TỔNG QUAN VỀ DẦU THÔ VÀ CÁC SẢN PHẨM DẦU MỎ

SVTH: Nguyễn Hữu Lâm – Nguyễn Thế Huy – Nguyễn Thị Minh Huệ Trang 1 LỜI MỞ ĐẦU Được học tập và nghiên cứu tại Trường Đại học Bách Khoa - Đại học Đà Nẵng là một vinh hạnh không hề nhỏ c

Trang 1

SVTH: Nguyễn Hữu Lâm – Nguyễn Thế Huy – Nguyễn Thị Minh Huệ Trang 1

LỜI MỞ ĐẦU

Được học tập và nghiên cứu tại Trường Đại học Bách Khoa - Đại học Đà Nẵng là một vinh hạnh không hề nhỏ của chính mỗi cá nhân sinh viên, với tầm nhìn “ Trường Đại học Bách khoa – Đại học Đà Nẵng sẽ trở thành một trong những trường đại học hàng đầu khu vực Đông Nam Á” và Sứ mệnh “Là nơi đào tạo nguồn nhân lức kỹ thuật, công nghệ chất lượng cao và cung cấp các dịch vụ khoa học, công nghệ đáp ứng nhu cầu phát triễn bền vững kinh tế - xã hội của khu vực miền Trung – Tây nguyên và cả nước” để làm được điều này sinh viên của trường không những chỉ học tập lý thuyết ở trường mà còn phải tham gia vào quá trình sản xuất ở các doanh nghiệp để nắm bắt được quá trình thực tiễn làm cho quá trình học tập trở nên hấp dẫn và chân thực hơn

Kể từ những năm đầu thế kỷ 20, khi dầu mỏ bắt đầu được khám phá cho đến những năm hiện tại và trong tương lai, nguồn tài nguyên mà người ta gọi là « vàng đen » này luôn luôn thể hiện được vai trò chủ đạo của nó trong việc thúc đẩy phát triển kinh tế -

xã hội của thế giới, và nó là nguồn tài nguyên có thể được đánh giá là không thể thay thế cả trong một hoặc vài thế kỷ tới Cho đến nay, dầu thô đã được nghiên cứu chế biến thành nhiều phân đoạn phù hợp với mục đích sử dụng của con người, từ các phân đoạn này, người ta có thể sử dụng nó như một nguồn nhiên liệu, chất đốt hay các sản phẩm phi năng lượng khác Cùng với sự ra đời của động cơ đốt trong, các loại động cơ ô tô, tàu thủy, hàng không, các phân đoạn sản phẩm dầu mỏ trở thành nguồn nhiên liệu tốt nhất, là động lực phát triển nền kinh tế thế giới Các sản phẩm năng lượng cũng như phi năng lượng đang ngày càng đòi hỏi những tiêu chuẩn khắc khe hơn, trong đó chủ yếu là tiêu chuẩn môi trường Do vậy, xu hướng hiện nay là nghiên cứu, khám phá ra các công nghệ phù hợp, tìm tòi các vật liệu xúc tác nhiều ưu điểm hơn để xử lý các nguồn dầu thô chất lượng ngày càng thấp, tỷ trọng càng lớn, thành phần càng chứa nhiều tạp chất sang các sản phẩm chất lượng càng tốt, càng thân thiện với môi trường

Dầu mỏ muốn sử dụng được phải phân chia thành từng phân đoạn nhỏ Sự phân chia đó dựa vào phương pháp chưng cất để thu được các sản phẩm có nhiệt độ sôi khác nhau Trong nhà máy lọc dầu, phân xưởng chưng cất dầu thô là một phân xưởng quan trọng, cho phép ta thu được các phân đoạn dầu mỏ để chế biến tiếp theo Đồ án này đưa ra các vấn đề lý thuyết liên quan và cái nhìn tổng quan về quá trình phân tách, chế biến dầu thô thành sản phẩm thương phẩm với nguyên liệu là dầu thô Arabe nhẹ

Trang 2

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU

LỜI MỞ ĐẦU 1

MỤC LỤC 2

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT 7

1.1 TỔNG QUAN VỀ DẦU THÔ 8

1.1.1 Khái quát về dầu thô 8

1.1.2.Thành phần hóa lý 8

1.1.3 Các đặc trưng cơ bản của dầu thô 9

1.1.3.1 Tỷ trọng 9

1.1.3.2 Điểm vẩn đục và điểm chảy 9

1.1.3.3 Độ nhớt 10

1.1.3.4 Áp suất hơi bão hòa và điểm chớp cháy 10

1.1.3.5 Thành phần cất 10

1.2 TỔNG QUAN VỀ SẢN PHẨM DẦU MỎ 10

1.2.1 Sản phẩm năng lượng 10

1.2.1.1 Khí dầu mỏ hóa lỏng – LPG 10

1.2.1.2 Xăng 11

1.2.1.3 Nhiên liệu phản lực 11

1.2.1.4 Nhiên liệu diesel 11

1.2.1.5 Dầu hỏa-KEROSENE 12

1.2.1.6 Dầu đốt công nghiệp – FO 12

1.2.2 Sản phẩm phi năng lượng 13

1.2.2.1 Dung môi hydrocarbon 13

1.2.2.2 Naphtha 13

1.2.2.3 Dầu nhờn 14

1.2.2.4 Sáp và paraffin 14

1.2.2.5 Bitume 14

1.3 NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU 14

IV NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN 17

Trang 3

2.1 PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN 18

2.1.1 Cân bằng vật chất 18

2.1.1.1 Phần trăm thể tích (%V) và phần trăm khối lượng (%m) 18

2.1.2 Tính chất cơ bản của mỗi phân đoạn 19

2.1.2.1Xác định tỷ trọng và độ API 19

2.1.2.2 Lưu lượng khối lượng và lưu lượng thể tích 25

2.1.2.3 Hàm lượng lưu huỳnh (%S) 26

2.1.2.4 Nhiệt độ sôi trung bình phân đoạn 31

2.1.2.6 Chỉ số octane – RON 33

2.1.2.9 Khối lượng phân tử trung bình phân đoạn 35

2.1.2.10 Áp suất hơi bão hòa Reid –RVP 36

2.1.2.11 Điểm chớp cháy 37

2.1.2.12 Chỉ số cetane 38

2.1.2.13 Điểm chảy 39

2.1.3 Tổng kết cho phân xưởng chưng cất khí quyển 40

2.1.3.1 Tính chất các phân đoạn dầu mỏ của phân xưởng 40

2.13.2 Cân bằng vật chất trong phân xưởng 41

2.2 Phân xưởng chưng cất chân không 41

2.2.1.1 Mục đích 41

2.2.1.2 Nguyên liệu và sản phẩm 41

2.2.2 Hiệu suất thu các phân đoạn 42

2.2.3 Tính chất cơ bản của mỗi phân đoạn 43

- Tỷ trọng 43

- Hàm lượng lưu huỳnh 43

- Nhiệt độ sôi trung bình phân đoạn 43

- Độ nhớt 43

- Điểm chớp cháy 44

- Khối lượng phân tử 44

2.3 Phân xưởng cracking xúc tác - FCC 46

2.3.1 Mục đích, nguyên liệu và sản phẩm 46

 Nguyên liệu 46

IV.3 Hiệu suất thu hồi các phân đoạn 47

 Ổn định áp suất hơi bão hòa của xăng FCC 48

2.3.3 Cân bằng vật chất chung cho phân xưởng FCC 49

2.4 Phân xưởng HDS 49

Trang 4

2.4.1 Mục đích, nguyên liệu, sản phẩm 49

- Các điều kiện tiến hành quá trình 50

- Nguyên liệu 50

2.4.3 Tính toán lượng H 2 tiêu thụ 52

2.4.3.1 Lượng H 2 để khử S 52

2.4.3.2 Lượng H 2 để no hóa Aromatic 53

2.4.3.3 Lượng H 2 để no hóa olefin 53

2.4.3.4 Tổng lượng H 2 tiêu thụ 53

2.4.3.5 Tính toán lượng khí và xăng thu được 53

2.4.3.6 Sản phẩm sau quá trình HDS 55

2.4.4 Cân bằng vật chất – Tính chất các phân đoạn sản phẩm đã khử lưu huỳnh 56

2.4.4.1 Phân đoạn LGO 56

2.4.4.2 Phân đoạn HGO 56

2.4.4.3 Phân đoạn LCO 56

2.4.4.4 Phân đoạn VD 57

2.5 Phân xưởng Reforming xúc tác 57

2.5.1 Mục đích, nguyên liệu và sản phẩm 57

2.5.1.1 Mục đích 57

2.5.1.2 Nguyên liệu 57

2.5.1.3 Sản phẩm 57

2.5.2 Cân bằng vật chất và hiệu suất thu hồi sản phẩm 58

2.5.2.2 Cân bằng vật chất 58

2.6 Phân xưởng giảm nhớt 60

2.6.1.1 Mục đích 60

2.6.1.2 Nguyên liệu 60

2.6.1.3 Sản phẩm 60

2.6.2 Cân bằng vật chất cho phân xưởng giảm nhớt 61

2.6.3 Các đặc điểm của sản phẩm 61

2.7 Cân bằng vật chất chung trong nhà máy 62

CHƯƠNG 3: PHỐI TRỘN SẢN PHẨM 64

3.1 Giới thiệu phương pháp 64

3.1.1 Mục đích 64

3.1.2 Phương pháp phối trộn 64

3.2 Các tính chất đặc trưng cho sản phẩm 64

Trang 5

3.2.1 Tỷ trọng 64

3.2.2 Hàm lượng lưu huỳnh 64

3.2.3 Chỉ số octane 64

3.2.4 Áp suất hơi bão hòa 65

3.2.5 Chỉ số cetane 65

3.2.6 Chỉ số trộn lẫn của điểm chớp cháy 65

3.2.7 Chỉ số trộn lẫn của độ nhớt 65

3.2.8 Chỉ số trộn lẫn của điểm chảy 66

3.3 Các ràng buộc 66

3.4 Bước tiến hành 67

3.4.1 Nguyên tắc 67

3.4.2 Tiến hành 67

3.5 Phối trộn sản phẩm 68

3.5.1 Thu hồi Propene: 68

3.5.2 Phối trộn LPG 69

3.5.3 Xăng RON 95 69

3.5.4 Xăng E5-RON92 70

3.5.5 Nguyên liệu hóa dầu 71

3.5.6 Nhiên liệu phản lực JET A-1 72

3.5.7 Phối trộn Dầu hỏa (Kerosine) 73

3.5.8 Phối trộn dầu DO 0.05S: 73

3.5.9 Bitume: 75

3.5.8 Dầu đốt công nghiệp loại 2 : 76

CHƯƠNG 4: CÂN BẰNG NHIỆT LƯỢNG TRONG NHÀ MÁY 77

4.1 NĂNG LƯỢNG CẦN THIẾT CUNG CẤP CHO MỖI PHÂN XƯỞNG 77

4.2 CÁC NGUỒN CUNG CẤP NĂNG LƯỢNG 77

III Cân bằng phối trộn sản phẩm 79

KẾT LUẬN 81

PHỤ LỤC 83

Hình 1: Đồ thị tra Δt mav theo t v và S 83

Hình 2: Độ nhớt động học - hiệu suất thu cặn (%) khối lượng 84

Hình 3: Mass molarie - hiệu suất thu xăng C 5 + theo % khối lượng 85

Hình 4: Biểu đồ xác định điểm chảy của cặn 86

Hình 5: Biểu đồ xác định độ nhớt tại các nhiệt độ khác nhau 87

Trang 6

Hình 6: Đồ thị tiên đoán độ nhớt động học theo Kw và API 88

Hình 7: Biểu đồ xác định hiệu suất chuyển hóa theo thể tích nguyên liệu 90

Hình 8: Biểu đồ xác định hiệu suất thu xăng 10RVP và thành phần khí khô 91

Hình 9: Biểu đồ xác định hiệu suất thu các khí và %S trong sản phẩm 92

Hình 10: Biểu đồ xác định hiệu suất thu xăng Reformate 93

Hình 11: Biểu đồ xác định hiệu suất thu khí 94

Hình 12: Biểu đồ xác định hiệu suất chuyển hóa theo VVH 95

Hình 13: Hiệu suất thu phân đoạn C 1 - C 5 96

Hình 14: Hiệu suất thu xăng (80 o C - 150 o C) - %S bị khử 96

Hình 15: Biểu đồ xác định lượng H 2 tiêu thụ cho việc no hóa Aromatic 97

Hình 16: Biểu đồ xác định lượng H 2 để khử 1%S và lượng H 2 để no hóa olefine 99

Hình 17: VISCOSITE DES MELANGES EN VOL - đồ thị xác định chỉ số độ nhớt 100

Hình 18: Đồ thị xác định chỉ số điểm chảy BI PP 101

TÀI LIỆU THAM KHẢO 105

PHỤ LỤC ……… ………… 80

Trang 7

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT

Trang 8

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ DẦU THÔ VÀ CÁC SẢN PHẨM DẦU

MỎ 1.1 TỔNG QUAN VỀ DẦU THÔ

1.1.1 Khái quát về dầu thô

Dầu thô là loại nhiên liệu hóa thạch, được hình thành qua một quá trình biến đổi rất lâu dài, cùng với những hoạt động kiến tạo và biến đổi hóa học dưới lòng đất hay lòng biển Dầu thô có nguồn gốc từ những vật liệu hữu cơ là nguồn các xác sinh vật nổi và chất mùn qua quá trình lắng đọng trầm tích và tích tụ tạo nên các mỏ dầu.Hiện còn tồn tại hai quan điểm lý giải nguồn gốc hình thành dầu thô: lý thuyết nguồn gốc vô cơ và nguồn gốc hữu cơ Tuy nhiên, quan điểm lý thuyết hữu cơ được chấp nhận nhiều hơn

cả, vì nó giải thích phù hợp thành phần hóa học của dầu thô và cho thấy rõ ràng sự hình thành dầu thô gắn liền với các quá trình vận động địa chất

Dầu thô là một chất lỏng nhớt có màu thay đổi, từ xanh đến nâu đen, có mùi của H2S, nhựa thông hay đơn giản là mùi của hydrocacbon Các tính chất đặc trưng của dầu thô thay đổi trong giới hạn rất rộng: chúng thay đổi theo từng mỏ và theo các vị trí khác nhau trong cùng một mỏ Dầu thô thường tồn tại ở trạng thái lỏng ở điều kiện thường, gồm một lượng nhỏ các giọt nước lơ lửng ở trạng thái hệ phân tán keo.Một số trường hợp ngoại lệ là dầu thô tồn tại ở trạng thái rắn ở nhiệt độ thường

1.1.2.Thành phần hóa lý

Xét về thành phần nguyên tố, người ta nhận thấy rằng dầu thô được tạo thành chủ yếu

từ cacbon và hydro, ngoài ra còn một số nguyên tố được xem là dị tố như: S, N, O và các kim loại(chủ yếu là V và Ni)

Bảng 1.1: Hàm lượng của các nguyên tố

% khối lượng 80 - 90 10 - 14 0,05 - 5 0 - 1 0 - 1 0-0,15

Các tính chất đặc trưng của dầu thô có quan hệ mật thiết với thành phần hóa học của

nó Dầu thô là một hỗn hợp phức tạp của nhiều loại hydrocacbon và các hợp chất phi hydrocacbon, bao gồm các hợp chất dị vòng, khoáng vô cơ, hợp chất hữu cơ đại phân

tử như: nhựa, asphaltene Ba loại hydrocacbon đơn thuần cơ bản của dầu thô là: parafine, naphtene, aromatic; ngoài ra còn có các hydrocacbon lai hợp tạo nên từ ba họ hydrocacbon trên Mặt khác, các hợp chất phi hydrocacbon chứa các dị tố O, N, S, Me tuy chiếm một lượng rất nhỏ nhưng cũng quyết định tính chất và chất lượng của dầu thô Dựa vào thành phần tương đối của các loại hydrocacbon mà người ta có thể phân chia tên các loại dầu thô theo họ hydrocacbon chiếm chủ yếu, chẳng hạn như dầu parafinic,

Trang 9

naphtenic, aromatic, hoặc loại lai hợp như napteno-parafinic, parafino-naphtenic…Tuy nhiên, việc phân chia này chỉ cho phép tiên đoán tính chất của dầu thô, và vì tính phức tạp của nó mà người ta ít khi phân loại theo phương pháp này

1.1.3 Các đặc trưng cơ bản của dầu thô

1.1.3.1 Tỷ trọng

Tỷ trọng của dầu thô khác nhau trong các mỏ khác nhau, và kể cả giữa vỉa này và vỉa khác của một mỏ.Tỷ trọng của dầu thô càng nhỏ khi tỷ số H/C càng lớn Tỷ trọng của dầu thô có thể nằm trong khoảng từ 0.7 – 1 Việc hiểu biết tỷ trọng của một loại dầu thô đóng vai trò quan trọng trong mua bán dầu thô, chuyển đổi đơn vị và định hướng công nghệ chế biến, lưu trữ, vận chuyển

Tỷ trọng của dầu thô có thể được thể hiện bằng tỷ trọng d15

4, tỷ trọng tiêu chuẩn (Specific Gravity) hay độ API (American Petroleum Institute, Viện dầu mỏ Hoa Kỳ)

Tỷ trọng tiêu chuẩn (S) là tỷ số giữa một khối lượng thể tích chất lỏng ở 600F và khối lượng của nước có cùng thể tích và cùng nhiệt độ

Độ API được sử dụng rộng rãi để đo tỷ trọng của dầu thô,tính theo công thức sau:

ο

60 60

141.5API = - 131.5

S

1.1.3.2 Điểm vẩn đục và điểm chảy

Khi dầu thô được đưa về trạng thái lạnh, người ta không quan sát thấy hiện tượng chuyển tiếp rõ nét từ trạng thái lỏng sang trạng thái rắn như một chất lỏng tinh khiết

mà xảy ra hiện tượng như sau: đầu tiên xuất hiện sự gia tăng về độ nhớt, sau đó nếu nhiệt độ tiếp tục hạ xuống thì các tinh thể nhỏ bắt đầu xuất hiện Trong trường hợp dầu trong suốt, ta sẽ quan sát được sự vẩn đục dạng đám mây Nhiệt độ vào thời điểm xuất hiện đám mây đó gọi là nhiệt độ vẩn đục (Cloud Point) của dầu thô Nếu ta vẫn tiếp tục hạ nhiệt độ thì các tinh thể sẽ tiếp tục gia tăng kích thước, dầu trở nên đặc hơn và đến một lúc nào đó không còn khả năng lưu động nữa Nhiệt độ tại thời điểm dầu thô không còn khả năng lưu động gọi là điểm chảy (Pour point) Sự tạo thành các tinh thể trong dầu thô chủ yếu do các hợp chất n-parafine dễ kết tinh khi hạ nhiệt độ xuống thấp

điểm vẩn đục và điểm chảy sẽ cho phép điều kiện vận hành, tồn chứa, vận chuyển, công suất bơm

Trang 10

1.1.3.3 Độ nhớt

Việc đo độ nhớt ở những nhiệt độ khác nhau rất quan trọng vì nó cho phép tính toán hao hụt nguyên liệu trong đường ống, hệ thống ống trong nhà máy lọc dầu, tính toán công suất bơm và hệ thống trao đổi nhiệt

Sự biến đổi độ nhớt theo nhiệt độ của các loại dầu thô không giống nhau Độ nhớt của dầu parafinic sẽ tăng nhanh khi hạ nhiệt độ Độ nhớt động học của dầu thô được xác định bằng phép đo thời gian chảy của dầu trong một ống mao quản có độ dài biết trước nhân với chỉ số nhớt kế, phụ thuộc vào từng loại nhớt kế khác nhau Đơn vị độ nhớt động học là cSt hay mm2/s

1.1.3.4 Áp suất hơi bão hòa và điểm chớp cháy

Người ta đánh giá áp suất hơi của dầu thô theo phương pháp áp suất hơi Reid (RVP) Dầu thô khi ra khỏi giếng có áp suất hơi có thể đạt tới 20 bar, rất khó khăn cho điều kiện tồn chứa và vận chuyển Do đó, dầu thô phải được đưa qua thiết bị phân ly để tách một phần các cấu tử nhẹ trong dầu thô, giảm áp suất xuống còn 1 bar

Điểm chớp cháy có liên quan chặt chẽ đến áp suất hơi của dầu thô Nó quyết định điều kiện làm việc, tồn trữ, vận chuyển và vận hành thiết bị Điểm chớp cháy càng thấp chứng tỏ hàm lượng hydrocacbon nhẹ trong dầu thô càng lớn

1.1.3.5 Thành phần cất

Biểu diễn thành phần phân đoạn của dầu thô bằng đường cong chưng cất TBP, đây là

đồ thị thể hiện phần trăm chưng cất được theo nhiệt độ Xác định được đường cong TBP sẽ cho phép ta đánh giá hiệu suất thu hồi các phân đoạn sản phẩm, từ đó hoạch định năng suất thu hồi theo từng loại dầu thô

1.2 TỔNG QUAN VỀ SẢN PHẨM DẦU MỎ

1.2.1 Sản phẩm năng lượng

1.2.1.1 Khí dầu mỏ hóa lỏng – LPG

Hiện nay, LPG được sử dụng cho 3 mục đích: làm chất đốt, nhiên liệu cho động cơ

và là nguyên liệu cho công nghiệp hóa dầu Trong đó, vai trò chủ yếu của LPG vẫn là chất đốt, chiếm tới 70% và LPG là một chất đốt có chất lượng tốt, cháy gần như hoàn toàn, ít tạp chất và khí thải ô nhiễm Gần đây, LPG được phát hiện có chỉ số octane cao, nên nó đã, đang và sẽ được nghiên cứu làm nhiên liệu cho động cơ cháy cưỡng bức.Nhược điểm chủ yếu của nhiên liệu LPG là độ hóa hơi quá lớn và nhiệt trị cháy thể tích thấp hơn xăng và diesel

LPG được chia làm 2 loại sản phẩm: propane thương mại và butane thương mại; được lưu trữ ở trạng thái lỏng dưới áp suất 13 bar, nhiệt độ môi trường Hai dạng sản phẩm này khác nhau về thành phần cấu tử và tỷ trọng

Trang 11

-từ phân xưởng chưng cất khí quyển, và phần khí thu được trong phân xưởng FCC giàu các hydrocacbon C3, C4(loại olefin) Ngoài ra, LPG còn thu được từ các quá trình cracking nhiệt, giảm nhớt, HDS,…

kế các quá trình nâng cao chất lượng nguồn phối liệu cơ sở cho xăng Xăng là sản phẩm thường chiếm một lượng lớn trong nhà máy, chủ yếu là xăng thu được từ phân xưởng FCC với chất lượng trung bình, xăng tạo thành từ quá trình reforming với RON lớn, ngoài ra còn có xăng ankylate, isomerate, xăng nhẹ từ phân xưởng chưng cất khí quyển Người ta có thể kết hợp thêm một số phụ gia nhằm mục đích nâng cao chất lượng của xăng hoặc cho quá trình tồn chứa, hoạt động của động cơ như: phụ gia tăng RON (phụ gia oxygene hay phụ gia cơ kim), phụ gia ổn định chống oxy hóa…

1.2.1.3 Nhiên liệu phản lực

Nhiên liệu phản lực chủ yếu được lấy từ phân đoạn Kerosene của tháp chưng cất khí quyển, có khoảng nhiệt độ sôi từ 180oC – 250oC Phân đoạn Kerosene được trích ra từ tháp chưng cất khí quyển qua một stripper dùng thiết bị đun sôi lại Yêu cầu quan trọng nhất của loại nhiên liệu này là khả năng làm việc ở nhiệt độ thấp, liên quan đến điểm kết tinh (Freezing point) và hàm lượng nước có trong nhiên liệu

Nói chung, phân đoạn Kerosene đi ra từ tháp chưng cất khí quyển có chất lượng đáp ứng tiêu chuẩn của nhiên liệu Jet A1 Hiệu suất thu hồi phân đoạn này phụ thuộc vào điểm cắt và bản chất của dầu thô, nhưng thường hiệu suất này lớn hơn so với nhu cầu thị trường Ngoài ra, các phân đoạn trung bình thu được từ quá trình Hydrocracking cũng rất thích hợp cho việc phối trộn nhiên liệu phản lực

Để đảm bảo cho quá trình hoạt động tốt của động cơ, người ta còn thêm vào một số phụ gia như: phụ gia chống oxy hóa, phụ gia tĩnh điện, phụ gia chống ăn mòn, phụ gia chống đông…

1.2.1.4 Nhiên liệu diesel

Diesel là loại nhiên liệu nặng hơn xăng và nhiên liệu phản lực, dùng cho động cơ cháy kích nổ.Hỗn hợp nhiên liệu và không khí tự bốc cháy khi bị nén dưới áp suất cao Loại động cơ này tương đối phổ biến và đa dạng chủng loại từ các loại xe đặc biệt, xe

Trang 12

chuyên dụng đến các loại phương tiện tải trọng lớn nhỏ khác nhau như ô tô, tàu thủy, tàu hỏa…

Một số đặc trưng quan trọng của nhiên liệu diesel như: độ nhớt, khả năng làm việc ở nhiệt độ thấp, chỉ số cetane, hàm lượng lưu huỳnh Trong các yêu cầu trên, khả năng làm việc ở nhiệt độ thấp và độ nhớt được chú ý hơn cả Cụ thể hơn, khi phối trộn gasoil cần chú ý đến các tính chất như: điểm vẩn đục, điểm chảy, độ nhớt…

Trong nhà máy lọc dầu, diesel được phối trộn từ nhiều nguồn khác nhau như:

- Phân đoạn gasoil của quá trình chưng cất khí quyển Hiệu suất thu hồi cũng như tính chất của phân đoạn này phụ thuộc vào điểm cắt và bản chất của dầu thô Tùy thuộc vào lượng phối trộn và hàm lượng S đòi hỏi trong diesel mà có thể xử lý lưu huỳnh một phần hay hoàn toàn các phân đoạn gasoil từ tháp chưng cất khí quyển

- Phân đoạn gasoil thu được từ quá trình FCC (LCO – Light Cycle Oil), phân đoạn này có hạn chế là chỉ số cetane rất thấp (khoảng 20), hàm lượng aromatic và lưu huỳnh lớn Có thể nâng cao chất lượng của phân đoạn này bằng quá trình xử lý hydro, giảm hàm lượng S, aromatic, tăng chỉ số cetane Tuy nhiên, quá trình này không thay đổi lớn chất lượng của LCO, do đó nó được phối trộn hạn chế vào diesel và định hướng phối trộn cho dầu đốt công nghiệp

- Phân đoạn gasoil từ quá trình Hydrocracking có chất lượng rất tốt Tuy nhiên, quá trình này vẫn còn sử dụng hạn chế do chi phí quá lớn

- Ngoài ra có thể phối trộn một lượng nhỏ gasoil từ quá trình giảm nhớt hoặc lượng Kerosene còn dư sau khi phối trộn nhiên liệu phản lực

1.2.1.5 Dầu hỏa-KEROSENE

Dầu hỏa dân dụng (KO – Kerosene Oil) gồm các loại dầu đốt chủ yếu dùng trong sinh hoạt hàng ngày, đôi khi được dùng làm chất hòa tan trong công nghiệp sản xuất vải dầu Dầu hỏa có khoảng nhiệt độ sôi thường từ 150 – 300 0C Ngoài ra, loại nặng hơn có thể

có nhiệt độ sôi từ 250 – 350 0C, loại này thường dùng cho loại đèn dầu đặc biệt như đèn tín hiệu đường sắt, đèn hải đăng, đèn thắp sáng cho những loại tàu nhỏ

Dầu hỏa dân dụng phải đáp ứng được những tiêu chuẩn quy định như thành phần cất, màu sắc, chiều cao ngọn lửa không khói, nhiệt độ bắt cháy, điểm đông đặc, hàm lượng lưu huỳnh, …

1.2.1.6 Dầu đốt công nghiệp – FO

Loại nhiên liệu này chủ yếu áp dụng cho các quá trình đốt cháy trong công nghiệp (nhà máy điện, lò đốt…) và một phần có thể cung cấp cho các tàu thủy công suất lớn,

sử dụng động cơ diesel Ứng dụng làm nhiên liệu cho động cơ diesel của dầu đốt công nghiệp ngày càng giảm, trong khi đó nhu cầu áp dụng cho các lĩnh vực như: lò đốt của các nhà máy xi măng, sấy và chế biến thực phẩm vẫn đóng vai trò quan trọng và khó thay thế

Trang 13

Trong nhà máy lọc dầu, dầu đốt công nghiệp được phối trộn từ các nguồn khác nhau như: cặn mazut, cặn giảm nhớt, cặn chưng cất chân không, LCO, HCO, GO thu từ quá trình chưng cất khí quyển…

Các ràng buộc đối với loại nhiên liệu này ngày càng khắc khe hơn, chủ yếu là hàm lượng S và độ nhớt Do vậy, việc lựa chọn các nguồn phối liệu cơ sở đóng vai trò nhất định

1.2.2 Sản phẩm phi năng lượng

1.2.2.1 Dung môi hydrocarbon

Các dung môi hydrocacbon là các phân đoạn dầu mỏ tương đối nhẹ, nằm trong khoảng từ C4 đến C14 Người ta sử dụng đặc tính bốc hơi nhanh và phân chia dung môi hydrocacbon theo nhiệt độ sôi

 Xăng đặc biệt: phân bố trong khoảng 30oC đến 205oC

 White-spirits: 135oC – 205oC, hỗn hợp của aliphatic và alicyclic từ C7 đến C12, sử dụng chủ yếu dùng làm dung môi pha sơn

 Các sản phẩm aromatic tinh khiết (BTX): làm dung môi, nguyên liệu sản xuất thuốc trừ sâu, làm môi trường cho phản ứng polymer hóa…

Các tính chất cần thiết cho dung môi hydrocacbon như:

đến thời gian sấy khô sản phẩm và khả năng tái sinh

lưu huỳnh, olefine, aromatic…

 Mùi: không khó chịu

chớp cháy, và hàm lượng benzene có trong dung môi

1.2.2.2 Naphtha

Naphta là một nhóm đặc biệt của dung môi hydrocacbon, có đặc tính bốc hơi tương

tự như White-spirits Đây là sản phẩm cơ bản của công nghiệp hóa dầu, được sử dụng chủ yếu cho quá trình cracking hơi, sản xuất các olefine có giá trị cao như propylene, butene Không có tiêu chuẩn chính thức cho loại sản phẩm này mà chỉ có tiêu chuẩn thương mại được thỏa thuận theo hợp đồng

Có hai yêu cầu cơ bản đối với naphta:

Trang 14

 Thành phần: diễn tả qua đường cong chưng cất, có thể đi kèm với tỷ trọng và áp suất hơi

thông dụng như ăn mòn lá đồng, kiểm tra nồng độ rượu, ether, mercaptane…

1.2.2.3 Dầu nhờn

Người ta phân loại dầu nhờn chủ yếu theo độ nhớt Tất cả các loại dầu nhờn đều được tạo nên từ 2 loại: dầu gốc và phụ gia Dầu gốc có thể là dầu gốc khoáng hay dầu gốc tổng hợp Sự có mặt của phụ gia cho phép điều chỉnh các tính chất của dầu gốc Các loại phụ gia thường dùng: phụ gia tăng chỉ số độ nhớt, giảm điểm chảy, chống mài mòn, chống oxy hóa, chống tạo bọt…

1.2.2.4 Sáp và paraffin

Trong quá trình sản xuất dầu gốc khoáng, phần n-parafine loại trừ ra được chia thành

2 loại: parafine thu được từ distilate nhẹ, còn cire thu được từ distilate nặng và trung bình

Các sản phẩm này có đặc tính hoàn toàn không chứa hydrocacbon thơm, chúng thường được dùng để sản xuất bao bì thực phẩm, nến, mỹ phẩm, cire…

1.2.2.5 Bitume

Đây là loại sản phẩm dễ kết dính, gồm các loại sau:

 Bitume nguyên chất thu trực tiếp từ quá trình lọc dầu

 Bitume lỏng: là hỗn hợp bitume với một dung môi, thường là phân đoạn Kerosene

có chất lượng thấp, có tác dụng làm giảm độ nhớt của bitume

dầu than đá hay dầu có nguồn gốc dầu mỏ Sản phẩm này thường có độ nhớt cao hơn bitume lỏng

Bitume thường được sử dụng để làm đường giao thông, làm tấm lợp, bọc ống, cách điện, cách âm, chống oxy hóa…

1.3 NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU

Dầu thô khi khai thác lên có giá trị sử dụng rất hạn chế, do đó nó phải trải qua các quá trình chế biến trong nhà máy lọc dầu để tạo ra các sản phẩm có chất lượng tốt hơn, giá trị sử dụng cao hơn Quá trình chế biến này có thể được chia thành 2 loại: các quá trình lọc tách vật lý và quá trình chuyển hóa hóa học

Các quá trình lọc tách vật lý (chưng cất, trích ly, hấp phụ…) và các quá trình chuyển hóa hóa học (các quá trình biến đổi cấu trúc hóa học của hydrocacbon) luôn luôn kết hợp luân phiên trong nhà máy lọc dầu, nhằm biến đổi dầu thô thành các sản phẩm có

Trang 15

chất lượng Các quá trình lọc tách vật lý có vai trò phân tách dầu thô thành các sản phẩm trung gian hoặc phân tách một bán sản phẩm trung gian, làm nguyên liệu cho các quá trình chuyển hóa.Ngược lại, các quá trình chuyển hóa hóa học có vai trò quan trọng trong việc tạo ra các sản phẩm chất lượng hoặc tăng hiệu suất chuyển hóa các phân đoạn nặng thành các phân đoạn nhẹ hơn Trong các quá trình chuyển hóa, quá trình FCC cung cấp một nguồn phối liệu xăng cơ sở chủ yếu; quá trình reforming xúc tác (CR), ankyl hóa, isome hóa, ether hóa tạo ra nguồn phối liệu xăng có chất lượng tốt: trị số octane cao và hàm lượng lưu huỳnh thấp Ngoài ra, các quá trình chuyển hóa như cracking nhiệt, giảm nhớt, cốc hóa làm tăng giá trị sử dụng của các phân đoạn cặn, bẻ gãy các phân tử hydrocacbon mạch dài thành các hydrocacbon mạch ngắn hơn Quá trình Hydrocracking có tác dụng tạo ra phân đoạn trung bình có chất lượng tốt để phối trộn nhiên liệu diesel với chỉ số cetane cao

Đứng trước thách thức về yêu cầu chất lượng và số lượng của các sản phẩm, trong khi chất lượng dầu thô khai thác ngày càng xấu, trữ lượng dầu thô ngày càng hạn chế, các nhà máy lọc dầu không ngừng phát triển về quy mô và công nghệ, áp dụng các công nghệ chuyển hóa sâu hoặc nâng cấp chất lượng của dầu thô mới khai thác, nhằm chuyển hóa tối đa phân đoạn cặn thành các sản phẩm có giá trị sử dụng cao Xét sơ đồ công nghệ của nhà máy lọc dầu Dung Quất để hiểu rõ hơn những điểm chung của các quy

trình công nghệ trong nhà máy lọc dầu:

Trang 16

Sơ đồ công nghệ của nhà máy lọc dầu Dung Quất

Trang 17

IV NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN

Nguồn nguyên liệu là dầu thô Arabe nhẹ Các số liệu ban đầu là Assay dầu thô, chất lượng và yêu cầu của từng loại sản phẩm cùng với nhu cầu thị trường được cho sẵn Nhiệm vụ của đồ án là phân bố lưu lượng từng loại sản phẩm, tính toán phối trộn từng sản phẩm phù hợp với tiêu chuẩn chất lượng, đồng thời tính toán tối ưu về năng lượng cung cấp cho nhà máy và chi phí đầu tư thiết bị, từ đó rút ra một sơ đồ công nghệ tối ưu cho nhà máy

Các phân xưởng có mặt trong nhà máy:

chưng cất khí quyển, nhằm thu được 2 loại sản phẩm làm nguyên liệu cho phân xưởng tiếp theo: phần cất chân không nhằm làm nguyên liệu cho phân xưởng cracking xúc tác FCC, phần cặn chưng cất chân không làm nguyên liệu cho phân xưởng giảm nhớt

và sản xuất bitume

quyển và xăng giảm nhớt

phối liệu chủ yếu phối trộn dầu đốt công nghiệp

nhẹ, gasoil nặng hoặc khử S cho các bán sản phẩm làm nguyên liệu cho quá trình xử

lý tiếp theo, nhằm đảm bảo tiêu chuẩn về hàm lượng S cho sản phẩm thương phẩm Với các dữ liệu ban đầu về các phân đoạn sản phẩm của từng phân xưởng, chỉ tiêu chất lượng sản phẩm cũng như nhu cầu thị trường đối với từng loại sản phẩm, nhiệm vụ của

đồ án phải tính được lưu lượng có thể thu được của các loại sản phẩm bằng các giả thiết ban đầu là các phân xưởng hoạt động với năng suất tối đa và giả thiết các phân xưởng

có thể tạo ra các sản phẩm chất lượng cao phục vụ cho quá trình phối liệu sản phẩm thương phẩm

Cụ thể hướng giải quyết:

 Tính phối liệu sản phẩm đáp ứng nhu cầu thị trường

 Tính cân bằng nhiệt lượng của nhà máy

Trang 18

CHƯƠNG 2: CÂN BẰNG VẬT CHẤT CHO TỪNG PHÂN XƯỞNG

Tính cân bằng vật chất cho toàn mỗi công đoạn, mỗi phân xưởng và cho toàn nhà máy

Đồng thời tính toán các tính chất của các phân đoạn sản phẩm

2.1 PHÂN XƯỞNG CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN

Đây là phân xưởng xử lý một lượng nguyên liệu lớn nhất trong nhà máy, là toàn bộ

nguồn dầu thô khai thác lên và đây là quá trình lọc tách sơ bộ đầu tiên nhằm phân tách

dầu thô thành các phân đoạn theo nhiệt độ sôi: khí (Gaz), xăng nhẹ (LN), xăng nặng

(HN), kerosene (KER), gasoil (GO) và cặn chưng cất khí quyển (AR) Các phân đoạn

này có thể được dùng để phối liệu sản phẩm thương phẩm hoặc làm nguyên liệu cho các

quá trình xử lý tiếp theo

Nguồn nguyên liệu là dầu thô trước khi vào tháp chưng cất khí quyển phải trải qua quá

trình tiền xử lý để tách muối, nước và các tạp chất cơ học.Ngoài ra còn đi qua các hệ

thống thu hồi nhiệt của các dòng sản phẩm ra khỏi tháp và đi vào lò đốt Nhiệt độ của

dầu thô khi vào tháp phải đạt từ 350oC đến 370oC

Phân xưởng chưng cất khí quyển là phân xưởng cơ bản nhất của một nhà máy lọc dầu

2.1.1 Cân bằng vật chất

2.1.1.1 Phần trăm thể tích (%V) và phần trăm khối lượng (%m)

Bảng 2.1: Khoảng nhiệt độ của các phân đoạn sản phẩm lấy ra từ tháp chưng cất khí

quyển

Từ điểm sôi đầu và cuối của mỗi phân đoạn trong bảng trên, bằng phương pháp nội

suy, ta tính được phần trăm chưng cất (theo phần trăm khối lượng và thể tích được cho

trong bảng số liệu kèm theo) tại điểm cắt xác định Sau đó tính phần trăm thể tích và

khối lượng của mỗi phân đoạn

Các giá trị về % thể tích và % khối lượng từng phân đoạn được tính theo công thức:

%V = %VTf - %VTi

%m = % mTf - % mTiTrong đó:

 %VTf và % mTf là % thể tích và khối lượng ứng với điểm sôi cuối

 %VTi và % mTi là % thể tích và khối lượng ứng với điểm sôi đầu

Các quy tắc nội suy được áp dụng:

Ti - Tf(oC) Ti - 20 20 - 70 70 - 175 175 - 235 235 - 300 300 - 360 360+ 360 -550 550+

Trang 19

Trong đó %V, %m là các giá trị cần tìm tại giá trị T (nằm giữa T1 và T2), T có thể là

nhiệt độ sôi đầu hoặc nhiệt độ sôi cuối của phân đoạn đang khảo sát

Kết quả thu được cho ở bảng sau:

Bảng 2.1: Phần trăm thể tích và phần trăm khối lượng các phân đoạn

 Tỷ trọng được xác định theo phương pháp cộng tính về thể tích Theo nguyên tắc

bảo toàn khối lượng ta có:

mΣ = m1 + m2 + … + mi

dΣVΣ = d1V1 + d2V2 + … + diVi

Từ đó suy ra:

i i i

 dΣ: tỷ trọng của phân đoạn

 di: tỷ trọng của mỗi phân đoạn nhỏ

 Vi: phần trăm thể tích thu được của mỗi phân đoạn nhỏ

 Tỉ trọng tiêu chuẩn SG: được tính theo công thức: SG = 1.002d15

4

 Độ API: được tính theo công thức đã đưa ra ở mục I.3.1

 Tính chi tiết cho từng phân đoạn ta có:

Trang 20

Bảng 2.3: Tỷ trọng phân đoạn xăng nhẹ

Trang 21

Bảng 2.4: Tỷ trọng phân đoạn xăng nặng

Bảng 2.5: Tỷ trọng phân đoạn kerosene

Trang 22

Bảng 2.6: Tỷ trọng phân đoạn LGO

Bảng 2.8: Tỷ trọng phân đoạn HGO

Trang 23

Bảng 2.9: Tỷ trọng phân đoạn cặn chưng cất khí quyển

Trang 24

Bảng 2.10: Tỷ trọng phân đoạn phần cất chân không

Trang 25

Bảng 2.11: Tỷ trọng phân đoạn cặn chưng cất chân không

2.1.2.2 Lưu lượng khối lượng và lưu lượng thể tích

Năng suất của nhà máy: F = 8500(kt/năm)

Lưu lượng khối lượng mỗi phân đoạn được tính từ phần trăm khối lượng ứng với phân đoạn đó khi đã có năng suất dầu thô cần xử lý theo công thức: mi= %mi.F

Trong đó mi là lưu lượng khối lượng của phân đoạn thứ i (kt/năm)

Trang 26

Từ đó ta tính lưu lượng thể tích của mỗi phân đoạn theo công thức:Vi = mi/di

Bảng 2.13: Lưu lượng các phân đoạn của DA

2.1.2.3 Hàm lượng lưu huỳnh (%S)

Hàm lượng S trong mỗi phân đoạn được tính theo phương pháp cộng tính khối lượng:

 SΣ, Si lần lượt là hàm lượng lưu huỳnh của phân đoạn tổng, phân đoạn nhỏ

 mΣ, mi lần lượt là phần trăm khối lượng phân đoạn tổng, phân đoạn nhỏ

Trang 27

Từ đó ta tính với từng phân đoạn:

Xem như hàm lượng lưu huỳnh trong phân đoạn khí là vô cùng nhỏ

Trang 28

Bảng 2.16: Hàm lượng lưu huỳnh của phân đoạn kerosene

Bảng2.17: Hàm lượng lưu huỳnh của phân đoạn Lighgasoil

Bảng 2.18: Hàm lượng lưu huỳnh của phân đoạn Highgasoil

Trang 29

Bảng 2.19: Hàm lượng lưu huỳnh của phân đoạn AR

Trang 30

Lúc đó:

S ∑ (AR) = ∑%𝐦𝐢.%𝐒𝐢

%𝐦∑ =𝟏𝟓𝟎.𝟖𝟗𝟗𝟓

𝟒𝟖.𝟏𝟒 = 3.135

Bảng 2.20: Hàm lượng lưu huỳnh của phân đoạn VD

Trang 31

Bảng 2.21: Hàm lượng lưu huỳnh của phân đoạn VR

Bảng 2.22: Hàm lượng lưu huỳnh trong các phân đoạn

%S 0.024 0.034 0.114 0.706 1.688 3.135 2.46 4.265 2.1.2.4 Nhiệt độ sôi trung bình phân đoạn

Nhiệt độ sôi trung bình đã hiệu chỉnh tv được tính toán dựa vào đường cong TBP theo công thức:

3

80 50

20 t t

t



Trong đó: t20,t50,t80 là nhiệt độ cất được 20%, 50%, 80% thể tích phân đoạn

Nhiệt độ trung bình tiêu chuẩn tmav tính theo công thức:

mav v

Trong đó: t10 t70là nhiệt độ cất được 10%, 70% thể tích phân đoạn

Từ các giá trị trong bảng assay dầu thô của từng phân đoạn ta tiến hành nội suy để xác định nhiệt độ ứng với các phần trăm chưng cất được Ở đây, ta xét đường cong chưng cất cho từng phân đoạn chỉ là phương pháp gần đúng Vì thực tế trong chưng cất có sự pha trộn giữa các phân đoạn (giá trị GAP, OVERLAP)

Trang 32

Bảng 2.23: Nhiệt độ của đường cong chưng cất TBP của các phân đoạn

Bảng 2.25: Nhiệt độ sôi trung bình phân đoạn

3

mav UOP





Trong đó: Tmavlà nhiệt độ sôi trung bình tiêu chuẩn của phân đoạn, K

SG là tỷ trọng tiêu chuẩn của phân đoạn

Trang 33

Bảng 2.26: Hệ số đặc trưng Watson phân đoạn

ta tra được RON clair bằng 65

Bảng 2.27 Chỉ số octan của hai phân đoạn xăng

2.1.2.7 Hàm lượng hydrocarbon Aromatic

Hàm lượng hợp chất (%Aro) được xác định theo phương pháp cộng tính thể tích, được tính cho các phân đoạn LN, HN và KER

et % Aromaticques ARABIAN LIGHT” theo hiệu suất thu phân đaon GAS (%vol)

hàm lượng %Aro tổng Từ đó, hàm lượng Aromatic trong HN cộng tính theo thể tích bằng:

HN và KER, ta tra được hàm lượng Aro tổng theo tổng % thể tích thu hồi Từ đó, hàm lượng Aro trong phân đoạn KER được tính:

KER

GAS GAS

BZN BZN

V

Aro V

KER Aro

Trang 34

Bảng 2.28: Hàm lượng Aromatic phân đoạn GAS, BZN, KER

2.1.2.8 Độ nhớt

Độ nhớt tại 100oF (37.8oC) và 210oF (98.9oC) có thể tính gần đúng dựa vào công thức [4.11] và [4.12] của Abbott và cộng sự (1971) trang 95 Technip 1:

AK1018246.1A102629.3K12769.0K94733.139371

2 2

W

K78231.43642.50A

AK860218

0A1050663.9A9943.10K

0463634

0

W

2 W

2

K6296.2786.26A

A19768.0A24899.1K10

Các công thức trên sử dụng cho các độ nhớt trong khoảng 0.5 < 100 < 20 mm2/s và 0.3

< 210 < 40 mm2/s với sai số trung bình có thể đạt 20%, và không sử dụng nếu KW < 10

và A < 0

Từ các độ nhớt tính toán ở 100oF và 210oF, để xác định độ nhớt tại các nhiệt độ 20oC (68oC), 50oC (122oF) và 100oC (212oF) ta dựa vào biểu đồ “Diagramme ASTM Standard viscosite Température”, vẽ đường thẳng nối các điểm đã biết độ nhớt rồi xác định trên đường đó theo nhiệt độ đã cho

Trang 35

Bảng 2.29: Độ nhớt các phân đoạn KER, LGO, HGO và AR

2.1.2.9 Khối lượng phân tử trung bình phân đoạn

Khối lượng phân tử được tra từ biểu đồ ‘Masses molaire- hiệu suất thu xăng C5+ theo

Trang 36

Bảng 2.30:Kkhối lượng phân tử trung bình của các phân đoạn LN HN, KER

2.1.2.10 Áp suất hơi bão hòa Reid –RVP

Để xác định áp suất hơi bão hòa Reid (RVP) của xăng nhẹ, sử dụng trực tiếp biểu đồ

“ESSENCES DEBUTANISEES T.V.R et % Aromatiques ARABIAN LIGHT” theo hiệu suất thu phân đoạn GAS (%m)

RVP của xăng nặng HN: Từ RVP của tổng phân đoạn LN và HN tra từ đồ thị, sau đó xác định theo phương pháp cộng tính về phần mol:

HN

HN LN

LN

LN HN

m

%

MRVP

M

m

%RVPM

Trang 37

Hệ số R được cho ở bảng 4.13 Technip 1 – 161:

Bảng 2.32: Hệ số hiệu chỉnh áp suất hơi bão hòa

“Reid” vapor

pressure, bar

Vapor pressure crude oil, bar

Vapor pressure gasoline, bar

2.1.2.11 Điểm chớp cháy

Điểm chớp cháy của các phân đoạn được tính theo công thức (4.102)[162-2]:

Trang 38

F

10 10

1 P

Ta sử dụng các hệ số đã cho như trên để chuyển T10 (TBP) sang T10 (ASTM)

Bảng 2.34: Điểm chớp cháy các phân đoạn

T10 ASTM(oC) 201,17 263,26 326,44 394,77 573,39 204,32 398,44 T10 ASTM(oK) 474,32 536,41 599,59 667,92 846,54 477,47 671,59

T50 là nhiệt độ ứng với 50% chưng cất trên đường ASTM D86, oC Chuyển đổi TBP sang ASTM theo công thức Riazi (4.104)[164-2]:

T = a x T

Trong đó: T' là nhiệt độ của đường cong chưng cất ASTM D86, K

T là nhiệt độ của đường cong chưng cất TBP, K

a, b là hệ số tra ở bảng (4.16)[165-2]

Trang 39

Bảng 2.35: Hệ số chuyển đổi đường cong TBP sang ASTM

Bảng 2.36: Chỉ số Cetane của các phân đoạn

Với: SG là tỷ trọng tiêu chuẩn

M là khối lượng phân tử trung bình của phân đoạn, g/mol

ν100là độ nhớt ở 100oF, cSt

PP là điểm chảy tính bằng K

Đối với các phân đoạn trung gian như GO, xác định điểm chảy theo biểu đồ “Điểm chảy-% khối lượng của phân đoạn ở điểm đầu, %khối lượng phân đoạn ở điểm cuối Đối với RA, xác định theo biểu đồ “Điểm chảy-%khối lượng của cặn RA”

Trang 40

Bảng 2.37: Điểm chảy các phân đoạn

2.1.3 Tổng kết cho phân xưởng chưng cất khí quyển

2.1.3.1 Tính chất các phân đoạn dầu mỏ của phân xưởng

Bảng 2.38: Tính chất các phân đoạn dầu mỏ

Định dạng
Số trang	105
Dung lượng	5,49 MB