MỤC LỤC LỜI CẢM ƠN i DANH SÁCH CÁC TỪ VIẾT TẮT vi LỜI MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1: 2 GIỚI THIỆU VỀ DẦU THÔ, CHỨC NĂNG NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU 2 1.1.Giới thiệu sơ lược về dầu thô 2 1.1.1.Thành phần cơ bản dầu thô 2 1.1.2.Tính chất của dầu thô 2 1.2.Tổng quan về sản phẩm dầu mỏ 4 1.2.1.Các sản phẩm năng lượng 4 1.2.2.Các sản phẩm phi năng lượng 7 1.3.Giới thiệu về dầu thô Arập Saudi 9 1.4.Chức năng nhiệm vụ của nhà máy lọc dầu 12 CHƯƠNG 2: TÍNH TOÁN CÂN BẰNG VẬT CHẤT 14 2.1.Phân xưởng chưng cất khí quyển 14 2.1.1.Mục đích phân xưởng 14 2.1.2.Nguyên liệu 14 2.1.3.Tính toán cân bằng vật chất cho phân xưởng 14 2.1.3.2.Thiếp lập đường cong chưng cất điểm sôi thực của các phân đoạn 14 2.1.3.3.Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh 16 2.1.3.4.Nhiệt độ sôi trung bình thể tích các phân đoạn 18 2.1.3.5.Hệ số Kw 19 2.1.3.6.Áp suất hơi bão hòa 19 2.1.3.7.Khối lượng phân tử 20 2.1.3.8.Độ nhớt 20 2.2.Phân xưởng chưng cất chân không 22 2.2.1. Nguyên liệu 22 2.2.2. Mục đích 22 2.2.3.Cân bằng vật chất cho phẩn xưởng 23 2.2.3.2.Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh 24 2.3.Phân xưởng Cracking nhiệt (Thermal Cracking) 25 2.3.1.Nguyên liệu 25 2.3.3.Tính toán cân bằng vật chất cho phân xưởng. 26 2.3.3.3.Hàm lượng lưu huỳnh và tỷ trọng của sản phẩm 27 2.4.Phân xưởng HDS 28 2.4.1.Chức năng của phân xưởng 28 2.5.Nguyên liệu 28 2.5.1.Tính toán cân bằng vật chất cho phẩn xưởng 29 2.6.Phân xưởng FCC 35 2.6.1.Nguyên liệu 35 2.6.2.Mục đích 35 2.6.3.Cân bằng vật chất phân xưởng. 36 2.7.Phân xưởng phân tách xăng 39 2.7.1.Mục đích phân xưởng 39 2.7.2.Nguyên liệu 39 2.7.3.Cân bằng vật chất phân xưởng 39 2.8.Phân xưởng Reforming xúc tác 42 2.8.1.Nguyên liệu 42 2.8.2.Mục đích phân xưởng 43 2.8.3.Cân bằng vật chất phân xưởng 43 2.9.Phân xưởng Alkyl hóa 45 2.9.1.Nguyên liệu 45 2.9.2.Mục đích 45 2.9.3.Cân bằng vật chất phân xưởng. 45 2.10.Bảng cân bằng vật chất các sản phẩm chính của các phân xưởng 48 CHƯƠNG 3: THIẾT KẾ THÁP CHƯNG CẤT KHÍ QUYỂN 49 3.1.Thiết kế kích thước tháp chưng cất khí quyển 49 3.2.Cân bằng vật chất cho tháp CDU và vùng bốc hơi 50 3.2.1.Bảng cân bằng vật chất cho tháp CDU: 50 3.2.2.Bảng cân bằng vật chất cho vùng bốc hơi: 50 3.3.Tính toán nhệt độ vùng bôc hơi: 50 3.4.Tính toán nhiệt độ tại đĩa tháo sản phẩm 52 3.5.Tính toán nhiệt độ đỉnh tháp 54 3.6.Tính toán nhiệt độ sản phẩm cặn 54 3.7.Tính toán nhiệt độ của sản phẩm lấy ra 56 3.8. Cân bằng năng lượng cho toàn tháp và tính công suất nhiệt cho toàn bộ bình ngưng t 58 3.9.Tính toán công suất nhiệt của bình ngưng tụ 59 3.10.Tính lưu lượng lỏng chảy từ đĩa ở đỉnh 60 3.11.Đánh giá tiêu chuẩn của phân đoạn 61 3.12.Tính công suất nhiệt của pump around 69 3.13.Tính lưu lượng lỏng hồi lưu ở vùng bốc hơi 70 3.14.Tính đường kính tháp 72 KẾT LUẬN 75 PHỤ LỤC I 76 PHỤ LỤC II 108 TÀI LIỆU THAO KHẢO 120 DANH MỤC HÌNH Hình 1: Đường cong chưng cất điểm sôi thực của dầu thô Saudi 11 Hình 2: Đường cong API của dầu thô Saudi nặng 11 Hình 3: Đường cong hàm lượng lưu huỳnh của dầu thô Saudi Nặng 12 Hình 3.1: Cân bằng nhiệt cho vùng bốc hơi 55 Hình 3.2: Cân bằng nhiệt cho bình ngưng tụ 59 Hình 3.3: Lưu lượng lỏng trên đĩa ở đỉnh tháp 60 Hình 3.4: Cân bằng năng lượng cho các dòng thân tháp, tính lưu lượng hồi lưu bên dưới đĩa tháo sản phẩm LGO 62 Hình 3.5: Cân bằng nhiệt cho pump around 69 Hình 3.6: Tháp chưng cất khí quyển và các thông số 74 DANH MỤC BẢNG DANH SÁCH CÁC TỪ VIẾT TẮT xi Bảng 1.1: Tính chất tỷ trọng, hàm lượng, lưu huỳnh của 24 cấu tử giả 10 Bảng 2.1: khoảng nhiệt độ các phân đoạn của tháp chưng cất khí quyển 14 Bảng 2.2: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn Naphtha 15 Bảng 2.3: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn Kerosene 15 Bảng 2.4: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn LGO 16 Bảng 2.5: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn HGO 16 Bảng 2.6: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn Naphtha 17 Bảng 2.7: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn Kerosene 17 Bảng 2.8: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn LGO 17 Bảng 2.9: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn HGO 18 Bảng 2.10: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh các phân đoạn 18 Bảng 2.11: Nhiệt độ sôi trung bình các phân đoạn 19 Bảng 2.12: Hệ số Kw của các phân đoạn 19 Bảng 2.13: Áp suất hơi bão hòa của các phân đoạn 20 Bảng 2.14: Khối lượng phân tử trung bình của các phân đoạn 20 Bảng 2.15: Độ nhớt của các phân đoạn 21 Bảng 2.16: Chỉ số độ nhớt của các phân đoạn 21 Bảng 2.17: Điểm chớp cháy của các phân đoạn 21 Bảng 2.18: Chỉ số điểm chớp cháy của các phân đoạn 21 Bảng 2.19: Tổng hợp điểm chớp cháy, chỉ số điểm chớp cháy của các phân đoạn 22 Bảng 2.20: Chỉ số điểm chảy của các phân đoạn 22 Bảng 2.21: Tương quan đường cong ASTM và TPB của phân đoạn LVGO 24 Bảng 2.22: Tương quan đường cong ASTM và TPB của phân đoạn HVGO 24 Bảng 2.23: Tỷ trọng, hàm lượng lưu huỳnh của phân đoạn LVGO và HVGO 25 Bảng 2.24: Tính chất của sản phẩm phân xưởng chưng cất chân không 25 Bảng 2.25: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng Cracking nhiệt 26 Bảng 2.26: Hiệu suất thu sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt 27 Bảng 2.27: Tính chất sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt 28 Bảng 2.28: Tính chất sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt 28 Bảng 2.29: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu HVGO 29 Bảng 2.30: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu HVGO 30 Bảng 2.31: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu LVGO 31 Bảng 2.32: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu lVGO 31 Bảng 2.33: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu Diesel 32 Bảng 2.34: Tính chất sản phẩmcủa phân xưởng HDS của nguyên liệu HVGO 33 Bảng 2.35: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu Kerosene 33 Bảng 2.36: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu Kerosene 34 Bảng 2.37: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu Naphtha 34 Bảng 2.38: Lưu lượng khí tham gia phản ứng của phân xưởng Naphtha 35 Bảng 2.39: Tính chất dòng nguyên liệu khí 35 Bảng 2.40: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu Naphtha 35 Bảng 2.41: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng FCC 37 Bảng 3.42: Hiệu suất thu sản phẩm của phân xưởng FCC 37 Bảng 2.43: Lưu lượng của sản phẩm FCC 38 Bảng 2.44: Tính chất của sản phẩm C3 – C5 38 Bảng 2.45: Tính chất sản phẩm phân xưởng FCC 39 Bảng 2.46: Tính chất dòng nguyên liệu Gas to C5 đến từ phân xưởng CDU 40 Bảng 2.47: Tính chất dòng nguyên liệu Gas to C5 đến từ phân xưởng Cracking nhiệt 40 Bảng 2.48: Tính chất dòng nguyên liệu Gas to C5 hợp nhất 40 Bảng 2.49: Tính chất dòng CDU Naphtha 41 Bảng 2.50: Tính chất dòng nguyên liệu Naphtha đến từ các phân xưởng khác 41 Bảng 2.51: Tỷ lệ LN và HN trong sản phẩm 41 Bảng 2.52: Tính chất sản phẩm LN 42 Bảng 2.53: Tính chất sản phẩm HN 42 Bảng 2.54: Tính chất sản phẩm phân xưởng phân tách xăng 42 Bảng 2.55: Tính chất dòng nguyên liệu của phân xưởng Reforming xúc tác 43 Bảng 2.56: Hiệu suất thu sản phẩm của phân xưởng Reforming xúc tác 43 Bảng 2.57: Tỷ trọng của các cấu tử nhẹ 44 Bảng 2.58: Tính chất dòng sản phẩm của phân xưởng Reforming xúc tác 45 Bảng 2.59: Tính chất dòng nguyên liệu của phân xưởng Alkyl hóa 45 Bảng 2.60: Lưu lượng của các sản phẩm 46 Bảng 2.61: Thành phần sản phẩm Alkyltate của protylene 46 Bảng 2.62: Thành phần sản phẩm Alkyltate của butylene 46 Bảng 2.63: Tổng lưu lượng sản phẩm của phân xưởng Alkyl hóa 47 Bảng 2.64: Bảng cân bằng vật chất các sản phẩm chính của các phân xưởng 48 Bảng 3.1: Cân bằng vật chất cho tháp chưng cất khí quyển 50 Bảng 3.2: Cân bằng vật chất cho vùng bốc hơi 50 Bảng 3.3: Nhiệt độ của phân đoạn theo đường cong TBP, DRL, FRL 51 Bảng 3.4: Nhiệt độ bốc hơi của từng phân đoạn 51 Bảng 3.5: Hằng số cân bằng K cho các cấu tử ở đỉnh 54 Bảng 3.6: Lượng nhiệt được cung cấp bởi dòng vào vùng bốc hơi 55 Bảng 3.7: Lượng nhiệt được lấy đi bởi dòng ra vùng bốc hơi 56 Bảng 3.8: Nhiệt cung cấp bởi dòng vào tháp stripper (vùng tách HGO) 56 Bảng 3.9: Lượng nhiệt được lấy ra bởi các dòng ra khỏi tháp (vùng tách HGO) 56 Bảng 3.10: Lượng nhiệt được cung cấp bởi dòng vào tháp striper (vùng tách LGO) 57 Bảng 3.11: Lượng nhiệt được lấy ra bởi các dòng ra khỏi tháp ( vùng tách LGO) 57 Bảng 3.12: Lượng nhiệt được cung cấp bởi các dòng đi vào tháp ( vùng tách kerosene) 57 Bảng 3.13: Lượng nhiệt được lấy ra bởi các dòng ra khỏi tháp (vùng tách kerosen) 58 Bảng 3.14: Nhiệt lượng của dầu thô khi vào tháp 58 Bảng 3.15: Cân bằng nhiệt lượng cho toàn tháp 58 Bảng 3.16: Cân bằng nhiệt cho bình ngưng tụ đỉnh 59 Bảng 3.17: Cân bằng nhiệt cho đĩa 45 61 Bảng 3.18: Cân bằng nhiệt cho đĩa tháo sản phẩm kerosene (đĩa 34) 63 Bảng 3.19: Cân bằng nhiệt cho bình ngưng tụ đỉnh (với tỷ số hồi lưu là 1.5) 64 Bảng 3.20: Cân bằng nhiệt cho đĩa 45 (với tỷ số hồi lưu là 1.5) 64 Bảng 3.21: Cân bằng nhiệt cho tháp (với tỷ số hồi lưu là 1.5) 65 Bảng 3.22: Hằng số cân bằng của các cấu tử ở đỉnh (với tỷ số hồi lưu là 2) 66 Bảng 3.23: Bảng cân bằng nhiệt cho bình ngưng tụ đỉnh (với tỷ số hồi lưu là 2) 67 Bảng 3.24: Cân bằng nhiệt cho đĩa 45 (với tỷ số hồi lưu là 2) 67 Bảng 3.25: Cân bằng nhiệt cho đĩa 34 (đĩa tháo kerosene với tỷ số hồi lưu là 2) 68 Bảng 3.26: Cân bằng nhiệt lượng cho vùng bốc hơi 71 Bảng 3.27: Đường kính tháp tại vùng bốc hơi: 73 DANH SÁCH CÁC TỪ VIẾT TẮT API American Petroleum Institute ASTM American Society for Testing Materials AR Atmospheric Residue BblsDAY Barrelsday BPCD Barrels Per Calender Day BTX Benzen – Toluen Xylene BPSD Barrels Per Sream Day CDU Cruide Distillation Unit CRU Cruide oil CCR Carbon Conradson Residue DES HVGO Desulfur Heavy Vacuum Gas Oil DES LVGO Desulfur Light Vacuum Gas Oil DES LGO Desulfur Light Gas Oil DES KEROSENE Desulfur Kerosene DRL Distillation Reference Lines EFV Equilibrium Flash Vaporization FRL Flash Reference Lines FCC Fluid Catalytic Cracking F Fahrenheit GPH Gallon Per Hour HGO Heavy Gas Oil HDS Hydrodesulfurization HN Heavy Naphtha IBP Initial Boiling Point LVGO Light vacuum Gas Oil LEH Light ends Hidrogen LN Light Naphtha LCO Light Cycle Oil MEABP Mean Average Boiling Point MABP Moles Average Boiling Point MW Moles Weight mmLbsday million poundday mmScfday million Standard Cubic Feetday mmBtuhr million British Thermal Unitday PA Pump Around RES Residue Ref Reference Cor Correlated RON Research Octan Number SCFP Standard Cubic Feet Per barrel SG Specific Gravity TC Thermal Cracking TBP True Boiling Point VDU Vacuum Distillation Unit VR Vacuum Residue VABP Volumn Average Boiling Point WABP Weight Average Boiling Point Wt Weight LỜI MỞ ĐẦU Kể từ năm 1859, khi dầu mỏ bắt đầu được khám phá cho đến ngày nay, nguồn tài nguyên mà người ta gọi là « vàng đen » đã tạo nên một nền văn minh mà người ta gọi là « nền văn minh dầu mỏ », và nó là nguồn cung cấp năng lượng chủ yếu cho con người trong hiện tại và tương lai gần. 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 sản phẩm phục vụ mục đích năng lượng 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 chủ yếu, là động lực phát triển nền kinh tế thế giới. Hơn nữa, cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật, đặc biệt là hóa học, dầu mỏ trở thành nguồn nguyên liệu phong phú cho ngành công nghiệp hóa dầu, sản xuất các sản phẩm phi năng lượng. Hầu như các sản phẩm có mặt trong đời sống hàng ngày đều được làm từ sản phẩm hóa dầu : giày da, túi nhựa, dược phẩm,…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. Vì vậy, đối với sinh viên Lọc hóa dầu, việc hiểu những yêu cầu và kiến thức cơ bản về các quá trình lọc, chế biến dầu thô. Trong đồ án này sinh viên sẽ cũng cố các kiên thức về quá trình lọc tách dầu cũng như làm quen việc tính toán thiết kế một tháp chưng cất.
Trang 1
LỜI CẢM ƠN
Sau ba tháng làm việc, nhóm em đã hoàn thành đề tài theo đúng thời hạn đượcgiao Thành quả đạt được hôm nay là do sự nỗ lực của bản thân dưới sự hướng dẫngiúp đỡ tận tình của các thầy cô, cùng sự động viên nhiệt tình từ gia đình và bạn bè
Về phía nhà trường, nhóm em xin chân thành cám ơn lãnh đạo nhà trường cùngcác thầy cô thuộc Bộ môn Công nghệ Hóa học Dầu và Khí, Khoa Hóa Kỹ Thuật –Đại học Bách Khoa Đà Nẵng đã tạo điều kiện cũng như trang bị cho em những kiếnthức nền tảng trước khi được nhận đồ án tốt nghiệp Đặc biệt, nhóm em xin gửi lờicảm ơn sâu sắc nhất đến TS Đặng Kim Hoàng đã hướng dẫn đề tài và tận tình giúp
đỡ nhóm em trong suốt thời gian thực hiện đồ án tốt nghiệp này
Về phía bạn bè, cảm ơn tất cả những người bạn đã giúp đỡ em tháo gỡ nhữngkhó khăn gặp phải khi làm đồ án
Nhóm em xin trân trọng gửi đến quý thầy cô, gia đình và bạn bè của em nhữnglời chúc tốt đẹp nhất!
Trang 2MỤC LỤC
DANH SÁCH CÁC TỪ VIẾT TẮT xi
Bảng 1.1: Tính chất tỷ trọng, hàm lượng, lưu huỳnh của 24 cấu tử giả 9
Bảng 2.1: Khoảng nhiệt độ các phân đoạn của tháp chưng cất khí quyển 13
Bảng 2.2: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn Naphtha 13
Bảng 2.3: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn Kerosene 14
Bảng 2.4: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn LGO 14
Bảng 2.5: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn HGO 15
Bảng 2.6: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn Naphtha 15
Bảng 2.7: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn Kerosene 16
16
Bảng 2.8: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn LGO 16
Bảng 2.9: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn HGO 17
Bảng 2.10: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh các phân đoạn 17
Bảng 2.11: Nhiệt độ sôi trung bình các phân đoạn 18
Bảng 2.12: Hệ số Kw của các phân đoạn 18
Bảng 2.13: Áp suất hơi bão hòa của các phân đoạn 18
Bảng 2.14: Khối lượng phân tử trung bình của các phân đoạn 19
Bảng 2.15: Độ nhớt của các phân đoạn 20
Bảng 2.16: Chỉ số độ nhớt của các phân đoạn 20
Bảng 2.17: Điểm chớp cháy của các phân đoạn 20
Bảng 2.18: Chỉ số điểm chớp cháy của các phân đoạn 20
Bảng 2.19: Tổng hợp điểm chớp cháy, chỉ số điểm chớp cháy của các phân đoạn 21
Bảng 2.20: Chỉ số điểm chảy của các phân đoạn 21
Trang 3Bảng 2.22: Tương quan đường cong ASTM và TPB của phân đoạn HVGO 23
Bảng 2.23: Tỷ trọng, hàm lượng lưu huỳnh của phân đoạn LVGO và HVGO 24
Bảng 2.24: Tính chất của sản phẩm phân xưởng chưng cất chân không 24
Bảng 2.25: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng Cracking nhiệt 25
Bảng 2.26: Hiệu suất thu sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt 26
Bảng 2.27: Tính chất sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt 27
Bảng 2.28: Tính chất sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt 27
Bảng 2.29: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu HVGO 28
Bảng 2.30: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu HVGO 29
Bảng 2.31: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu LVGO 30
Bảng 2.32: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu LVGO 30
Bảng 2.33: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu Diesel 31
Bảng 2.34: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu HVGO 31
Bảng 2.35: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu Kerosene 32
Bảng 2.36: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu Kerosene 32
Bảng 2.37: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu Naphtha 33
Bảng 2.38: Lưu lượng khí tham gia phản ứng của phân xưởng Naphtha 33
Bảng 2.39: Tính chất dòng nguyên liệu khí 34
Bảng 2.40: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu Naphtha 34
Bảng 2.41: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng FCC 35
Bảng 3.42: Hiệu suất thu sản phẩm của phân xưởng FCC 36
Bảng 2.43: Lưu lượng của sản phẩm FCC 36
Bảng 2.44: Tính chất của sản phẩm C3 – C5 37
Bảng 2.45: Tính chất sản phẩm phân xưởng FCC 38
Bảng 2.46: Tính chất dòng nguyên liệu Gas to C5 đến từ phân xưởng CDU 38
Bảng 2.47: Tính chất dòng nguyên liệu Gas to C5 đến từ phân xưởng Cracking nhiệt 39
Trang 4Bảng 2.48: Tính chất dòng nguyên liệu Gas to C5 hợp nhất 39
39
Bảng 2.49: Tính chất dòng CDU Naphtha 39
Bảng 2.50: Tính chất dòng nguyên liệu Naphtha đến từ các phân xưởng khác 40
Bảng 2.51: Tỷ lệ LN và HN trong sản phẩm 40
Bảng 2.52: Tính chất sản phẩm LN 40
Bảng 2.53: Tính chất sản phẩm HN 41
Bảng 2.54: Tính chất sản phẩm phân xưởng phân tách xăng 41
Bảng 2.55: Tính chất dòng nguyên liệu của phân xưởng Reforming xúc tác 42
Bảng 2.56: Hiệu suất thu sản phẩm của phân xưởng Reforming xúc tác 42
Bảng 2.57: Tỷ trọng của các cấu tử nhẹ 42
Bảng 2.58: Tính chất dòng sản phẩm của phân xưởng Reforming xúc tác 43
Bảng 2.59: Tính chất dòng nguyên liệu của phân xưởng Alkyl hóa 44
Bảng 2.60: Lưu lượng của các sản phẩm 45
Bảng 2.61: Thành phần sản phẩm Alkyltate của protylene 45
Bảng 2.62: Thành phần sản phẩm Alkyltate của butylene 45
Bảng 2.63: Tổng lưu lượng sản phẩm của phân xưởng Alkyl hóa 45
Bảng 2.64: Bảng cân bằng vật chất các sản phẩm chính của các phân xưởng 46
Bảng 3.1: Cân bằng vật chất cho tháp chưng cất khí quyển 48
Bảng 3.2: Cân bằng vật chất cho vùng bốc hơi 49
Bảng 3.3: Nhiệt độ của phân đoạn theo đường cong TBP, DRL, FRL 50
Bảng 3.4: Nhiệt độ bốc hơi của từng phân đoạn 50
Bảng 3.5: Hằng số cân bằng K cho các cấu tử ở đỉnh 53
Bảng 3.6: Lượng nhiệt được cung cấp bởi dòng vào vùng bốc hơi 54
Bảng 3.7: Lượng nhiệt được lấy đi bởi dòng ra vùng bốc hơi 55
Trang 5Bảng 3.9: Lượng nhiệt được lấy ra bởi các dòng ra khỏi tháp (vùng tách HGO) 55
Bảng 3.10: Lượng nhiệt được cung cấp bởi dòng vào tháp striper (vùng tách LGO) 56
Bảng 3.11: Lượng nhiệt được lấy ra bởi các dòng ra khỏi tháp ( vùng tách LGO) 56
Bảng 3.12: Lượng nhiệt được cung cấp bởi các dòng đi vào tháp (vùng tách kerosene) 56
Bảng 3.13: Lượng nhiệt được lấy ra bởi các dòng ra khỏi tháp (vùng tách kerosen) 57
Bảng 3.14: Nhiệt lượng của dầu thô khi vào tháp 57
Bảng 3.15: Cân bằng nhiệt lượng cho toàn tháp 57
Bảng 3.16: Cân bằng nhiệt cho bình ngưng tụ đỉnh 58
Bảng 3.17: Cân bằng nhiệt cho đĩa 45 60
Bảng 3.18: Cân bằng nhiệt cho đĩa tháo sản phẩm kerosene (đĩa 34) 62
Bảng 3.19: Cân bằng nhiệt cho bình ngưng tụ đỉnh (với tỷ số hồi lưu là 1.5) 63
Bảng 3.20: Cân bằng nhiệt cho đĩa 45 (với tỷ số hồi lưu là 1.5) 63
Bảng 3.21: Cân bằng nhiệt cho tháp (với tỷ số hồi lưu là 1.5) 64
Bảng 3.22: Hằng số cân bằng của các cấu tử ở đỉnh (với tỷ số hồi lưu là 2) 65
Bảng 3.23: Bảng cân bằng nhiệt cho bình ngưng tụ đỉnh (với tỷ số hồi lưu là 2) 66
Bảng 3.24: Cân bằng nhiệt cho đĩa 45 (với tỷ số hồi lưu là 2) 66
Bảng 3.25: Cân bằng nhiệt cho đĩa 34 (đĩa tháo kerosene với tỷ số hồi lưu là 2) 67
Bảng 3.26: Cân bằng nhiệt lượng cho vùng bốc hơi 70
Bảng 3.27: Đường kính tháp tại vùng bốc hơi: 72
Bảng 3.2: Bảng tra enthalpy của hơi nước dùng cho thiết kế CDU 104
Trang 6DANH MỤC HÌNH
Hình 1: Đường cong chưng cất điểm sôi thực của dầu thô Saudi 10
Hình 2: Đường cong API của dầu thô Saudi nặng 10
Hình 3: Đường cong hàm lượng lưu huỳnh của dầu thô Saudi nặng 11
Hình 3.1: Cân bằng nhiệt cho vùng bốc hơi 54
Hình 3.2: Cân bằng nhiệt cho bình ngưng tụ 58
Hình 3.3: Lưu lượng lỏng trên đĩa ở đỉnh tháp 59
Hình 3.4: Cân bằng năng lượng cho các dòng thân tháp, tính lưu lượng hồi lưu bên dưới đĩa tháo sản phẩm LGO 61
Hình 3.5: Cân bằng nhiệt cho pump around 68
Hình 3.6: Tháp chưng cất khí quyển và các thông số 73
Trang 7
DANH MỤC BẢNG
DANH SÁCH CÁC TỪ VIẾT TẮT xi
Bảng 1.1: Tính chất tỷ trọng, hàm lượng, lưu huỳnh của 24 cấu tử giả 9
Bảng 2.1: Khoảng nhiệt độ các phân đoạn của tháp chưng cất khí quyển 13
Bảng 2.2: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn Naphtha 13
Bảng 2.3: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn Kerosene 14
Bảng 2.4: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn LGO 14
Bảng 2.5: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn HGO 15
Bảng 2.6: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn Naphtha 15
Bảng 2.7: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn Kerosene 16
16
Bảng 2.8: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn LGO 16
Bảng 2.9: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn HGO 17
Bảng 2.10: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh các phân đoạn 17
Bảng 2.11: Nhiệt độ sôi trung bình các phân đoạn 18
Bảng 2.12: Hệ số Kw của các phân đoạn 18
Bảng 2.13: Áp suất hơi bão hòa của các phân đoạn 18
Bảng 2.14: Khối lượng phân tử trung bình của các phân đoạn 19
Bảng 2.15: Độ nhớt của các phân đoạn 20
Bảng 2.16: Chỉ số độ nhớt của các phân đoạn 20
Bảng 2.17: Điểm chớp cháy của các phân đoạn 20
Bảng 2.18: Chỉ số điểm chớp cháy của các phân đoạn 20
Bảng 2.19: Tổng hợp điểm chớp cháy, chỉ số điểm chớp cháy của các phân đoạn 21
Bảng 2.20: Chỉ số điểm chảy của các phân đoạn 21
Bảng 2.21: Tương quan đường cong ASTM và TPB của phân đoạn LVGO 23
Trang 8Bảng 2.22: Tương quan đường cong ASTM và TPB của phân đoạn HVGO 23
Bảng 2.23: Tỷ trọng, hàm lượng lưu huỳnh của phân đoạn LVGO và HVGO 24
Bảng 2.24: Tính chất của sản phẩm phân xưởng chưng cất chân không 24
Bảng 2.25: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng Cracking nhiệt 25
Bảng 2.26: Hiệu suất thu sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt 26
Bảng 2.27: Tính chất sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt 27
Bảng 2.28: Tính chất sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt 27
Bảng 2.29: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu HVGO 28
Bảng 2.30: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu HVGO 29
Bảng 2.31: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu LVGO 30
Bảng 2.32: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu LVGO 30
Bảng 2.33: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu Diesel 31
Bảng 2.34: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu HVGO 31
Bảng 2.35: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu Kerosene 32
Bảng 2.36: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu Kerosene 32
Bảng 2.37: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS của nguyên liệu Naphtha 33
Bảng 2.38: Lưu lượng khí tham gia phản ứng của phân xưởng Naphtha 33
Bảng 2.39: Tính chất dòng nguyên liệu khí 34
Bảng 2.40: Tính chất sản phẩm của phân xưởng HDS của nguyên liệu Naphtha 34
Bảng 2.41: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng FCC 35
Bảng 3.42: Hiệu suất thu sản phẩm của phân xưởng FCC 36
Bảng 2.43: Lưu lượng của sản phẩm FCC 36
Bảng 2.44: Tính chất của sản phẩm C3 – C5 37
Bảng 2.45: Tính chất sản phẩm phân xưởng FCC 38
Bảng 2.46: Tính chất dòng nguyên liệu Gas to C5 đến từ phân xưởng CDU 38
Trang 9Bảng 2.48: Tính chất dòng nguyên liệu Gas to C5 hợp nhất 39
39
Bảng 2.49: Tính chất dòng CDU Naphtha 39
Bảng 2.50: Tính chất dòng nguyên liệu Naphtha đến từ các phân xưởng khác 40
Bảng 2.51: Tỷ lệ LN và HN trong sản phẩm 40
Bảng 2.52: Tính chất sản phẩm LN 40
Bảng 2.53: Tính chất sản phẩm HN 41
Bảng 2.54: Tính chất sản phẩm phân xưởng phân tách xăng 41
Bảng 2.55: Tính chất dòng nguyên liệu của phân xưởng Reforming xúc tác 42
Bảng 2.56: Hiệu suất thu sản phẩm của phân xưởng Reforming xúc tác 42
Bảng 2.57: Tỷ trọng của các cấu tử nhẹ 42
Bảng 2.58: Tính chất dòng sản phẩm của phân xưởng Reforming xúc tác 43
Bảng 2.59: Tính chất dòng nguyên liệu của phân xưởng Alkyl hóa 44
Bảng 2.60: Lưu lượng của các sản phẩm 45
Bảng 2.61: Thành phần sản phẩm Alkyltate của protylene 45
Bảng 2.62: Thành phần sản phẩm Alkyltate của butylene 45
Bảng 2.63: Tổng lưu lượng sản phẩm của phân xưởng Alkyl hóa 45
Bảng 2.64: Bảng cân bằng vật chất các sản phẩm chính của các phân xưởng 46
Bảng 3.1: Cân bằng vật chất cho tháp chưng cất khí quyển 48
Bảng 3.2: Cân bằng vật chất cho vùng bốc hơi 49
Bảng 3.3: Nhiệt độ của phân đoạn theo đường cong TBP, DRL, FRL 50
Bảng 3.4: Nhiệt độ bốc hơi của từng phân đoạn 50
Bảng 3.5: Hằng số cân bằng K cho các cấu tử ở đỉnh 53
Bảng 3.6: Lượng nhiệt được cung cấp bởi dòng vào vùng bốc hơi 54
Bảng 3.7: Lượng nhiệt được lấy đi bởi dòng ra vùng bốc hơi 55
Bảng 3.8: Nhiệt cung cấp bởi dòng vào tháp stripper (vùng tách HGO) 55
Trang 10Bảng 3.9: Lượng nhiệt được lấy ra bởi các dòng ra khỏi tháp (vùng tách HGO) 55
Bảng 3.10: Lượng nhiệt được cung cấp bởi dòng vào tháp striper (vùng tách LGO) 56
Bảng 3.11: Lượng nhiệt được lấy ra bởi các dòng ra khỏi tháp ( vùng tách LGO) 56
Bảng 3.12: Lượng nhiệt được cung cấp bởi các dòng đi vào tháp (vùng tách kerosene) 56
Bảng 3.13: Lượng nhiệt được lấy ra bởi các dòng ra khỏi tháp (vùng tách kerosen) 57
Bảng 3.14: Nhiệt lượng của dầu thô khi vào tháp 57
Bảng 3.15: Cân bằng nhiệt lượng cho toàn tháp 57
Bảng 3.16: Cân bằng nhiệt cho bình ngưng tụ đỉnh 58
Bảng 3.17: Cân bằng nhiệt cho đĩa 45 60
Bảng 3.18: Cân bằng nhiệt cho đĩa tháo sản phẩm kerosene (đĩa 34) 62
Bảng 3.19: Cân bằng nhiệt cho bình ngưng tụ đỉnh (với tỷ số hồi lưu là 1.5) 63
Bảng 3.20: Cân bằng nhiệt cho đĩa 45 (với tỷ số hồi lưu là 1.5) 63
Bảng 3.21: Cân bằng nhiệt cho tháp (với tỷ số hồi lưu là 1.5) 64
Bảng 3.22: Hằng số cân bằng của các cấu tử ở đỉnh (với tỷ số hồi lưu là 2) 65
Bảng 3.23: Bảng cân bằng nhiệt cho bình ngưng tụ đỉnh (với tỷ số hồi lưu là 2) 66
Bảng 3.24: Cân bằng nhiệt cho đĩa 45 (với tỷ số hồi lưu là 2) 66
Bảng 3.25: Cân bằng nhiệt cho đĩa 34 (đĩa tháo kerosene với tỷ số hồi lưu là 2) 67
Bảng 3.26: Cân bằng nhiệt lượng cho vùng bốc hơi 70
Bảng 3.27: Đường kính tháp tại vùng bốc hơi: 72
Trang 11DANH SÁCH CÁC TỪ VIẾT TẮT
Bbls/DAY Barrels/day
BPCD Barrels Per Calender Day
CDU Cruide Distillation Unit
DES HVGO Desulfur Heavy Vacuum Gas Oil
DES LVGO Desulfur Light Vacuum Gas Oil
DES LGO Desulfur Light Gas Oil
DES KEROSENE Desulfur Kerosene
DRL Distillation Reference Lines
EFV Equilibrium Flash Vaporization
FCC Fluid Catalytic Cracking
IBP Initial Boiling Point
LVGO Light vacuum Gas Oil
Trang 12LCO Light Cycle Oil
MEABP Mean Average Boiling Point
MABP Moles Average Boiling Point
mmLbs/day million pound/day
mmScf/day million Standard Cubic Feet/day
mmBtu/hr million British Thermal Unit/day
SCFP Standard Cubic Feet Per barrel
VDU Vacuum Distillation Unit
VABP Volumn Average Boiling Point
WABP Weight Average Boiling Point
Trang 13LỜI MỞ ĐẦU
Kể từ năm 1859, khi dầu mỏ bắt đầu được khám phá cho đến ngày nay,nguồn tài nguyên mà người ta gọi là « vàng đen » đã tạo nên một nền văn minh màngười ta gọi là « nền văn minh dầu mỏ », và nó là nguồn cung cấp năng lượng chủyếu cho con người trong hiện tại và tương lai gần Cho đến nay, dầu thô đã đượcnghiên cứu chế biến thành nhiều phân đoạn phù hợp với mục đích sử dụng của conngười, từ các phân đoạn này, người ta có thể sử dụng nó như một sản phẩm phục vụmục đích năng lượng 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, hàngkhông, các phân đoạn sản phẩm dầu mỏ trở thành nguồn nhiên liệu chủ yếu, là độnglực phát triển nền kinh tế thế giới Hơn nữa, cùng với sự phát triển của khoa học kỹthuật, đặc biệt là hóa học, dầu mỏ trở thành nguồn nguyên liệu phong phú chongành công nghiệp hóa dầu, sản xuất các sản phẩm phi năng lượng Hầu như cácsản phẩm có mặt trong đời sống hàng ngày đều được làm từ sản phẩm hóa dầu :giày da, túi nhựa, dược phẩm,…Các sản phẩm năng lượng cũng như phi năng lượngđang ngày càng đòi hỏi những tiêu chuẩn khắc khe hơn, trong đó chủ yếu là tiêuchuẩn môi trường Do vậy, xu hướng hiện nay là nghiên cứu, khám phá ra các côngnghệ phù hợp, tìm tòi các vật liệu xúc tác nhiều ưu điểm hơn để xử lý các nguồndầu thô chất lượng ngày càng thấp, tỷ trọng càng lớn, thành phần càng chứa nhiềutạp chất sang các sản phẩm chất lượng càng tốt, càng thân thiện với môi trường
Vì vậy, đối với sinh viên Lọc hóa dầu, việc hiểu những yêu cầu và kiến thức
cơ bản về các quá trình lọc, chế biến dầu thô Trong đồ án này sinh viên sẽ cũng cốcác kiên thức về quá trình lọc tách dầu cũng như làm quen việc tính toán thiết kếmột tháp chưng cất
Trang 14CHƯƠNG 1:
GIỚI THIỆU VỀ DẦU THÔ, CHỨC NĂNG NHIỆM VỤ CỦA NHÀ MÁY LỌC DẦU
1.1 Giới thiệu sơ lược về dầu thô
Dầu thô là một chất lỏng có nguồn gốc từ những vật liệu hữu cơ lànguồn các xác sinh vật nổi và chất mùn qua quá trình lắng đọng trầm tích và tích
tụ nên cácn mỏ dầu
Về bản chất hóa học, dầu thô là một hổn hợp rất phức tạp chứa chủ yếu làcác hợp chất hydrocarbon, bao gồm các hydrocarbon: paraffin, naphtene vàaromatic Người ta thường dựa vào thành phần các họ hydrocarbon này để phânloại dầu thô Ngoài ra, thành phần dầu thô còn chứa các hợp chất phihydrocarbon là những chất ngoài hydro và carbon, còn chứa các nguyên tố O,
N, S và các kim loại như Ni, V, Na,…
Một số đăc trưng vật lý quan trọng của dầu thô
Tỷ trọng
Đây là đặc trưng nổi bật nhất của dầu thô Tỷ trọng của dầu thô khác nhautrong các mỏ khác nhau, và kể cả giữa vỉa này và vỉa khác của một mỏ Tỷtrọng của dầu thô càng nhỏ khi tỷ số H/C càng lớn Tỷ trọng của dầu thô có thểnằm trong khoảng từ 0,7 – 1 Việc hiểu biết tỷ trọng của một loại dầu thô đóngvai trò quan trọng trong mua bán dầu thô và định hướng công nghệ chế biến,lưu trữ, vận chuyển
Tỷ trọng của dầu thô có thể được thể hiện bằng tỷ trọng 15
4
d , tỷ trọng tiêuchuẩn (Specific Gravity) hay độ API Công thức tính độ API theo tỷ trọng tiêuchuẩn như sau:
Trang 15Việc đo độ nhớt ở những nhiệt độ khác nhau rất quan trọng vì nó cho phéptính toán hao hụt nguyên liệu trong đường ống, hệ thống ống trong nhà máy lọcdầu, 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 củadầu thô được xác định bằng phép đo thời gian chảy của dầu trong một ống maoquản có độ dài biết trước nhân với chỉ số nhớt kế, phụ thuộc vào từng loại nhớtkế khác nhau Đơn vị độ nhớt động học là cSt hay mm2/s
Áp suất hơi và điểm chớp cháy
Người ta đánh giá áp suất hơi của dầu thô theo phương pháp áp suất hơiReid (RVP) Dầu thô khi ra khỏi giếng có áp suất hơi có thể đạt tới 20 bar, rấtkhó khăn cho điều kiện tồn chứa và vận chuyển Do đó, dầu thô phải được đưaqua thiết bị phân ly để tách một phần các cấu tử nhẹ trong dầu thô, giảm áp suấtxuống còn 1 bar
Điểm chớp cháy có liên quan chặt chẽ đến áp suất hơi của dầu thô Nóquyết định điều kiện làm việc, tồn trữ, vận chuyển và vận hành thiết bị Điểmchớp cháy càng thấp chứng tỏ hàm lượng hydrocacbon nhẹ trong dầu thô cànglớn
Điểm chớp cháy, điểm vẫn đục của dầu thô
Khi dầu thô được đưa về trạng thái lạnh, người ta không quan sát thấy hiệntượng chuyển tiếp rõ nét từ trạng thái lỏng sang trạng thái rắn như một chất lỏngtinh khiết mà xảy ra hiện tượng như sau: đầu tiên xuất hiện sự gia tăng về độnhớt, sau đó nếu nhiệt độ tiếp tục hạ xuống thì các tinh thể nhỏ bắt đầu xuấthiện Trong trường hợp dầu trong suốt, ta sẽ quan sát được sự vẩn đục của đámmây Nhiệt độ vào thời điểm xuất hiện đám mây đó gọi là nhiệt độ vẫn đục(Cloud Point) của dầu thô Nếu ta vẫn tiếp tục hạ nhiệt độ thì các tinh thể sẽ tiếptục gia tăng kích thước, dầu trở nên đặc hơn và đến một lúc nào đó không cònkhả năng lưu chất nữa Nhiệt độ tại thời điểm dầu thô không còn khả năng lưuchất gọi là điểm chảy (Pour point) Sự tạo thành các tinh thể trong dầu thô chủyếu do các hợp chất n-paraffine dễ kết tinh khi hạ nhiệt độ
Trang 16Điểm chảy của dầu thô thường nằm trong khoảng từ -30 đến 60oC Việc xácđịnh điểm vẩn đục và điểm chảy sẽ cho phép điều kiện vận hành, tồn chứa, vậnchuyển, công suất bơm.
Thành phần các phân đoạn
Biểu diễn thành phần phân đoạn của dầu thô bằng đường cong chưng cấtTBP, đây là đồ thị thể hiện phần trăm chưng cất được theo nhiệt độ Xác địnhđược đường cong TBP sẽ cho phép ta đánh giá hiệu suất thu hồi các phân đoạnsản phẩm, từ đó hoạch định năng suất thu hồi theo từng loại dầu thô
1.2 Tổng quan về sản phẩm dầu mỏ
Các sản phẩm của quá trình lọc dầu nói chung được chia thành 2 loại : các sảnphẩm dùng cho mục đích năng lượng và sản phẩm dùng cho mục đích phi nănglượng
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 LPGvẫn là chất đốt, chiếm tới 70%, và LPG là một chất đốt có chất lượng tốt, cháy gầnnhư 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 cơcháy cưỡng bức Nhược điểm chủ yếu của nhiên liệu LPG là độ hóa hơi quá lớn vànhiệt trị cháy thể tích thấp hơn xăng và diesel
LPG được chia làm 2 loại sản phẩm: propane thương mại và butane thươngmại ; được lưu trữ ở trạng thái lỏng dưới áp suất 13 bar, nhiệt độ môi trường Haidạng sản phẩm này khác nhau về thành phần cấu tử và tỷ trọng
Các nguồn sản xuất LPG chủ yếu trong nhà máy lọc dầu: phân đoạn khí đã tách
C2- từ phân xưởng chưng cất khí quyển, và phần khí thu được trong phân xưởngFCC giàu các hydrocacbon C3, C4 loại olefine Ngoài ra, LPG còn thu được từ cácquá trình cracking nhiệt, giảm nhớt, HDS,…
Trang 17Tùy thuộc chất lượng của xăng, yêu cầu và đặc tính của dầu thô mà các nhà máy lọcdầu sẽ thiết 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 thuđược từ phân xưởng FCC với chất lượng trung bình, xăng tạo thành từ quá trìnhreforming với RON lớn, ngoài ra còn có xăng ankylate, isomeARte, xăng nhẹ từphân xưởng chưng cất khí quyển Người ta có thể kết hợp thêm một số phụ gianhằm mục đích nâng cao chất lượng của xăng hoặc cho quá trình tồn chứa, hoạtđộng 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 chưngcất khí quyển, có khoảng nhiệt độ sôi từ 180 – 250oC Phân đoạn Kerosene đượctrích ra từ tháp chưng cất khí quyển qua một stripper dùng thiết bị đun sôi lại Yêucầu 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 lượngđáp ứng tiêu chuẩn của nhiên liệu Jet A1 Hiệu suất thu hồi phân đoạn này phụthuộc vào điểm cắt và bản chất của dầu thô, nhưng thường hiệu suất này lớn hơn sovới nhu cầu thị trường Ngoài ra, các phân đoạn trung bình thu được từ quá trìnhHydrocracking 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 vàomột số phụ gia như: phụ gia chống oxy hóa, phụ gia tĩnh điện, phụ gia chống ănmòn, 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 ápsuất cao Loại động cơ này tương đối phổ biến và đa dạng chủng loại, từ các loại xeđặc biệt, xe 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 làmviệc 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, vì chỉ số cetane là
Trang 18yêu cầu dễ đạt được mà không phải qua các quá trình chuyển hóa phức tạp Cụ thểhơn, 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 hồicũng như tính chất của phân đoạn này phụ thuôc vào điểm cắt và bản chất củadầu 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 thápchưng 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 lượngaromatic và lưu huỳnh lớn Có thể nâng cao chất lượng của phân đoạn này bằngquá trình xử lý hydro, giảm hàm lượng S, Aromatic, tăng chỉ số cetane Tuynhiên, quá trình này không thay đổi lớn chất lượng của LCO, do đó nó đượcphối trộn hạn chế vào diesel và định hướng phối trộn cho dầu đốt dân dụng
− Phân đoạn gasoil từ quá trình hydrocracking có chất lượng rất tốt Tuynhiên, 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 nhớthoặc lượng Kerosene còn dư sau khi phối trộn nhiên liệu phản lực
Hiện nay, nhu cầu về sản phẩm này đang dần bị thu hẹp lại do sự phát triển củanăng lượng hạt nhân, năng lượng điện và nguồn khí tự nhiên Tuy nhiên, cho đếnnay, nó vẫn còn đóng vai trò quan trọng trong cuộc sống ; đặc biệt ở các nước châu
Âu, loại sản phẩm này chủ yếu dùng trong các lò sưởi
So với Diesel, yêu cầu về tiêu chuẩn của FOD ít khắc khe hơn nhiều, chủ yếu làhàm lượng lưu huỳnh (≤ 0,2%) Do đó, việc phối trộn nó không gặp nhiều khókhăn
Loại nhiên liệu này chủ yếu áp dụng cho các quá trình đốt cháy trong côngnghiệp (nhà máy điện, lò đốt…), và một phần có thể cung cấp cho các tàu thủy côngsuất lớn, sử dụng động cơ diesel Ứng dụng làm nhiên liệu cho động cơ diesel củadầu đốt công nghiệp ngày càng giảm, trong khi đó nhu cầu áp dụng cho các lĩnh vực
Trang 19như : lò đốt của các nhà máy xi măng, sấy và chế biến thực phẩm vẫn đóng vai tròquan trọng và khó thay thế
Trong nhà máy lọc dầu, dầu đốt công nghiệp được phối trộn từ các nguồn khácnhau như: cặn mazut, cặn giảm nhớt, cặn chưng cất chân không, LCO, HCO,…Các ràng buộc đối với loại nhiên liệu này ngày càng khắc khe hơn, chủ yếu làhàm lượng S và độ nhớt Do vậy, việc lựa chọn các nguồn phối liệu cơ sở đóng vaitrò nhất định: LCO và HCO có độ nhớt nhỏ hơn nhiều so với các nguồn phối liệu làcặn, cặn chưng cất chân không và cặn giảm nhớt lại có hàm lượng S khá cao
Các dung môi hydrocacbon là các phân đoạn dầu mỏ tương đối nhẹ, nằm trongkhoảng từ C4 đến C14 với ứng dụng đa dạng từ công nghiệp cho đến nông nghiệp.Người ta sử dụng đặc tính bốc hơi nhanh và phân chia dung môi hydrocacbon theonhiệt độ sôi
− Xăng đặc biệt : phân bố trong khoảng 30 đến 205oC
− White-spirits : 135 – 205oC, hàm lượng aromatic thấp, chủ yếu dùng làm dungmôi pha sơn
− Lamp oils : từ C10 đến C14, khoảng sôi từ 160 – 300oC, chủ yếu làm dung môicho các loại mực in
− Các sản phẩm aromatic tinh khiết (BTX) : làm dung môi cho keo dán, nguyênliệu sản xuất thuốc trừ sâu, làm môi trường cho phản ứng polymer hóa,…
Các tính chất cần thiết cho dung môi hydrocacbon như :
− Độ bốc hơi: đặc trưng bằng đường cong chưng cất hay áp suất hơi, ảnhhưởng đến thời gian sấy khô sản phẩm
− Độ hòa tan: dung môi phải có độ hòa tan chọn lọc
− Độ tinh khiết: cần phải kiểm tra nồng độ các chất hòa tan như các hợp chấtcủa lưu huỳnh, olefine, aromatic,…
− Mùi: không khó chịu
− An toàn và tính độc: liên quan đến nguy cơ cháy nổ, có thể đánh giá bằngđiểm chớp cháy, và hàm lượng benzene có trong dung môi
Trang 20propylene, butene Không có tiêu chuẩn chính thức cho loại sản phẩm này mà chỉ cótiêu chuẩn thương mại được thỏa thuận theo hợp đồng.
Có hai yêu cầu cơ bản đối với naphta:
− Thành phần : diễn tả qua đường cong chưng cất, có thể đi kèm với tỷ trọng
Trong quá trình sản xuất dầu gốc khoáng, phần n-paraffine loại trừ AR đượcchia thành 2 loại: paraffine thu được từ distilate nhẹ, còn cire thu được từ distilatenặng và trung bình
Các sản phẩm này có đặc tính hoàn toàn không chứa hydrocacbon thơm, chúngthường được dùng để sản xuất bao bì thực phẩm, nến, mỹ phẩm, xi…
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 đoạnKerosene có chất lượng thấp, có tác dụng làm giảm độ nhớt của bitume
− Bitume pha loãng : hỗn hợp với một loại dầu có độ nhớt thấp, thông thường
là dầu than đá hay dầu có nguồn gốc dầu mỏ Sản phẩm này thường có độ nhớtcao hơn bitume lỏng
− Bitume thường được sử dụng để làm đường giao thông, làm tấm lợp, bọcống, cách điện, cách âm,…
1.3 Giới thiệu về dầu thô Arập Saudi
Nguồn nguyên liệu là dầu thô Saudi nặng Sau đây là một số tính chất của
Trang 21Bảng 1.1: Tính chất tỷ trọng, hàm lượng, lưu huỳnh của 24 cấu tử giả
Trang 22Hình 1: Đường cong chưng cất điểm sôi thực của dầu thô Saudi
Trang 23Hình 3: Đường cong hàm lượng lưu huỳnh của dầu thô Saudi nặng
1.4 Chức năng nhiệm vụ của nhà máy lọc dầu
Dầu thô sau khi khai thác lên được sử dụng trực tiếp mà không thông quacông đoạn chế biến nào cả thì có giá trị sử dụng rất hạn chế, trong khi thành phầncủa nó có rất nhiều cấu tử quý cho nhiều mục đích khác nhau Vi vậy nhà máy lọcdầu được xây dựng để tách dầu thô thành các sản phẩm tùy theo mụch đích sử dụngkhác nhau
Đầu tiên dầu thô trải qua các quá trình lọc tách vật lý nhằm mục đích phânriêng hổn hợp nhiều cấu tử thành các phân đoạn có nhiệt độ sôi khác nhau, sảnphẩm trung gian khác nhau nhờ vào các quá trình sau:
− Quá trình chưng cất (khí quyển, chân không, các tháp tách)
Nguồn nguyên liệu là dầu thô Saudi nặng Nhiệm vụ của đồ án gồm:
Tính toán cân bằng vật chất các phân xưởng
Trang 24− Phân xưởng chưng cất khí quyển xử lý nguồn nguyên liệu dầu thô.
− Phân xưởng chưng cất chân không xử lý hoàn toàn hay một phần nguyên liệucặn chưng cất khí quyển, nhằm thu được 2 loại sản phẩm làm nguyên liệu cho phânxưởng tiếp theo: phần cất chân không nhằm làm nguyên liệu cho phân xưởngcracking xúc tác FCC, phần cặn chưng cất chân không làm nguyên liệu cho sản xuấtbitum
− Phân xưởng Cracking nhiệt: biến đồi các phân đoạn xăng thành các sảnphẩm nhẹ, tương ứng với khoảng sôi của các sản phẩm trắng như xăng, kerosene,diesel
− Phân xưởng Reforming xúc tác: bao gồm một loạt các phản ứng nhằm làmthơm hóa các sản phẩm dầu mỏ, tăng tri số octan của xăng và cung cấp nguồn khíhydro cho công nghệ làm sạch dầu mỏ
− Phân xưởng Alkyl hóa: alkyl hóa alkan nhằm tăng trị số octan, chuyển hóacác hydrocarbon thơm làm nguyên liệu tổng hợp hóa dầu
− Phân xưởng HDS nhằm tách loại lưu huỳnh các nguồn phối liệu cơ sở nhưgasoil nhẹ, gasoil nặng hoặc khử S cho các bán sản phẩm làm nguyên liệu cho quátrình xử lý tiếp theo, nhằm đảm bảo tiêu chuẩn về hàm lượng S cho sản phẩmthương phẩm
− Phân xưởng FCC: chuyển hóa các phân đoạn nặng dưới tác dụng của chấtxúc tác, nhằm tăng hiệu suất thu hồi xăng và LPG
Thiết kế tháp chưng cất: tính toàn nhiệt độ nguyên liệu vào, nhiệt độ nguyênliệu ra, đường kính, chiều cao tháp …
Trang 25Nguyên liệu của quá trình này là dầu thô sau khi đã qua các quá trình xử lý
để tách muối, tạp chất cơ học và ổn định dầu
2.1.3.1. Khoảng nhiệt độ sôi của các phân đoạn
Khoảng nhiệt độ sôi của các phân đoạn sản phẩm: Ti – Tf
Theo các số liệu khoảng nhiệt độ (oF) các phân đoạn sản phẩm được lấy ratại tháp chưng cất khí quyển như sau:
Bảng 2.1: Khoảng nhiệt độ các phân đoạn của tháp chưng cất khí quyển
2.1.3.2. Thiếp lập đường cong chưng cất điểm sôi thực của các phân đoạn
Đường cong chưng cất điểm sôi thực TPB của phân đoạn Naphtha
(<375 oF)
− Hiệu suất thu phân đoạn % = 22.8
− Nhiệt độ điểm cắt cuối theo đườg cong TPB =375 oF
− Từ bảng tương quan về điểm cắt (bảng 1.17 phụ lục I), suy ra được điểm cắttheo ASTM = 375 – 11 =364 oF
− Điểm cắt TPB 50 % theo thể tích = 22.8/2 = 11,4
− Nhiệt độ TPB 50 % tương ứng với 11.4 % thể tích = 225 oF
− Từ tương quan về điểm cắt, ta suy ra được điểm cắt theo ASTM = 231oF
− Sử dụng biểu đồ xác định nhiệt độ ASTM theo phần thể tích hình 2.1 (phụlục II), để ước lượng nhiệt độ ASTM từ hai điểm bất kì là ASTM 50% và ASTM100% Ta có được bảng số liệu sau:
Bảng 2.2: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn Naphtha
Trang 26Đường cong chưng cất điểm sôi thực TPB của phân đoạn Kerosen
(375 – 480 oF)Cách làm tương tự ta thiết lập được đường cong TPB của Kerosene qua bảngsau:
Bảng 2.3: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn Kerosene
Đường cong chưng cất điểm sôi thực TPB của phân đoạn LGO (480 – 610
oF)
Cách làm tương tự ta cũng xây dựng được đường cong TPB của LGO
Bảng 2.4: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn LGO
Trang 27 Đường cong chưng cất điểm sôi thực TPB của phân đoạn HGO (610– 680
oF)
Cách làm tương tự ta cũng xây dựng được TPB của HGO
Bảng 2.5: Tương quan đường cong ASTM và TBP phân đoạn HGO
2.1.3.3. Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh
Hàm lượng S trong mỗi phân đoạn được tính theo phương pháp cộng tínhkhối lượng:
• Phân đoạn Naphtha
Bảng 2.6: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn Naphtha
Trang 28• Phân đoạn Kerosene
Bảng 2.7: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn Kerosene
• Phân đoạn LGO
Bảng 2.8: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn LGO
Trang 29• Phân đoạn HGO
Bảng 2.9: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh phân đoạn HGO
• Bảng tóm tắt của các phân đoạn
Bảng 2.10: Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh các phân đoạn
2.1.3.4.
Nhiệt độ sôi trung bình thể tích các phân đoạn
Tính Tmav theo công thức: Tmav = Tv + ΔTv
Trang 30Bảng 2.11: Nhiệt độ sôi trung bình các phân đoạn
w
của các phân đọan thông qua bảng sau :
Bảng 2.12: Hệ số Kw của các phân đoạn
2.1.3.6.
Áp suất hơi bão hòa
Áp suất hơi bão hòa được nội suy từ bảng phụ lục bảng 1.16 (phụ lục I) thôngqua giá trị T
v
.VD: Ta có T
v
của phân đoạn Naphtha bằng 229.67
o
F từ bảng 1.16 với nhiệt độgiả định là 500
o
F ta tìm được áp suất hơi bảo hòa của phân đoạn là 22 Atm
Ta có áp suất hơi bão hòa của các phân đoạn thông qua bảng sau:
Bảng 2.13: Áp suất hơi bão hòacủa các phân đoạn
Trang 31Khối lượng phân tử
Khối lượng phân tử được nội suy từ bảng bảng 1.3 (phụ lục II) từ 2 giá trị T
Khối lượng phân tử của các phân đoạn được trình bày qua bảng sau:
Bảng 2.14: Khối lượng phân tử trung bìnhcủa các phân đoạn
Trang 32Bảng 2.15: Độ nhớt của các phân đoạn
Chỉ số độ nhớt
Giá trị chỉ số độ nhớt được tra từ bảng 1.18 (phụ lục I) từ giá trị độ nhớt
Bảng 2.16: Chỉ số độ nhớtcủa các phân đoạn
Điểm chớp cháy (flash point)
Flash point = 0.77[ASTM(5
o
F) – 150]
Giá trị điểm chớp cháy của các phân đoạn được thể hiện qua bảng sau:
Bảng 2.17: Điểm chớp cháy của các phân đoạn
Giá trị chỉ số điểm chớp cháy được tra từ hình 1.19 ( phụ lục II) từ flash point
Bảng 2.18: Chỉ số điểm chớp cháy của các phân đoạn
Trang 33Trong đó chỉ số điểm chớp cháy của Res = (313.41-1353-23.1-3.2-0.65)/605 =0.016 (ASTM 5% của Res bằng 605) Từ chỉ số điểm chớp cháy của Res thông quahình 1.18 (phụ lục II) ta suy ngược lại điểm chớp cháy của Res là 697.04 Từ đó ta
Giá trị điểm chảy của các phân đoạn được thể hiện qua bảng sau:
Bảng 2.20: Chỉ số điểm chảycủa các phân đoạn
2.2 Phân xưởng chưng cất chân không
2.2.1 Nguyên liệu
Trang 34Nguyên liệu của phân xưởng chưng cất chân không là phần cặn của phân xưởngchưng cất khí quyển Việc phân tách của phân xưởng tùy thuộc vào thành phần phầncặn của phân xưởng chưng cất khí quyển.
2.2.2 Mục đích
Mục đích của phân xưởng chưng cất chân không là để thu tối đa phần phânđoạn Gasoil nặng (tăng tối đa sản phẩm trắng) từ nguyên liệu dầu thô ban đầu Quátrình làm việc ở điều kiện chân không cho phép giảm nhiệt độ chưng cất, nhờ đótránh được sự phân hủy hay craking nhiệt khi chưng cất ở nhiệt độ cao
Các sản phẩm của phân xưởng chưng cất chân không gồm: LVGO, HVGO, VR
Các sản phẩm của phân xưởng chưng cất chân không có ứng dụng sau:
− Phần cất LVGO và HVGO làm nguyên liệu sản xuất sản phẩm trắng thôngqua phân xưởng FCC
− VR được dùng để sản xuất bitum
2.2.3 Cân bằng vật chất cho phẩn xưởng
Điểm cắt của các bán sản phẩm được giả định như sau:
LVGO: 680 – 780
o
FHVGO: 780 – 930
o
FVacuum Residue: >930
Trang 35Bảng 2.21: Tương quan đường cong ASTM và TPB của phân đoạn LVGO
Phân đoạn HVGO
Bảng 2.22: Tương quan đường cong ASTM và TPB của phân đoạn HVGO
Từ đường cong TPB và số liệu thực nghiệm ta xác định được hàmlượng lưu huỳnh theo thể tích của các phân đoạn theo bảng sau:
Trang 36Bảng 2.23: Tỷ trọng, hàm lượng lưu huỳnh của phân đoạn LVGO và HVGO
Ta có tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh của phân xưởng chưng cất chân khôngđược tính theo các công thức sau:
FR = FLVGO + FHVGO + FVR
FRSGR = FLVGOSGLVGO + FHVGOSGHVGO + FVRSGVR
FRSGRSUR = FLVGOSGLVGOSUR + FHVGOSGHVGOSUHVGO + FVRSGVRSUVR
Dựa vào công thức trên ta có được bảng số liệu sau:
Bảng 2.24: Tính chất của sản phẩm phân xưởng chưng cất chân không
Trang 37Như đã được biết nguồn nguyên liệu của phẩn xưởng là phần cặn của phânxưởng chưng cất chân không
Tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh đươc cho dưới bảng sau:
Bảng 2.25: Tính chất nguồn nguyên liệu của phân xưởng Cracking nhiệt
Và độ chuyển hóa của phân xưởng là 11.83 (được tra từ bảng 2.1 phụ lục I)
Phần trăm thể tích và phần trăm khối lượng của các sản phẩm được lấy dựa theobảng 2.1 (phụ lục I) đối với phần trăm khối lượng và hình 2.1 (phụ lục II) đối vớiphần trăm thể tích
Từ đó phần trăm khối lượng và phần trăm thể tích của các sản phẩm được chotheo bảng sau:
Trang 38Bảng 2.26: Hiệu suất thu sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt
Hàm lượng lưu huỳnh và tỷ trọng của các sản phẩm được tính theo các côngthức sau:
34
;(
;
TCR TCG
TC TC
H S
TC TCG
FT FT
tw FT SU
Trang 39− oAPI của gasoline, distillate, gasoil, residue được cho trong hình 2.5 – 2.5(phụ lục II) lần lượt là: 57.5; 31.9; 20.1; 4.1.
− Hàm lượng lưu huỳnh của các bán sản phẩm được tra dựa trên hình 2.6 (phụlục II) như sau: %Sgasoline = 1.24; %Sdistillate = 2.78 Hàm lượng lưu huỳnh của Gasđược tra theo hình 9.1 %H2S = 0.39%Wt
Từ công thức và các số liệu được cho Ta tính toán được bảng sau:
Bảng 2.27: Tính chất sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt
Bảng cân bằng khối lượng cho các sản phẩm:
Bảng 2.28: Tính chất sản phẩm của phân xưởng Cracking nhiệt
− Xử lý lưu huỳnh các phân đoạn sản phẩm trung gian (bán sản phẩm) để đảmbảo hàm lượng S trong sản phẩm thương phẩm dưới mức tiêu chuẩn quy định
− Xử lý lưu huỳnh trong các phân đoạn là nguyên liệu của các quá trìnhchuyển hóa, nhằm tránh hiện tượng ngộ độc xúc tác, ăn mòn thiết bị và đảm bảotiêu chuẩn hàm lượng S trong các sản phẩm của quá trình chuyển hóa
Nguồn nguyên liệu của phân xưởng HDS là các phân đoạn từ các quá trìnhlọc tách vật lý và các quá trình chuyển hóa Nguyên liệu là các phân đoạn HVGO,
Trang 40LVGO đến từ phân xưởng chưng cất chân không Phân đoạn Kerosene đến từ phânxưởng chưng cất khí quyển Phân đoạn Diesel đến từ phân xưởng chưng cất khíquyển và phân xưởng TC Phân đoạn Naphtha đến từ các phân xưởng chưng cấtchân không, phân xưởng TC, phân xưởng tổng hợp xăng, phân xưởng reformer vàcác phân xưởng HDS khác.
HVGO HVGO HH HH NH NH GOH GOH
LEH LEH VEH VEH
HVGO HVGO HVGO HH HH HH NH NH HVGO
GOH GOH GOH LEG LEH LEG VEH VEH VEH
o Trong biểu thức trên M1 và M2 là các hệ số chuyển đổi M1 = 42 x 8.33 và M2
= 1/379 F, SG, SU lần lượt là lưu lượng, tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh của cácdòng
o SGGOH, SUGOH được lấy từ cơ sở dữ liệu TLTK3 Trong đó SGGOH =0,907 (suy
ra từ độ API); SUGOH =0.5%
o Từ bảng 2.2 (phụ lục I) ta cũng có được lượng H2 SCF cần thiết để khử lưuhuỳnh trong HVGO là 210bbls/day
o Giả sử phân tử lượng của khílà 11
o Giả sử hiệu suất khử lưu huỳnh là 85%
o Do lượng lưu huỳnh khử được biết nên các sản phẩm khí được khử lưuhuỳnh được tính theo công thức sau:
1 1