cong chuẩn độ đạt giá cực đại, đó là điểm cao nhất so với các tín hiệu nhiễu mà điện cực thiết lập

Chuẩn mẫu trắng từ 125 ml dung môi chuẩn độ đối với quá trình chuẩn độ giống như chuẩn độ mẫu

Khi chuẩn độ xong, tráng điện cực bằng đầu buret bằng dung môi chuẩn độ sau

đó bằng iso-propanol, cuối cùng bằng nước cất Nhúng các điện cực trong nước ít nhất

5 phút trước khi dùng lại để phục hồi lớp gel nước của điện cực thuỷ tinh Nhúng điện cực vào trong dung dịch KCl khi không dùng

Tính trị số axit, TAN:

Quá trình chuẩn độ thủ công: Vẽ đường cong chuẩn độ dựa vào thể tích của dung dịch chuẩn kiềm KOH 0,1M tương ứng với số chỉ điện thế (hình 2.11) Đánh dấu điểm kết thúc chính xác phù hợp, xác định điểm uốn gần với điện áp pin đạt được tương ứng dung dịch axit hoặc dung dịch kiềm đệm Nếu điểm uốn không xuất hiện hoặc xuất hiện không rõ ràng (đường cong B), đánh dấu điểm cuối tại số chỉ điện áp đạt được tương ứng với dung dịch đệm thích hợp

Hình 2.11: Đồ thị biểu diễn đường cong chuẩn độ

ml dung dịch kiềm KOH 0,1M

Đường cong A: Đường cong chuẩn độ 125 ml mẫu trắng

Đường cong B: Đường cong chuẩn độ 10 gam dầu động cơ đã sử dụng cộng với

125 ml dung môi chuẩn độ không có điểm uốn rõ ràng, các điểm kết thúc được chọn tại số chỉ của điện cực đạt được tương ứng với hai dung dịch nước đệm

Đường cong C: Đường cong chuẩn độ 10 gam dầu chứa axit yếu cộng với 125

ml dung môi chuẩn độ Điểm kết thúc được chọn là điểm mà tại đó đường cong chuẩn

độ gần như thẳng đứng

Đường cong D: Đường cong chuẩn độ 10 gam dầu chứa axit yếu và axit mạnh cộng với 125 ml dung môi chuẩn độ Các điểm kết thúc được chọn là điểm mà tại đó đường cong chuẩn độ gần như thẳng đứng

Tính trị số axit như sau:

Trị số axit TAN, mgKOH/g =56,1.(A B).M

W

−

(2.7) Trong đó:

A : Thể tích dung dịch rượu KOH đã dùng để chuẩn mẫu tới điểm cuối định phân xác định bằng điểm uốn đường cong chuẩn độ có giá trị đọc gần với giá trị dung dịch đệm kiềm hoặc nếu khó xác định hoặc không có điểm uốn thì xác định nhờ giá trị đọc của dung dịch đệm kiềm không nước, ml

B : Thể tích dung dịch kiềm KOH đã dùng để chuẩn mẫu trắng, ml

M : Độ chuẩn của dung dịch KOH, mol/l

W : Khối lượng mẫu,g

Độ kiềm trong dầu nhờn được biểu thị bằng trị số kiềm tổng (TBN), cho biết lượng axit clohydric hay percloric, được quy chuyển sang KOH tương đương cần thiết

để trung hòa hết các hợp chất mang tính kiềm có mặt trong 1g mẫu

Hiện nay, nhiều loại phụ gia sử dụng nhằm nâng cao phẩm chất dầu bôi trơn Các hợp chất được coi là có tính kiềm bao gồm: các chất kiềm vô cơ và hữu cơ, các muối của các kim loại nặng, các phụ gia, đặc biệt là các phụ gia được dùng trong điều kiện khắc nghiệt, như phụ gia tẩy rửa… Rất nhiều loại phụ gia hiện nay sử dụng cho dầu động cơ có chứa các hợp chất kiềm, nhằm trung hòa các sản phẩm axit của quá trình cháy, lượng tiêu tốn các thành phần kiềm này là một chỉ số về tuổi thọ sử dụng của dầu

Dầu có độ kiềm cao thì khả năng chống ăn mòn tốt Khi TBN giảm đến một giá trị giới hạn nào đó thì dầu động cơ cần phải được thay mới Khi độ kiềm quá thấp hay không còn thì dầu không có khả năng bảo vệ các chi tiết động cơ khỏi ăn mòn

Phương pháp ASTM D2896 – 07a; TCVN 3167 : 2008 thường được dùng để xác định các hợp chất kiềm trong các sản phẩm dầu mỏ

Quy trình xác định:

Quá trình chuẩn độ theo tiêu chuẩn này hoàn toàn tương tự cách xác định TAN như tiêu chuẩn ASTM D664 – 06a; TCVN 6325 : 2007 Theo đó, mẫu được làm nóng chảy là một hỗn hợp khan của clobenzen, axit axetic băng, và quá trình trung hòa xẩy

ra với dung dịch axit pecloric trong axit axetic lạnh sử dụng bộ đo điện thế Một bộ phận chỉ thị cực bằng thủy tinh và một cực Hg2Cl2 được sử dụng, sau đó được kết nối với dung dịch mẫu bằng thỏi muối Máy chỉ thị được đọc ngược với thể tích của dung dịch chuẩn độ và điểm cuối được lấy trên đường cong kết quả tại điểm uốn Sự khác nhau giữa các lần đọc không lớn hơn 0,03V với tốc độ chuẩn độ cài đặt lớn nhất của máy là 1 ml/phút

Có hai quy trình xác định TBN theo tiêu chuẩn này là quy trình A và B Sự khác nhau cơ bản giữa hai quy trình này là sử dụng thể tích dung môi chuẩn độ và khối lượng mẫu khác nhau Quy trình A sử dụng lượng mẫu 0,1 – 20 gam, được xác định theo phương trình 2.8 và dung môi chuẩn độ là 120 ml Quy trình B sử dụng lượng mẫu 0,1 –

10 gam, được xác định theo phương trình 2.9 và dung môi chuẩn độ là 60 ml

Tính lượng mẫu cần lấy theo trị số kiềm (TBN) dự đoán như sau:

Lượng mẫu A, g = 28/TBN dự đoán (2.8) Lượng mẫu B, g = 10/TBN dự đoán (2.9) Tính toán kết quả: Tìm điểm cuối từ đồ thị thu được trong chuẩn độ tự động Điểm cuối là điểm giữa của đường uốn là điểm tại đó đường cong chuyển từ mặt lõm đến mặt lồi Từ đó tính được trị số kiềm TBN như sau:

A

56,1.(E F).NTBN,mgKOH / g

cong chuẩn độ, ml

F Thể tích tương ứng với E để

chuẩn mẫu trắng tới cùng thế như mẫu chuẩn

NA độ chuẩn của dung dịch HClO4

S Khối lượng mẫu, g

ASTM D974 – 06; TCVN 2695 : 2008

Tiêu chuẩn được sử dụng để xác định trị số axit, kiềm của các sản phẩm dầu mỏ tan được hoặc tan gần hết trong hỗn hợp toluen và rượu isopropylic với axit và kiềm

có hằng số phân ly trong nước lớn hơn 10-9 Tuy nhiên quy trình này không được áp

Hình 12: Máy đo trị số kiềm tổng

dụng cho các sản phẩm dầu mỏ có chứa phụ gia kiềm, các dầu như: dầu cắt gọt, dầu

chống gỉ và các dầu có thành phần tương tự hoặc các dầu quá thẫm màu vì không rõ sự

dịch chuyển màu trong quá trình chuẩn độ

Sản phẩm dầu mỏ mới hoặc đã sử dụng có thể chứa các thành phần axit hoặc

kiềm có trong phụ gia hoặc sinh ra do dầu biến chất trong quá trình sử dụng, như các sản phẩm oxy hoá Một lượng tương đối của các chất trên có thể được xác định bằng

chuẩn độ với axit hoặc kiềm Trị số axit hoặc trị số kiềm, là số đo lượng axit hoặc

kiềm tương ứng trong dầu dưới điều kiện thử nghiệm Trị số này được dùng như là một hướng dẫn trong kiểm tra chất lượng khi pha chế dầu bôi trơn Đôi khi sử dụng trị

số này như một thước đo về độ xuống cấp của dầu trong sử dụng, tuy nhiên, giới hạn

để loại bỏ dầu phải được thiết lập bằng kinh nghiệm

Do sự đa dạng của sản phẩm ôxy hoá đóng góp vào trị số axit và các axit hữu

cơ vốn đã rất khác nhau về tính ăn mòn, cho nên không dùng phương pháp này để dự

đoán tính ăn mòn của dầu trong điều kiện sử dụng Không có mối liên hệ chung nào giữa trị số axit và xu hướng ăn mòn của dầu đối với kim loại Các loại dầu động cơ

thường có cả trị số axit và trị số kiềm

Qui trình xác định trị số axit

Cân lượng mẫu theo qui định ở bảng 2.8 rồi cho vào bình nón hoặc cốc thử

Cho thêm vào 100 ml dung môi chuẩn độ và 0,5 ml dung dịch chỉ thị, không đậy nút, lắc đều cho đến khi mẫu tan hoàn toàn trong dung môi Tiến hành chuẩn độ ngay ở

nhiệt độ dưới 300C Cho dần dung dịch KOH 0,1 M và lắc đều để phân tán KOH Đến

gần điểm cuối, lắc mạnh nhưng tránh làm tan CO2 vào dung môi Trong trường hợp

dầu có tính axit thì màu da cam sẽ chuyển thành màu xanh hoặc xanh – nâu khi chuẩn

độ đạt đến điểm cuối, xem như là điểm cuối nếu màu không đổi trong 15 giây hoặc

cho thêm 2 giọt HCl 0,1 M màu sẽ đổi ngược lại

Mẫu trắng: Thêm 0,5 ml dung dịch chỉ thị vào 100 ml dung môi chuẩn độ, tiến

hành chuẩn độ mẫu trắng, thêm vào từng lượng 0,1 ml hoặc ít hơn dung dịch KOH 0,1M

Bảng 2.8: Khối lượng mẫu thử quy định

Trị số axit hoặc trị số kiềm Khối lượng mẫu, g Độ chính xác phép cân

Dầu sáng hoặc dầu mới

Nếu dung môi chuẩn độ chứa lượng mẫu đã tan trong đó có màu xanh hoặc nâu – xanh nhạt, sau khi thêm vào chất chỉ thị, thì thực hiện chuẩn độ tương tự như trên, nhưng sử dụng HCl 0,1 M và chuẩn độ cho đến khi màu xanh – nâu chuyển sang màu

da cam

Qui trình xác định trị số axit mạnh:

Cân 25 g mẫu đại diện, chính xác đến 0,1 g rồi cho vào phễu chiết dung tích

250 ml, thêm 100 ml nước sôi Lắc mạnh và sau đó tách lớp, chiết phần nước vào bình dung tích 500 ml Chiết mẫu hai lần nữa, mỗi lần thêm 50 ml nước sôi Cho cả hai lần nước chiết vào bình Thêm vào hỗn hợp chiết đó 0,1 ml dung dịch chỉ thị metyl da cam, nếu dung dịch có màu hồng hoặc đỏ thì chuẩn độ bằng dung dịch KOH 0,1 M cho tới khi dung dịch chuyển sang màu nâu – vàng Nếu màu ban đầu không phải là màu hồng hay đỏ thì trị số axit mạnh coi như bằng 0

Mẫu trắng: Cho 200 ml nước sôi giống như đã làm đối với mẫu thử vào bình nón dung tích 250 ml Cho vào 0,1 ml dung dịch chỉ thị metyl da cam Nếu màu của dung dịch là da cam – vàng thì chuẩn độ bằng dung dịch HCl 0,1 M cho đến cùng màu

và cùng độ sẫm như khi chuẩn độ mẫu thử Nếu màu của dung dịch chỉ thị là hồng hoặc đỏ thì chuẩn bằng dung dịch KOH 0,1 M cho đến khi thu được cùng điểm cuối như khi chuẩn mẫu thử

Tính kết quả:

Tính trị số axit như sau:

56,1.(A B).MTAN,mgKOH / g

W

−

Trong đó:

A là thể tích dung dịch KOH đã dùng để chuẩn độ mẫu, ml;

B là thể tích dung dịch KOH đã dùng để chuẩn độ mẫu trắng, ml;

M là nồng độ mol của dung dịch KOH;

W là khối lượng mẫu, gam

Tính trị số axit mạnh (SAN – strong acide number) như sau:

Nếu chuẩn mẫu trắng bằng axit:

56,1.(C.M D.m)SAN,mgKOH / g

W

+

Trong đó:

C là thể tích dung dịch KOH đã dùng để chuẩn độ phần nước chiết, ml;

D là thể tích dung dịch KOH đã dùng để chuẩn độ mẫu trắng, ml;

m là nồng độ mol của dung dịch HCl;

Nếu chuẩn mẫu trắng bằng kiềm:

56,1.(C D).MSAN,mgKOH / g

W

+

Trong đó:

E là thể tích dung dịch HCl đã dùng để chuẩn độ mẫu, ml;

F là thể tích dung dịch KOH đã dùng để chuẩn độ mẫu trắng của trị số axit, ml;

2.1.8 Trị số Octan (ON - octan number) – Chỉ số Octan (OI – octan index)

ASTM D2699 – 06a; TCVN 2703 : 2007

ASTM D2700 – 06

Để đặc trưng cho xăng có tính chống cháy kích nổ tốt, nghĩa là cháy điều hòa người ta thường dùng đại lượng đặc trưng là trị số octan (ON) hoặc chỉ số Octan (OI) Theo đó, trị số octan là một đại lượng quy ước Một trong những chất lỏng có khả năng chống cháy kích nổ tốt là 2,2,4 – trimetyl pentan – quen được gọi không đúng là isooctan được gán cho có trị số octan bằng 100 Một chất lỏng khác có khả năng chống cháy kích nổ kém là n – heptan được coi là có trị số octan bằng 0 Một nhiên liệu có

ON = x, nếu nó có khả năng cháy chống kích nổ tương đương hỗn hợp x%V isooctan

và (100-x)%V n – heptan

Trị số octan được xác định bằng động cơ thử nghiệm tiêu chuẩn CFR và các điều kiện vận hành chuẩn để so sánh đặc tính gõ của nó với đặc tính gõ của những nhiên liệu chuẩn đầu có ON biết trước Tỷ số nén và tỷ lệ hỗn hợp nhiên liệu - không khí được điều chỉnh để đạt được cường độ gõ chuẩn thể hiện mối quan hệ giữa tỷ số nén (CR – compression ratio) của động cơ với mức trị số octan cho phương pháp này

Tỷ lệ nhiên liệu – không khí cho nhiên liệu mẫu và từng hỗn hợp nhiên liệu chuẩn đầu được điều chỉnh để đạt được cường độ gõ cực đại cho mỗi loại nhiên liệu bằng cách:

- Thay đổi theo từng bước tăng dần trong hỗn hợp, quan sát giá trị cường độ gõ cân bằng KI cho mỗi bước, sau đó lựa chọn điều kiện để đạt được cực đại

- Đưa KI lên cực đại khi thay đổi thành phần hỗn hợp từ giàu xuống nghèo hoặc ngược lại theo một tốc độ không đổi

Có hai phương pháp để xác định ON của xăng là trị số octan theo phương pháp nghiên cứu RON (research octan number) theo tiêu chuẩn ASTM D2699 – 06a; TCVN

2703 : 2007 và trị số octan theo phương pháp mô tơ MON (motor octan number) theo tiêu chuẩn ASTM D2700 – 06 Cả hai trị số này đều được xác định trên cùng một động

cơ Sự khác nhau cơ bản giữa hai phương pháp này là RON được xác định nhờ động

cơ hoạt động với tốc độ 600 vòng/phút, hỗn hợp nhiên liệu – không khí không được

hâm nóng trước khi vào xy lanh, còn MON xác định được nhờ động cơ hoạt động ở tốc độ 900 vòng/phút và hỗn hợp nhiên liệu – không khí được hâm nóng lên 1400C trước khi vào xy lanh

Quy trình xác định RON theo tiêu chuẩn ASTM D2699–06a; TCVN 2703:2007:

Quy trình chặn trên – chặn dưới: Động cơ được hiệu chỉnh để hoạt động tạo điều kiện cường độ gõ KI chuẩn Tỷ lệ hỗn hợp nhiên liệu – không khí của mẫu được điều chỉnh để KI cực đại, điều chỉnh chiều cao xylanh so cho đạt KI tiêu chuẩn và cố định lại chiều cao xylanh Hai hỗn hợp nhiên liệu chuẩn đầu (PRF) được lựa chọn sao cho tại tỷ lệ hỗn hợp nhiên liệu – không khí đạt KI cực đại Một nhiên liệu chuẩn đầu gây tiếng gõ động cơ mạnh hơn (KI cao hơn so với mẫu đo ON) và nhiên liệu chuẩn đầu có KI thấp hơn Tuy nhiên việc lựa chọn hai nhiên liệu chuẩn phải thỏa mãn điều kiện sao cho độ chênh lệch độ gõ của chúng phải không lớn hơn 0,3 ON Trị số ON của mẫu được tính bằng cách nội suy theo tỷ lệ chênh lệch của các số đọc KI trung bình theo sơ đồ hình 2.13 và công thức tính 2.15

Số đọc của đồng hồ đo độ gõ

Hình 2.13: Số đọc của mẫu và nhiên liệu chuẩn

Công thức tính ON của mẫu theo phương pháp chặn trên – chặn dưới:

Trong đó: ONs: trị số xêtan của mẫu cần đo

ONLRF: trị số octan của mẫu chuẩn đầu có ON thấp (chặn dưới)

ONHRF: trị số octan của mẫu chuẩn đầu có ON cao (chặn trên)

KIs: Cường độ gõ của mẫu cần đo

KILRF: Cường độ gõ của nhiên liệu chuẩn có ON thấp

KIHRF: Cường độ gõ của nhiên liệu chuẩn có ON cao

Quy trình đo như sau:

Quy trình đo chặn trên – chặn dưới với mức nhiên liệu cân bằng:

Kiểm tra tất cả cá điều kiện vận hành của động cơ đảm bảo sự phù hợp với các điều kiện thử nghiệm Xác định cường độ gõ chuẩn bằng cách hiệu chuẩn động cơ khi

sử dụng nhiên liệu chuẩn đầu có ON gần với mẫu đo Đặt chiều cao xylanh theo giá trị

áp suất khí quyển đã được bù trừ cho trị số octan của nhiên liệu chuẩn đầu được chọn Xác định mức nhiên liệu đối với cường độ gõ cực đại và sau đó điều chỉnh đồng hồ đo kích nổ, xoay núm điều chỉnh Mêter reading để số đọc của đồng hồ đo độ gõ là 50 vạch Kiểm tra độ nhạy (spread) của đồng hồ đo kích nổ được đặt ở mức cực đại mà vẫn đảm bảo độ ổn định của đồng hồ đo độ gõ Khoảng đo của đồng hồ kích nổ được đặt từ khoảng 12 – 15 vạch KI cho một trị số octan Đổ nhiên liệu mẫu vào cacbuaratơ, làm sạch hệ thống dẫn nhiên liệu, vận hành động cơ trên nhiên liệu mẫu, điều cỉnh chiều cao xylanh để số đọc của đồng hồ đo độ gõ nằm ở giữa thanh đọc Xác định mức nhiên liệu cho cường độ gõ cực đại bằng cách: đầu tiên hạ thấp mức nhiên liệu sau đó nâng lên từng mức nhỏ một (mức 0,1 theo vạch ghi trên ống thủy tinh hoặc ít hơn) đến khi số đọc của đồng hồ đo độ gõ đạt được cực đại và bắt đầu hạ xuống Đặt lại bình nhiên liệu ở mức sao cho số đọc của đồng hồ đo độ gõ đạt cực đại Điều chỉnh chiều cao xy lanh sao cho số đọc của đồng hồ đo độ gõ là 50 vạch Ghi lại số đọc của đồng

hồ đo độ gõ Quan sát số đọc chiều cao xylanh đã được bù về áp suất khí quyển, xác định ON của mẫu cần đo

Quy trình chặn trên – chặn dưới với mức nhiên liệu thay đổi:

Quy trình thử nghiệm tương tự như trên, tuy nhiên khi áp dụng phương pháp thay đổi mức nhiên liệu thì dừng quá trình đo bằng cách chuyển sang một nhiên liệu khác khi cường độ gõ vượt qua giá trị cực đại và giảm đi khoảng 10 vạch Luôn đổ thêm nhiên liệu sao cho động cơ luôn chạy ở chế độ giàu nhiên liệu Sau khi xác định được chiều cao xylanh, cần phải điều chỉnh lần cuối để đảm bảo rằng: mức nhiên liệu trong ống quan sát để đạt cường độ gõ cực đại nằm trong khoảng tới hạn từ 0,7 đến 1,7

in và số đọc cường độ gõ cực đại nằm trong khoảng từ 45 - 55 vạch Xác định ON ước lượng của nhiên liệu mẫu

Cách xác định MON của xăng hoàn toàn tương tự Giá trị MON xác định được thường thấp hơn giá trị RON Tuy nhiên, sự khác nhau này là không nhiều nhưng cũng

có những ý nghĩa rất quan trọng sẽ được đề cập ở phần sau

Hình 2.14: Máy đo trị số octan theo tiêu chuẩn ASTM D2699

A Ống chống ẩm không khí F Hộp cacte CFR – 48

B Thiết bị làm nóng không khí vào G Thiết bị lọc dầu

C Bộ ngưng chất làm lạnh H Thiết bị đo kích nổ

D Cacbuaratơ bốn bình J Thiết bị đo độ gõ

E Mô tơ thay đổi tỷ số nén (CR) K Bộ đếm bằng tỷ số của tỷ số nén (CR)

2.1.9 Trị số xêtan (CN – Cetane number) – Chỉ số xêtan (CI –Cetane Index)

ASTM D613 – 05; TCVN 7630:2007

ASTM D4737 – 04; TCVN 3180:2007

Trị số xêtan không có ý nghĩa quan trọng và sống còn như trị số Octan, nó không hoàn toàn quyết định hiệu suất động cơ, song nhiên liệu có trị số xêtan thấp hơn yêu cầu có thể dẫn đến những khó khăn, trục trặc khi khởi động máy, gây tiếng ồn, khí thải độc hại

Trị số xêtan là đại lượng đặc trưng cho khả năng cháy điều hòa của nhiên liệu

và được quy ước như sau: Xêtan n-C16H34 có trị số xêtan bằng 100, α −metyl

naphtalen có trị số xêtan bằng 0 Hỗn hợp chứa x% thể tích xêtan có trị số xêtan là x Trong thực tế, thay cho α −metyl naphtalen người ta hay dùng heptametyl nonan với

CN bằng 15, nên hỗn hợp x% xêtan có:

CN = x + 0,15(100 - x) (2.16)

Hình 2.15: Cụm thiết bị đo trị số xêtan

A – Các bình nhiên liệu L – Cụm vùi phun

B – Bộ phận sấy khô khí M – Bơm phun nhiên liệu

C – Bộ phận giảm thanh cho không khí nạp N – Van chọn nhiên liệu

D – Buret đo tốc độ chảy của nhiên liệu O – Lọc dầu

E – Cảm biến cháy P – Núm vặn kiểm soát việc hâm nóng

F – Lưới an toàn dầu bôi trơn trong hộp khuỷu

G – Tay quay điều chỉnh tỷ số nén Q – Công tác điều khiến việc sấy khô khí

H – Tay quay khóa chốt điều chỉnh tỷ số nén R – Công tác tắt – mở máy

I – Các cảm biến bánh đà S – Bảng điều khiến

J – Lỗ để đổ dầu hộp khuỷu T – bảng điều khiển nhiệt độ không khí nạp

K – Rơle an toàn kiểu solenoit của bơm phun U – Cặp đồng hồ xêtan điện tử

Trị số xêtan thường được đo bằng động cơ CFC trong phòng thí nghiệm theo phương pháp ASTM D613 – 05; TCVN 7630:2007 Động cơ CFC này hoàn toàn tương tự động cơ dùng để đo ON, nhưng dĩ nhiên có xilanh kiểu động cơ điêzen Bản chất của phương pháp là: so sánh đặc tính cháy của mẫu trong động cơ thử nghiệm ở các điều kiện tiêu chuẩn với hai hỗn hợp nhiên liệu so sánh đã biết trước trị số xêtan Điều này được thực hiện bằng cách sử dụng quy trình chặn trên và chặn dưới tay quay

để thay đổi tỷ số nén (số đọc trên thước của tay quay) của mẫu và từng cặp nhiên liệu chuẩn chặn trên và chặn dưới Dựa vào thời gian cháy trễ của mẫu và hai mẫu so sánh

sẽ cho phép ta nội suy ra trị số xêtan của mẫu cần xác định Quá trình nội suy được minh họa trên hình 2.16 và tính trị số xêtan của mẫu theo biểu thức 2.17

Tỷ số nén: là tỷ số giữa thể tích của buồng cháy, kể cả buồng cháy phụ khi piston ở điểm chết dưới và thể tích của buồng cháy khi piston ở điểm chết trên

Thời điểm cháy trễ: là khoảng thời gian thể hiện bằng khoảng góc quay của trục khuỷu tính theo độ kể từ khi nhiên liệu bắt đầu được phun vào buồng cháy cho đến khi nhiên liệu bắt đầu cháy được

Quy trình A: Đo mẫu và nhiên liệu chuẩn so sánh

Quy trình B: Đo mẫu và nhiên liệu chuẩn so sánh

Hình 2.16: Trình tự đo mẫu và các nhiên liệu chuẩn so sánh

Mẫu chuẩn có CN thấp

Mẫu xác định CN

Mẫu chuẩn có CN cao

Chỉ số đọc cuối cùng của mẫu thử trước

Số đọc trên thước của tay quay

Mẫu chuẩn có CN cao

Số đọc trên thước của tay quay

Trong đó: CNs: trị số xêtan của mẫu cần đo

CNLRF: trị số xêtan của mẫu so sánh có CN thấp

CNHRF: trị số xêtan của mẫu so sánh có CN cao

HWs: Chỉ số vô lăng quay của mẫu cần đo

HWLRF: Chỉ số vô lăng quay của mẫu so sánh có CN thấp

HWHRF: Chỉ số vô lăng quay của mẫu so sánh có CN cao

Ví dụ: Số đọc trên thước của tay quay trị số xêtan

Mẫu so sánh có CN thấp 1,520 37,0

Mẫu cần đo CN 1,545 0,056 CNs 5,3 Mẫu so sánh có CN cao 1,576 42,3

cơ với nhiên liệu này

Chú ý: Việc lựa chọn mẫu chuẩn rất quan trọng đến sai số của phép đo Mẫu đo phải có trị số xêtan nằm giữa trị số xêtan của hai mẫu chuẩn Song chênh lệch trị số xêtan giữa hai mẫu chuẩn so sánh này phải không vượt quá 5,5 đơn vị xêtan

- Kiểm tra tốc độ chảy của nhiên liệu và chỉnh núm điều chỉnh tốc độ nhiên liệu của bơm sao cho lượng nhiên liệu tiêu thụ là 13 ml trong 1 phút

- Điều chỉnh núm thời điểm phun nhiên liệu của bơm để đạt được số đọc của góc phun sớm là 130

- Điều chỉnh tay quay để thay đổi tỷ số nén và có được số đọc của góc cháy trễ

là 130

- Vận hành máy, trong khoảng thời gian từ 5 – 10 phút máy sẽ chạy ổn định Quan sát và ghi lại số đọc trên thước của tay quay

Hình 2.17: Núm điều chỉnh thời điểm phun và tốc độ bơm nhiên liệu

Trong thực tế người ta hay dùng đại lượng gọi là chỉ số xetan (CI: cetan index) Chỉ số xetan được tính toán từ các phương trình kinh nghiệm Hầu hết các nhà máy lọc dầu đều dùng cách tính của ASTM D 976 - 06, theo đó chỉ số xêtan được tính như sau :

CI = 65,011(logT)2 + [0,192(oAPI).logT] +

+ 0,16 (oAPI)2 − 0,0001809(T)2 − 420,34 (2.18) Trong đó :

T: là nhiệt độ điểm sôi 50%V, 0F

0API được xác định ở 600F (15,50C) tính theo công thức sau:

0API =

d

5,141

- 131,5 d: là tỷ trọng của dầu so với nước ở 150C, kg/l

Hoặc CI có thể tính theo công thức sau:

Quy trình A: quy định cách tính chỉ số xêtan cho nhiên liệu điêzen loại 1- D:

Điều chỉnh thời điểm phun Nhìn từ trên xuống

D: khối lượng riêng của mẫu ở 150C, g/ml

ASTM D 2622 – 06; TCVN 6701:2007 Tiêu chuẩn này quy định phương pháp xác định hàm lượng lưu huỳnh tổng có trong sản phẩm dầu mỏ ở pha đơn, có thể là dạng lỏng ở điều kiện môi trường hoặc hóa lỏng bằng cách gia nhiệt ôn hòa hoặc hòa tan trong dung môi hữu cơ thích hợp Các loại sản phẩm dầu mỏ có thể áp dụng tiêu chuẩn này như: nhiên liệu điêzen, nhiên liệu phản lực, dầu hỏa, dầu naphta, dầu cặn, dầu gốc, dầu thủy lực, dầu thô, xăng không chì, M – 85 và M – 100 tương ứng với hàm lượng lưu huỳnh nằm trong khoảng từ 3 mg/kg đến 5,3% khối lượng

Mẫu được đặt trong chùm tia X và đo cường độ pic của vạch lưu huỳnh Kαtại

bước sóng 5,373 A Lấy cường độ pic trừ đi cường độ của nền đo được tại bước sóng 05,190 A (hoặc tại 5,437 0 A nếu sử dụng ống Rh) 0

Đặt mẫu vào cuvét đo theo kỹ thuật phù hợp với thiết bị sử dụng cụ thể Mặc dù bức xạ lưu huỳnh chỉ xuyên qua một khoảng cách nhỏ trong mẫu, sự tán xạ từ cuvet mẫu và mẫu đo đã có thể khác nhau Song phải đảm bảo rằng cuvet mẫu được nạp cao hơn chiều sâu tối thiểu, trên cơ sở đó lượng mẫu thêm vào không ảnh hưởng đáng kể lên tốc độ đếm Nói chung nên nạp vào cuvet mẫu một lượng bằng ¾ dung tích cuvet

và phải có lỗ thông hơi nhỏ trong cuvet mẫu

Đặt mẫu vào trong chùm tia X và để quang trường tia X đạt cân bằng Xác định cường độ bức xạ lưu huỳnh Kαtại bước sóng 5,373 A0 Lấy cường độ pic trừ đi cường

độ của nền đo được tại bước sóng 5,190 A0 (hoặc tại 5,437 A0 nếu sử dụng ống Rh)

Kα lưu huỳnh ở bước sóng 5,373 A bằng cách đo tốc độ đếm ở góc đặt chính xác cho 0bước sóng này Đo tốc độ đếm nền ở góc đặt cố định, chọn trước, kế sát pic Kαlưu huỳnh So sánh tốc độ đếm thực với đường chuẩn đã được chuẩn bị trước để suy ra nồng độ lưu huỳnh theo phần trăm khối lượng

S1, S2 là số giây cần để thu được số đém CK, CB

F’ là (số đếm/giây tại 5,373 A )/(số đếm/giây tại nền với mẫu không lưu 0

huỳnh)

Nồng độ lưu huỳnh trong mẫu đã pha loãng được tính như công thức 2.24:

s 0 b

Sb Hàm lượng lưu huỳnh có trong hỗn hợp pha loãng, % khối lượng

Ws Khối lượng mẫu gốc, g

W0 Khối lượng chất pha loãng, g

ASTM D 1266 – 03; TCVN 2708:2007 là phương pháp xác định hàm lượng lưu huỳnh bằng phương pháp đốt đèn Tiêu chuẩn này quy định phương pháp xác định hàm lượng lưu huỳnh tổng từ 0,1 – 0,4% khối lượng trong các sản phẩm dầu mỏ dạng lỏng

Dùng pipet phù hợp để đưa vào bình của từng đèn một lượng mẫu như qui định

ở bảng 2.9 Đậy các bình bằng các nút bấc sạch, có đánh số Cân từng bình và đèn của

nó chính xác đến 0,005 g

Hình 2.18: Sơ đồ minh họa thiết bị đèn đã lắp ráp

Để riêng từng đèn, lắp đèn đốt vào bình Ngay lập tức mẫu dâng lên đầu bấc bằng hiệu ứng mao quản, nối ống nhánh của đèn vào đường ống của đèn đốt bằng ống cao su không chứa lưu huỳnh Châm đèn bằng ngọn lửa không chứa lưu huỳnh (ví dụ đèn cồn) và lồng đèn vào ống khói, nếu ngọn lửa có xu hướng bị tắt thì kẹp chặt phần nối giữa ống khói và đường ống của ống khói trong quá trình lồng đèn vào Cùng lúc

đó điều chỉnh dòng khí vào đèn sao cho ngọn lửa được giữ ở ngay sát điểm tạo khói, cân xứng đều đặn Tiếp tục bằng cách đó cho đến khi toàn bộ các đèn được lồng vào trong các ống khói Trong khi cháy, đặc biệt trong giai đoạn cuối, khi ngọn lửa giảm

đi, giảm nguồn cung cấp CO2 – O2 vào các đèn để ngăn không cho ngọn lửa tắt

Bảng 2.9: Lượng mẫu chất lỏng đốt trực tiếp

Lượng mẫu Hàm lượng lưu huỳnh, %kl

g ml

< 0,05 10 - 15 20 0,05 – 0,4 5 - 10 10 Khi từng mẫu cháy hoàn toàn, bằng chứng là ngọn lửa nhỏ đi khi mẫu cạn dần, lấy đèn và bình ra khỏi ống khói, tắt lửa, đóng nguồn cấp CO2 – O2 vào đèn và nút ống

khói lại Ngay lập tức cân lại bình, đèn và nút bấc có đánh số Khi toàn bộ việc đốt mẫu đã xong, tắt các nguồn cấp CO2 và O2 vào đèn, đóng van kiểm tra ống khói, và đóng phần nối vào thiết bị điều chỉnh chân không; điều này sẽ làm cho không khí được cuốn vào đường ống khói qua áp kế Bằng cách này cho phép không khí đi qua các cột hấp thụ trong 5 phút để đuổi CO2 đã hoà tan từ dung dịch hấp thụ, sau đó đóng van kiểm soát chân không

Hình 2.19: Sơ đồ hệ thống đèn và đường ống cấp CO 2 – O 2

Tráng 3 lần các ống khói và các bẫy phun, mỗi lần dùng khoảng 10 ml nước Khi mẫu chứa chất lỏng có chì chống gõ thì dùng nước nóng để tráng các ống khói Rót phần tráng vào các cột hấp thụ và chuẩn độ bằng cách: cho 3 – 4 giọt dung dịch chỉ thị metyl đỏ tía vào chất lỏng trong từng cột hấp thụ Chuẩn độ dung dịch hấp thụ bằng cách đưa dung dịch NaOH 0,05N từ buret vào bầu nhỏ hơn của cột hấp thụ Dùng microburet loai 10 ml nếu dự đoán hàm lượng lưu huỳnh có trong cột hấp thụ nhỏ hơn 10 mg Khuấy đều khi chuẩn độ bằng cách hút ngắt quãng vào đỉnh của bầu lớn hơn

Mẫu trắng: Để ống khói của cột hấp thụ trắng được đậy nút, cho dòng khí CO2 –

O2 chạy qua cột hấp thụ này cho đến khi toàn bộ các mẫu ngừng cháy tại cùng một thời điểm Tắt nguồn cung cấp CO2 – O2 và làm thông khí cột hấp thụ trắng theo cách như đã tiến hành với các cột hấp thụ mẫu Chuẩn độ chất lỏng ở cột hấp thụ như đối

với quá trình chuẩn độ mẫu ở trên Thông thường, mẫu trắng của khí cháy sẽ nhỏ, nhưng nếu việc chuẩn độ cần hơn 0,1 ml dung dịch NaOH 0,05 N thì huỷ phép xác định đó và thay cột CO2

Đối với các mẫu cần pha trộn và đốt các mẫu dạng lỏng thì thêm 6 ml chất làm loãng không chứa lưu huỳnh vào từng bình Đậy nút các bình bằng các nút bấc có đánh số và cân chính xác đến 0,005 g Dùng pipét đừa vào bình của từng đèn một lượng mẫu như theo bảng 2.10, lắc để trộn đều và cân lại

Bảng 2.10: Lượng mẫu chất lỏng đã trộn

Lượng mẫu Hàm lượng lưu huỳnh, %kl

g ml

< 0,4 3 - 4 5

Lắp đèn và cho đốt như ở phần trên Lấy từng đèn ra khỏi ống khói khi ngọn lửa gần tắt và tắt lửa Cho thêm 2 ml chất làm loãng bằng cách cho chảy xuống theo thành bình Đốt cháy phần chất làm loãng vừa cho thêm và lặp lại việc cho thêm chất làm loãng, đốt thêm một lần nữa sao cho tổng số 10 ml chất làm loãng được đốt

Sau khi tất cả các đèn đã cháy hết, tắt nguồn cung cấp CO2 và O2, đóng phần nối đến bộ điều chỉnh chân không, cho không khí đi qua các cột hấp thụ trong vòng 5 phút và cuối cùng đóng van kiểm soát chân không Tráng ba lần các ống khói và bẫy phun, mỗi lần dùng khoảng 10 ml nước

Hàm lượng lưu huỳnh của các mẫu dạng lỏng được tính theo công thức:

Hàm lượng lưu huỳnh, % khối lượng 16,03.M A

đến bệnh ung thư Hydrocacbon ngưng tụ đa vòng trong dầu nhờn làm giảm khả năng bôi trơn, độ nhớt, chỉ số độ nhớt Vì vậy, hàm lượng các hợp chất thơm trong các sản phẩm dầu mỏ thường được khống chế ở một hàm lượng nhất định

Tiêu chuẩn ASTM D 5580 – 02; TCVN 3166 : 2008 quy định phương pháp xác định các hợp chất thơm như benzen, toluen, etylbenzen, p/m-xylen, o-xylen, các chất thơm C9 và nặng hơn, và tổng các chất thơm bằng phương pháp sắc ký khí

Hệ thống sắc ký hai cột được trang bị van chuyển cột và dêtector ion hoá ngọn lửa Thể tích của mẫu chứa chất chuẩn nội thích hợp như 2-hexanon được bơm vào bên trên của cột đầu chứa một pha chất lỏng phân cực (TCEP) Các chất không thơm

và C9 nhẹ hơn thoát ra không khí khi rửa giải từ cột đầu Dùng dêtector dẫn nhiệt để theo dõi sự tách này Cột đầu được đảo ngược ngay trước khi rửa giải benzen, và phần còn lại của mẫu đó được đưa trực tiếp vào cột thứ hai chứa pha lỏng không phân cực (WCOT) Benzen, toluen và chất chuẩn nội thoát ra theo thứ tự điểm sôi của chúng và được phát hiện bằng dêtector ion hoá ngọn lửa Ngay khi chất chuẩn nội tách ra, lưu lượng qua cột không phân cực WCOT được đảo ngược để thổi ngược phần còn lại của mẫu thử (các chất thơm C8 và nặng hơn cộng các chất không thơm C10 và nặng hơn) từ cột đến dêtector ion hoá ngọn lửa

Việc phân tích được lặp lại lần thứ hai để cho C12 và những hợp chất không thơm nhẹ hơn, benzen và toluen được rửa giải từ cột đầu phân cực TCEP tới lỗ thoát

Có thể dùng dêtector dẫn nhiệt để theo dõi sự tách này Cột đầu TCEP được thổi ngược ngay trước khi có sự rửa giải etylbenzen và phần hợp chất thơm còn lại của mẫu được đưa vào cột WCOT Chất chuẩn nội và những thành phần hợp chất thơm C8 được rửa giải theo thứ tự điểm sôi của chúng và được phát hiện bởi dêtector ion hoá ngọn lửa Ngay sau khi o-xylen được rửa giải, lưu lượng chảy qua cột không phân cực WCOT được đảo ngược để thổi các chất thơm C9 và nặng hơn đến dêtector ion hoá ngọn lửa

Sau lần phân tích đầu tiên, diện tích pic của bezen, toluen và chất chuẩn nội hexanon) được đo và ghi lại Diện tích pic của etylbenzen, o-xylen, các chất thơm C9

(2-và nặng hơn, (2-và chất chuẩn nội được đo (2-và ghi lại từ lần phân tích thứ hai Pic do sự

thổi ngược tách từ cột WCOT trong lần phân tích thứ hai chỉ chứa các chất thơm C9 và nặng hơn

Tín hiệu của dêtector ion hoá ngọn lửa tỷ lệ với nồng độ của từng thành phần được dùng để tính số lượng hợp chất thơm hiện diện có so sánh với chất chuẩn nội

So sánh thời gian lưu của các thành phần mẫu với thời gian lưu của các chất hiệu chuẩn để nhận dạng sự có mặt của của các chất thơm Phát hiện benzen, toluen và chất chuẩn nội từ lần phân tích thứ nhất Phát hiện chất chuẩn nội, etylbenzen, p/m-xylene, o-xylen, các chất thơm C9 và nặng hơn từ lần phân tích thứ hai

Hình 2.21: Phân tích hợp chất thơm trong mẫu lần 2

Hình 2.20: Phân tích mẫu lần 1

2.1.12 Xác định hàm lượng hydrocacbon

ASTM D1319 – 02a; TCVN 7330 : 2003

Tiêu chuẩn này quy định phương pháp xác định các loại hydroacbon trong khoảng nồng độ từ 5 – 99% thể tích hợp chất thơm, từ 0,3 – 55% thể tích olefin và từ 1 – 95% thể tích các hydrocacbon no trong các phân đoạn dầu mỏ chưng cất dưới 3150C bằng phương pháp hấp phụ chỉ thị huỳnh quang

Việc xác định hàm lượng các hydrocacbon một cách chính xác là rất khó khăn

và không có nhiều ý nghĩa Tuy nhiên việc xác định được tổng phần trăm thể tích các hydrocacbon no, olefin và các hợp chất thơm trong các phân đoạn dầu mỏ là rất quan trọng, bởi nó đặc trưng cho chất lượng của các phân đoạn dầu mỏ cũng như quy định các cấu tử pha trộn xăng, nhiên liệu hàng không, điêzen và các nguyên liệu cho quá trình reforming xúc tác, crăcking xúc tác, crăcking nhiệt

Hình 2.22: Cột hấp phụ có thành tiêu chuẩn (trái) và cột có đường kính chính xác (phải) ở phần cột phân tích

Cách xác định:

Trước khi bắt đầu phân tích mẫu phải đảm bảo là silicagel được nhồi chặt trong cột và phần cột nạp Trong đó cho lượng gel màu từ 3 – 5 mm được đặt vào giữa phần cột tách trước khi cho mẫu vào phân tích

Rót rượu isopropyl vào đầy phần cột nạp tới chỗ nối hình cầu Nối cột với ống dẫn khí và cấp khí tới áp suất bằng 14 kPa ± 2 trong 2,5 phút ± 0,5 Sau đó điều chỉnh tới áp suất cần thiết sao cho thời gian trung chuyển khoảng 1 giờ Thông thường, đối với mẫu xăng cần áp suất từ 28 – 69 kPa, đối với mẫu nhiên liệu phản lực áp suất cần từ 69 – 103 kPa

Hình 2.23: Nhận dạng các miền sắc ký của mẫu và nhiên liệu có chứa các hợp chất của oxi

Sau vạch đỏ, ranh giới giữa rượu thơm tiến tới vạch xấp xỉ 350 mm của phần cột phân tích, nhanh chóng đánh dấu các danh giới của từng miền hydrocacbon quan sát được nhờ ánh sáng tử ngoại theo thứ tự sau: Đối với miền hydrocacbon no, không phát huỳnh quang, đánh dấu tuyến của chất được nạp và điểm mà tại đó màu vàng huỳnh quang đầu tiên đạt cường độ cực đại, đối với điểm đầu trên của miền thứ hai hay còn gọi là miền olefin, đánh dấu điểm mà tại đó màu xanh huỳnh quang đầu tiên xuất hiện, cuối cùng đối với điểm trên của miền thứ ba hay còn gọi là miền hợp chất thơm, đánh dấu điểm đầu tiên trên đó là màu hơi đỏ hoặc nâu (hình 2.23) Đối với các hợp chất không màu, ranh giới rượu – hợp chất thơm được xác định rõ ràng nhờ vòng

đỏ Tuy nhiên, tạp chất trong nhiên liệu crăcking làm vòng đỏ này mờ và có màu nâu,